مطالب برچسب شده 'پارس جنوبی'

بالاتر از قطر

ايران امسال در توليد سالانه گاز از پارس جنوبي، قطر را پشت سر خواهد گذاشت

علی‌اکبر شعبانپور اعلام کرد ایران امسال در تولید سالانه گاز از پارس جنوبی، قطر را پشت سر خواهد گذاشت.

علی‌اکبر شعبانپور اعلام کرد ایران امسال در تولید سالانه گاز از پارس جنوبی، قطر را پشت سر خواهد گذاشت.

درست مثل يك حكايت شيرين، از كتابي كه فصل‌هاي زيادي از آن پر است از حکایت‌هایی تلخ: پيشي گرفتن ايران از قطر در توليد سالانه گاز از ميدان مشترك پارس جنوبي، بزرگ‌ترين ميدان گازي جهان. بر اساس وعده علي‌اكبر شعبان‌پور، مديرعامل شركت نفت و گاز پارس (كارفرماي ميدان گازي پارس جنوبي)، «در صورت تامين منابع مالي، چنانچه پنج فاز وارد مدار شوند، امسال ايران در برداشت سالانه گاز پارس جنوبي از قطر پيشي مي‌گيرد». اشاره شعبان‌پور به وارد مدار توليد شدن معادل مجموعاً پنج فاز استاندارد شامل دو سكوي فازهاي ۱۷ و ۱۸ (يك فاز استاندارد)، چهار سكوي فاز ۱۹ (دو فاز استاندارد) و دو سكوي فازهاي ۲۰ و ۲۱ (دو فاز استاندارد) است كه در صورت تحقق،‌ ايران مي‌تواند در توليد سالانه و روزانه گاز از قطر پيشي بگيرد. با وجود تمامي اينها، بخش خاكستري كتاب به جاي خود باقي است: عقب‌ماندگي چندين‌ساله‌اي كه موجب شده مجموع توليد قطر از اين ميدان مشترك، كمابيش حدود دوبرابر ايران باشد، پروژه‌هایی که با افزایش چندبرابری زمان و هزینه توسعه پیدا می‌کنند و گازی که بازاری برای فروش آن وجود ندارد. زماني كه ايران براي اولين بار از پارس جنوبي گاز توليد كرد، قريب به يك دهه از شروع توليد گاز توسط قطر مي‌گذشت.

ميوه بيع متقابل
طی سال‌های پس از انقلاب، سرمایه‌گذاری خارجی در بخش بالادستی نفت عمدتاً با استفاده از شیوه بیع متقابل (Buy Back) صورت گرفت. به بیانی ساده، در این قراردادها، بازپرداخت هزینه‌های صورت‌گرفته توسط پیمانکار در یک پروژه به همراه دستمزد، از محل فروش بخشی از محصولات همان پروژه پس از شروع تولید، صورت می‌گرفت. بیع متقابل منتقدان جدی داشت و دارد، اما حتي در ميان آنها نيز عده زيادي اعتقاد دارند كه عملكرد اين شيوه قراردادي در ميدان گازي پارس جنوبي مثبت بوده است. توسعه فازهاي ۱ تا ۱۰ ميدان گازي پارس جنوبي طي نيمه دوم دهه ۷۰ و نيمه اول دهه ۸۰ با اين شيوه به كنسرسيوم‌هايي متشكل از پيمانكاران خارجي و داخلي واگذار شد: فاز ۱ (پتروپارس)، فازهاي ۲ و ۳ (توتال، گازپروم و پتروناس)، فازهاي ۴ و ۵ (اني، پتروپارس و نیکو)، فازهاي ۶، ۷ و ۸ (پتروپارس و استات اويل) و فازهاي ۹ و ۱۰ (GS، مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران و مهندسی و ساختمان صنایع نفت). متعاقب شروع توسعه، تولید از میدان گازی پارس جنوبی نخستین بار در سال ۱۳۸۰ از فازهای ۲ و ۳ شروع شد و با بهره‌برداری از تمامی فازهای ۱ تا ۱۰، از سال ۱۳۸۰ تا ۱۳۹۰ ظرفیت توليد گاز از پارس جنوبي به بيش از ۲۸۰ ميليون مترمكعب در روز رسید. تا پیش از شروع بهره‌برداری از دیگر فازهای پارس جنوبی طی سه سال اخیر، تمام تولید گاز پارس جنوبی از محل قراردادهای بیع متقابل صورت می‌گرفت و در نتیجه می‌توان گفت بخش قابل ‌توجهی از تولید گاز کشور، ثمره این نوع قرارداد بوده است. بعد از فازهای ۱ تا ۱۰، بیع متقابل تنها در فاز ۱۲ به کار گرفته شد. راهبری این پروژه بر عهده شرکت پتروپارس بود و بعد از شروع تولید در سال ۱۳۹۲، افتتاح آن در سال ۱۳۹۳ صورت گرفت. این فاز بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی و هدفگذاری تولید آن معادل سه فاز استاندارد بوده است که باتوجه به خصوصیات مخزن در آن بخش از میدان، این هدف محقق نشده است.

سنگ بزرگ ۳۵ ماهه
۲۵ خرداد ۱۳۸۹ و در حالی که پروژه فازهای ۱۲، «۱۵ و ۱۶» و «۱۷ و ۱۸» به ترتیب با پیشرفت ۳۰، ۴۵ و ۴۰ درصدی درحال توسعه بودند، بزرگ‌ترین قرارداد صنعت نفت کشور برای توسعه همزمان پروژه فازهای ۱۳، ۱۴، ۱۹، «۲۰ و ۲۱» و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» امضا شد. بر اساس این قراردادها، پروژه‌های مذکور باید طی ۳۵ ماه یعنی تا اردیبهشت ۱۳۹۲ (قبل از پایان دولت دهم) به تولید می‌رسیدند. تا زمان تهیه این گزارش یعنی اردیبهشت ۱۳۹۵، تنها چند روز از تولید یک سکوی فاز ۱۹ می‌گذرد و بقیه فازها هنوز به تولید نرسیده‌اند. این واقعیت را می‌توان نشانی از عدم موفقیت ایده طرح‌های ۳۵‌ماهه دانست.
ممکن نبودن توسعه همزمان این تعداد پروژه باتوجه به منابع مالی و توان اجرایی کشور در همان ابتدای امر نیز بارها گوشزد شده بود؛ اما مدافعان طرح‌های ۳۵‌ماهه معتقد بودند که به لحاظ امکانات مالی محدودیتی وجود ندارد و با استفاده از طراحی مهندسی صورت‌گرفته در فازهای پیشین، می‌توان فرآیند توسعه را سرعت بخشید؛ که این‌گونه نبود. در این میان، تحریم نیز به عاملی مزید بر عوامل متداول عدم دستیابی پروژه به اهداف زمان، هزینه و کیفیت تبدیل شد. طی دوران تحریم‌ها ضمن دشواری تخصیص منابع مالی به صورت ارزی، هزینه پروژه‌ها نیز شدیداً افزایش یافت و بسیاری از سازندگان و ارائه‌دهندگان خدمات خارجی، از همکاری با طرف ایرانی سر باز زدند. این موضوع اگرچه در طرح‌های پیشرو پارس جنوبی نیز وجود داشت، در طرح‌های ۳۵ماهه بیشتر نمایان شد. در پایان فروردین امسال، یعنی حدود پنج سال که از امضای قرارداد طرح‌های ۳۵ماهه می‌گذرد، به جز فاز ۱۹، پیشرفت هیچ یک از طرح‌های یادشده به ۹۰ درصد نرسیده است. بسیاری معتقدند تمرکز بر اتمام چند پروژه به جای شروع همزمان طرح توسعه برخی از فازهای غیرمرزی و اولویت‌بندی پروژه‌های پارس جنوبی، می‌توانست نتیجه به مراتب بهتری در پی داشته باشد؛ امری که بیژن زنگنه، وزیر نفت، بلافاصله پس از ورود به وزارتخانه بدان اهتمام ورزید و طرح‌های فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶، و ۱۷ و ۱۸ را در اولویت نخست قرار داد.

درصد پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی تا پایان فروردین 1395

درصد پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی تا پایان فروردین ۱۳۹۵

علاوه بر این، ماجرای عقب‌ماندگی پیشرفت بخش حفاری از پیشرفت کل پروژه، در برخی از طرح‌های ۳۵ماهه به جای خود باقی است. نتیجه این پدیده، نهایتاً در تاخیر دستیابی به اهداف تولید گاز (با وجود درصد پیشرفت نسبتاً بالای پروژه) مشهود خواهد بود. چراکه با وجود به پایان رسیدن پالایشگاه، خطوط لوله و ساخت سکوهای دریایی، به دلیل عقب‌ماندگی نسبی بخش حفاری چاه‌ها، تولید گاز مطابق اهداف از پیش تعیین‌شده میسر نیست و در نتیجه عملاً پیشرفت بالای پروژه منجر به تولید گاز از میدان مشترک نمی‌شود. این ماجرا در فازهای ۱۵ و ۱۶ نیز قبلاً وجود داشته است که افتتاح و بهره‌برداری از پالایشگاه و دیگر بخش‌های آن، پیش از شروع تولید چاه‌ها صورت گرفت. در میان پروژه‌هایی که سابقاً ۳۵ماهه نام گرفتند، پروژه فازهای ۱۳، ۱۴ و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» به روشنی دچار این پدیده هستند. بیشترین عقب‌ماندگی به فاز ۱۴ مربوط می‌شود که مدیریت آن به کنسرسیومی متشکل از هشت شرکت داخلی واگذار شده و هم‌اکنون از چهار موقعیتی که باید در آنها حفاری صورت گیرد و سکوی دریایی نصب شود، تنها در دو موقعیت حفاری صورت می‌گیرد. براین اساس پیش‌بینی می‌شود تولید از فاز ۱۴ دیرتر از دیگر فازها محقق شود؛ البته با یک استثنا: فاز ۱۱٫ با وجود مرزی بودن این فاز و اهمیت دوچندان شروع توسعه آن، عملیات اجرایی آغازین این فاز هنوز صورت نگرفته و حتی پیمانکاری نیز برای آن تعیین نشده است. در حالی که مدت‌ها تعلل پیمانکار چینی این فاز به خلع ید آن انجامید، متعاقباً اجرای آن به هیچ یک از پیمانکاران داخلی متقاضی واگذار نشد. بر اساس آخرین اعلام، قرار است توسعه این فاز در مناقصه قراردادهای جدید نفتی (IPC) واگذار شود.

ظرفيت واقعی توليد گاز پارس جنوبي در پايان هر سال (ميليون مترمكعب در روز)

ظرفيت واقعی توليد گاز پارس جنوبي در پايان هر سال (ميليون مترمكعب در روز)

دو سوی میدان
حجم ذخایر میدان مشترک گازی در بخش قطر (موسوم به گنبد شمالی) حدود ۵ /۲۴ تریلیون مترمکعب برآورد می‌شود؛ یعنی بیش از ۸ /۱ برابر بخش ایرانی. ذخایر گازی قطر عمدتاً به همین میدان منحصر می‌شود، درحالی که میدان گازی پارس جنوبی کمتر از نصف ذخایر ایران را در خود جای داده است. در قطر، فرآیند توسعه میدان و مصارف تولیدات آن، با بخش ایرانی تفاوت اساسی دارد. در ایران، فرآیند توسعه در بخش تولید با مدیریت شرکت نفت و گاز پارس صورت می‌گیرد. بعد از شروع بهره‌برداری، پالایشگاه‌های تحت مدیریت شرکت ملی گاز ایران، پالایش را برعهده می‌گیرند. فروش و بازاریابی میعانات گازی حاصله توسط شرکت ملی نفت ایران صورت می‌گیرد و گاز بسته به نیاز، عمدتاً به مصرف بخش خانگی، سوخت نیروگاه‌ها و خوراک پتروشیمی‌ها می‌رسد. الگوی مصرف گاز در کشور و سهم بالای آن در سبد انرژی کشور باعث شده است تا سال ۱۳۹۲، تامین گاز برای مصارف داخلی به ویژه در فصول سرد با نگرانی و دشواری صورت گیرد و مقوله صادرات عملاً محل چندانی از اعراب نداشته باشد.

بر اساس گزارش اداره اطلاعات انرژی آمریکا، شرکت «قطرپترولیوم»، فرآیند توسعه صنعت نفت و گاز را به صورت یکپارچه از اکتشاف و تولید گرفته تا تبدیل به محصولات نهایی قابل فروش از جمله ال‌ان‌جی (گاز طبیعی مایع) و فرآورده‌های پتروشیمی در دست دارد. قطر پترولیوم این فعالیت‌ها را به وسیله تعریف مشارکت‌هایی با حضور غول‌های نفتی جهان شامل اکسون موبیل، شل و توتال صورت می‌دهد. «قطرگاز» و «راس‌گاز» دو بازوی قطر پترولیوم در اجرای این ماموریت هستند. کنسرسیوم قطرگاز، حاصل مشارکت با توتال، اکسون‌موبیل، میتسویی، ماروبنی، کونوکو فیلیپس و شل است. در راس‌گاز نیز اکسون موبیل مشارکت دارد. ال‌ان‌جی تولیدشده نیز بر اساس قراردادهایی که بسیاری از آنها بلندمدت هستند، به فروش می‌رسد. بسیاری از خریداران ال‌ان‌جی، همان شرکت‌هایی هستند که با قطرپترولیوم در مشارکت‌ها حضور دارند و در نتیجه عملاً فروش محصولات به همان کشورهایی صورت می‌گیرد که در فرآیند توسعه نیز مشارکت دارند.

به لحاظ حقوقی، انعقاد قراردادهای مشارکت در تولیدی که قطر از آن استفاده می‌کند، در بسیاری از کشورهای منطقه از جمله ایران، کویت و عراق (خارج از کردستان این کشور) مجاز نیست و در تناقض با حاکمیت ملی بر منابع طبیعی ارزیابی می‌شود. با وجود این قطر به مدد همین قراردادها توانسته است به بزرگ‌ترین صادرکننده ال‌ان‌جی جهان و یکی از بزرگ‌ترین صادرکنندگان گاز تبدیل شود. بر اساس آمارهای BP، قطر در سال ۲۰۱۴ بیش از ۱۷۷ میلیارد مترمکعب گاز تولید کرد. یک دهه قبل، یعنی در سال ۲۰۰۴، تولید گاز این کشور تنها ۳۹ میلیارد مترمکعب بود؛ یعنی کمتر از یک‌چهارم مقدار تولید فعلی. باتوجه به مصرف سالانه ۸ /۴۴ میلیارد مترمکعب گاز در این کشور، بخش اعظم گاز تولیدی صرف صادرات می‌شود. قطر به دو کشور عمان و امارات متحده عربی به وسیله خط‌لوله گاز صادر می‌کند، اما عمده صادرات گاز این کشور به صورت ال‌ان‌جی صورت می‌گیرد. قطر در سال ۲۰۱۴ معادل بیش از ۱۰۳ میلیارد مترمکعب گاز به صورت ال‌ان‌جی صادر کرده که عمده آن به ژاپن (۹ /۲۱ میلیارد مترمکعب)، کره جنوبی (۷ /۱۷)، هند (۲ /۱۶)، انگلستان (۴ /۱۰)، چین (۲ /۹) و تایوان (۸) بوده است. ظرفیت تولید ال‌ان‌جی قطر هم‌اکنون ۷۷ میلیون تن است و این کشور قریب به یک‌سوم از تجارت جهانی ال‌ان‌جی را در دست دارد.

مشخصات طرح‌های پارس جنوبی

مشخصات طرح‌های پارس جنوبی

تفاوت دو نگاه
تولید گاز از مخزن مشترک میان ایران و قطر، با یک دهه اختلاف بین دو کشور آغاز شد. در نتیجه با وجود رشد تولید در بخش ایران، هنوز فاصله زیادی میان برداشت دو کشور وجود دارد. به گفته مدیرعامل نفت و گاز پارس، مجموع برداشت قطر تاکنون ۱۶۱۶ میلیارد مترمکعب بوده است و مجموع برداشت ایران ۹۰۴ میلیارد مترمکعب. این اختلاف در برداشت را می‌توان به عوامل متعددی نسبت داد که تحریم، شیوه‌های مدیریتی و حتی مسائل سیاسی می‌تواند از جمله آنها باشد. شاید در این میان، سهمی را نیز بتوان به تفاوت در چارچوب‌های حقوقی، قانونی و عرفی موجود در دو کشور نسبت داد که در قوانین مکتوب و مقررات موضوع فعالیت شرکت‌ها متبلور شده است. هم‌اکنون به جز فاز ۱۲، تمامی فازهای پارس جنوبی با استفاده از قراردادهای EPC (مهندسی، تامین و ساخت) درحال توسعه هستند که به عقیده برخی از کارشناسان، بهترین روش ممکن برای توسعه میادین نفت و گاز نیست. فشار بر منابع داخل کشور برای تامین مالی، کاهش مشارکت پیمانکار در ریسک‌های بخش تولید در مقایسه با قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید و نبود مکانیسم‌های انگیزشی برای استفاده از بهترین تجربه‌های فنی از جمله مشکلات شیوه فعلی توسعه به شمار می‌روند. در شرایطی که هدف نهایی از اجرای پروژه‌ها تولید گاز از میدان است، سهم اصلی در هزینه‌های پروژه مربوط به بخش حفاری (که تولید گاز مستقیماً به آن مرتبط می‌شود) نیست و در نتیجه موارد متعددی از عقب‌ماندگی این بخش در مقایسه با کل پروژه مشاهده می‌شود. در نتیجه ضمن تاخیر در تولید از این میدان مشترک، منابع متناسب با درصد پیشرفت پروژه تخصیص داده می‌شوند، بدون آنکه الزاماً اهداف تولید گاز محقق شوند.
در قراردادهای EPC موجود مکانیسم خاصی برای مشارکت پیمانکار در سود یا زیان ناشی از تحقق اهداف تولید پیش‌بینی نشده است و در نتیجه برای پیمانکار، مشوقی برای استفاده از بهترین فناوری‌ها در آنها وجود ندارد؛ درست برخلاف قراردادهای مشارکت در تولید و بیع متقابل که در هر یک حداقلی از مشوق‌ها یا الزامات ممکن است موجود باشد. لذا این سوال اساسی وجود دارد که آیا می‌توان به تفسیری از قوانین موجود دست پیدا کرد که با به کار بستن آن در موارد خاصی از قبیل میدان‌های مشترک و با اولویت بالا، بتوان از قراردادهایی جز آنچه هم‌اکنون متداول است، بهره گرفت و البته نتیجه بهتری حاصل شود؟ پاسخ به این سوال مهم در شرایطی که حتی قراردادهای جدید نفتی (موسوم به IPC) نیز با اشکالات فراوانی مواجه شده‌اند، آسان نیست. ولی شاید نگاهی به تجربه قطر، عمان و کردستان عراق بتواند زمینه‌ای مناسب برای
دست یافتن به پاسخی مناسب فراهم سازد.

منتشرشده در شماره ۱۷۶ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » اردیبهشت ۲۵ام, ۱۳۹۵

فردای گاز

نگاهی به نقش کم‌نظیر، چشم‌انداز مبهم و چالش‌های پیش‌روی سیاستگذاری گاز در ایران

صادرات غیرنفتی ایران در سال 1393

یک میلیارد مترمکعب در روز٫ این هدف‌گذاری است که برای ظرفیت تولید گاز کشور تا سال ۱۳۹۷ صورت گرفته و با روند فعلی افتتاح فازهای پارس جنوبی، احتمالاً مطابق برآوردها محقق خواهد شد. البته این ظرفیت یک میلیاردی الزاماً به معنای تولید روزانه یک میلیارد و سالانه ۳۶۵ میلیارد مترمکعب نیست؛ چرا که در نیمه اول سال مصرف گاز کمتر از نیمه دوم است و علاوه بر آن به دلیل تعمیرات ادواری تجهیزات و پالایشگاه‌ها، تولید گاز در بعضی از روزها با ظرفیت کامل صورت نمی‌گیرد. افزایش روزافزون تولید گاز در حالی صورت می‌گیرد که نقش گاز در سبد صادرات کشور، به صورت تصاعدی در حال افزایش است. بخش قابل‌توجهی از صادرات کشور را میعانات گازی تشکیل می‌دهد که همراه با گاز تولید می‌شود و با اندکی تسامح می‌توان آن ‌را محصول جانبی توسعه گاز دانست؛ چرا که هدف اصلی تولید گاز است و نه میعانات گازی.
در سال گذشته ۱۹ هزار تن میعانات گازی به ارزش ۱۴ میلیارد دلار به خارج صادر شد که نشان‌دهنده افزایش حدود ۵۰‌درصدی در وزن و قریب به ۳۶‌درصدی در ارزش دلاری نسبت به سال پیش از آن است.
در کنار میعانات گازی باید از مایعات گازی همچون پروپان و بوتان نیز نام برد که از ارقام عمده صادرات به شمار می‌روند و ارزش صادرات آنها در سال ۱۳۹۳ به ترتیب ۳ /۲ و ۴ /۱ میلیارد دلار بوده است. علاوه بر این دو قلم عمده، محصولات تولیدشده در صنایع پتروشیمی (که حجم زیادی از آنها مستقیماً یا به صورت غیرمستقیم از گاز ساخته شده‌اند) نیز در میان ارقام عمده صادراتی قرار دارند: متانول، اوره و بسیاری از مواد شیمیایی دیگر. به این ارقام عمده می‌توان ده‌ها مورد دیگر را اضافه کرد که محصولات پایین‌دستی صنایع پتروشیمی به شمار می‌روند، همچون بخشی از محصولات نساجی یا پلاستیک. با این تصویر کلان و در دوران افول درآمدهای نفتی، به نظر می‌رسد باید روی گاز حساب دیگری باز کرد.

ذخایر فراوان و صادرات اندک
براساس آمارهای بریتیش پترولیوم، ایران دارنده بزرگ‌ترین ذخایر گاز طبیعی جهان با حجم ۳۴ هزار میلیارد مترمکعب است. روسیه با ۶ /۳۲ هزار میلیارد مترمکعب، در رتبه دوم پس از ایران ایستاده است و قطر با ۵ /۲۴ هزار میلیارد مترمکعب در جایگاه سوم قرار دارد. در زمینه تولید گاز نیز ایران در رده نسبتاً بالایی قرار دارد و براساس آمارهای بریتیش پترولیوم در سال ۲۰۱۴ با تولید ۶ /۱۷۲ میلیارد مترمکعب گاز (بدون درنظر گرفتن گاز بازیافتی و سوزانده‌شده) پس از آمریکا و روسیه در جایگاه سوم جهان قرار داشته است.
با وجود این حجم بالای تولید، به دلیل مصرف بالای گاز در داخل، ایران در صادرات رتبه چندان بالایی ندارد. ایران در سال ۲۰۱۴ معادل ۲ /۱۷۰ میلیارد مترمکعب گاز مصرف کرده که تنها ۴ /۲ میلیارد مترمکعب بیش از صادرات است. آمارهای وزارت اقتصاد و دارایی به نقل از شرکت ملی گاز ایران نشان می‌دهند در سال ۱۳۹۳ مجموعاً ۸ /۲۰۱ میلیارد مترمکعب گاز تولید شده که ۳ /۱۸۶ میلیارد مترمکعب آن در بخش‌های خانگی، تجاری، صنعتی و نیروگاه‌ها مصرف شده است. اگر دیگر کاربردهای گاز را نیز در نظر بگیریم، در سال گذشته تنها ۷ /۹ میلیارد مترمکعب گاز برای صادرات باقی مانده که ۹۳ درصد آن به ترکیه، حدود چهار درصد به ارمنستان و حدود سه درصد به نخجوان صادر شده است. البته این رقم خالص صادرات کشور را نشان نمی‌دهد؛ چرا که در مقابل آن ۵ /۷ میلیارد مترمکعب گاز وارد شده و در نتیجه خالص صادرات تنها ۲ /۲ میلیارد مترمکعب گاز بوده است. برای درک اندک بودن این رقم نسبت به پتانسیل کشور، می‌توان این مثال را به کار برد که برای تولید ۲ /۲ میلیارد مترمکعب گاز در سال، تنها سه چاه میدان گازی پارس جنوبی کفایت می‌کند؛ این در حالی است که برای توسعه پارس جنوبی بیش از ۴۰۰ چاه پیش‌بینی شده است. با وجود این مصرف بالای داخلی، به نظر می‌رسد در سال‌های آتی به مدد توسعه میدان گازی پارس جنوبی (که بخش عمده آن تا سال ۱۳۹۶ وارد مدار تولید خواهد شد) لااقل به صورت بالقوه امکان افزایش صادرات از محل تولیدات جدید میسر شود. میدان گازی پارس جنوبی بیش از یک‌سوم ذخایر گازی ایران را در خود جای داده است و عمده افزایش تولید گاز و میعانات گازی در سال‌های آتی را تامین خواهد کرد.

صادرات و واردات سالانه گاز کشور

غول گازی خلیج‌فارس
در سال ۱۳۹۲ با وجود پیشرفت قابل‌توجه پروژه‌های فازهای «۱۲»، «۱۵ و ۱۶» و «۱۷ و ۱۸» و اجرای پروژه‌های موسوم به ۳۵‌ماهه، عمده تولید گاز از ۱۰ فاز با ظرفیت تولید روزانه کمتر از ۳۰۰ میلیون مترمکعب گاز غنی صورت می‌گرفت. در آن سال به صورت موقت و با ظرفیت اندک، بخش‌هایی از پروژه‌های «۱۲» و «۱۵ و ۱۶» وارد مدار تولید شدند؛ اگرچه افزایش ظرفیت تولید از این دو پروژه و افتتاح رسمی آنها به تدریج در سال‌های ۹۳ و ۹۴ صورت گرفت. با ورود این فازها به مدار تولید، ظرفیت تولید گاز از پارس جنوبی به ۴۲۰ میلیون مترمکعب در روز افزایش پیدا کرد. این البته پایان ماجرا نیست و با افتتاح تدریجی فازهای پارس جنوبی، قرار است ظرفیت تولید گاز این میدان به ۸۰۰ میلیون مترمکعب در روز برسد. تولید روزانه ۸۰۰ میلیون مترمکعب گاز، به معنای تولید حدود یک میلیون بشکه میعانات گازی در روز است که در نتیجه ظرفیت تولید میعانات گازی کشور نیز افزایش چشمگیری خواهد یافت.
هر فاز استاندارد پارس جنوبی، روزانه حدود ۲۵ میلیون مترمکعب گاز طبیعی و ۴۰ هزار بشکه میعانات گازی تولید می‌کند. معمولاً، میعانات گازی تولیدشده در پارس جنوبی و کشور به دو مصرف عمده می‌رسد: خوراک پتروشیمی‌ها و صادرات. در سال ۱۳۹۲، میانگین روزانه تولید میعانات گازی کشوری ۴۲۴ هزار بشکه بوده که این رقم در سال ۱۳۹۳ به ۴۴۱ هزار بشکه رسیده است.
باتوجه به ضرورت تولید گاز طبیعی در دوران اوج مصرف، طبیعی است که حتی در صورت نبود ظرفیت صادراتی، میعانات گازی همراه با آن نیز به صورت گریزناپذیر تولید می‌شود که این مورد در زمان تحریم و کاهش صادرات کشور به افزایش قابل‌توجه حجم ذخایر میعانات گازی در نفتکش‌ها انجامید؛ چنان که حجم ذخایر شناور میعانات گازی تا چندده میلیون بشکه نیز تخمین زده شد.
روند صادرات میعانات گازی قرار است به چند دلیل از جمله نیاز کشور به سوخت و کاهش خام‌فروشی تغییر کند و به جای آن، تولید محصولات با ارزش افزوده بالاتر جایگزین آن شود. در این راستا دو طرح عمده پیش‌بینی شده که در صورت پایان اجرای آنها می‌توان انتظار داشت بخش میعانات گازی پارس جنوبی به مصرف خوراک آنها برسد: پالایشگاه ستاره خلیج‌فارس و مجموعه هشت پالایشگاه پارس جنوبی. پالایشگاه ستاره خلیج‌فارس با ظرفیت فراورش روزانه ۳۶۰ هزار بشکه میعانات گازی طراحی شده و در دست اجراست که پیش‌بینی می‌شود فاز نخست آن به ظرفیت ۱۲۰ هزار بشکه در روز طی ماه‌های آتی به بهره‌برداری برسد. با بهره‌برداری کامل از این پالایشگاه، روزانه چهار میلیون لیتر گاز مایع، ۳۶ میلیون لیتر بنزین، ۱۴ میلیون لیتر گازوئیل و سه میلیون لیتر سوخت جت تولید خواهد شد. طرح نسبتاً جدید برای احداث هشت پالایشگاه با ظرفیت ۶۰ هزار بشکه در روز (مجموعاً ۴۸۰ هزار بشکه در روز) در سیراف، قرار است از سوی سرمایه‌گذاران بخش خصوصی اجرا شود و در نهایت روزانه ۲۲ میلیون لیتر گازوئیل، ۴۳ میلیون لیتر نفتا و شش میلیون لیتر سوخت جت تولید خواهد کرد. دو پروژه پالایشگاهی یادشده، می‌توانند تاثیر توسعه میدان گازی پارس جنوبی را بر صنعت نفت کشور به روشنی نشان دهند.
با وجود این چشم‌انداز نسبتاً مناسب از افزایش ظرفیت تولید میعانات گازی کشور، به نظر می‌رسد محصول اصلی یعنی گاز چندان آینده روشنی را در پیش روی خود نمی‌بیند.
از سویی مصرف گاز به صورت مداوم در حال افزایش است و از سوی دیگر اصولاً معلوم نیست این حجم عظیم گاز تولیدی باید به کدام مصرف برسد. با وجود این شاید بتوان لیستی از مهم‌ترین چالش‌های سیاستگذاری گاز در ایران درنظر گرفت که با مدیریت این چالش‌ها، تصویر فردای صنعت گاز کشور روشن‌تر خواهد شد.

مصارف سالانه گاز کشور

چالش‌های سیاستگذاری گاز
طیف چالش‌های موجود در سیاستگذاری صنعت گاز کشور، مجموعه‌ای را دربر می‌گیرد که از قیمت‌گذاری و مسائل فناورانه تا سیاست داخلی و خارجی را شامل می‌شود. با وجود اینکه نمی‌توان متغیرها و پارامترهای معادله گاز را به همین موارد منحصر دانست، مروری بر این عناوین می‌تواند به درک جغرافیای صنعت گاز ایران کمک کند.
مصرف بالای داخلی: مصرف بالای گاز در کشور و به ویژه بخش خانگی، نخستین چالش به شمار می‌رود. بخشی از این مصرف بالا را می‌توان در نتیجه طرح‌های گازرسانی دانست که در بعضی موارد فاقد توجیه فنی و اقتصادی عنوان می‌شوند و به نظر می‌رسد صرفاً با پشتوانه سیاسی می‌توان احداث آنها را توجیه کرد. افزایش سرمایه‌گذاری در زیرساخت‌های گازی ضمن ناکارآمدی احتمالی در بسیاری از مناطق گرمسیر و کم‌جمعیت، کشور را به سمت وابستگی هرچه بیشتر به مصرف مستقیم گاز (به جای برق حاصل از آن یا انواع دیگر انرژی) سوق خواهد داد؛ چرا که هزینه قابل‌ توجه صورت‌گرفته در این زیرساخت‌ها در نهایت به عنوان توجیهی برای تداوم استفاده از آنها مطرح خواهد شد. اما دلیل اصلی مصرف بالای گاز را می‌توان به ارزانی نسبی و عدم تعدیل قیمت‌ آن منتسب دانست که در نهایت به داستان همیشگی قیمت‌گذاری دستوری حامل‌های انرژی بازمی‌گردد.
قیمت‌گذاری: قیمت‌گذاری گاز چالش مهم دیگر در زمینه گاز به شمار می‌رود که البته به صورتی مشابه درباره تمامی حامل‌های انرژی مطرح می‌شود. در شرایطی که قیمت‌گذاری گاز به صورت دستوری و از سوی دولت صورت می‌گیرد، مبنای آن محل بحث فراوان قرار دارد. برخی معتقدند با توجه به فراوانی و پاکی نسبی گاز، باید با سیاست‌های قیمتی مصرف آن را تشویق کرد و در نتیجه ارزانی نسبی آن می‌تواند قابل ‌دفاع باشد. در صنعت پتروشیمی نیز مساله رقابت با دیگر کشورهای فعال در این صنعت به عنوان مبنا مطرح می‌شود. این در حالی است که هزینه – فرصت تزریق گاز به میادین نفتی یا صادرات آن به خارج از کشور نیز به عنوان دیگر مبانی درنظر گرفته می‌شوند. قیمت‌گذاری گاز به ویژه در سال‌های اخیر بر صنعت پتروشیمی و متعاقباً بازار سرمایه تاثیر فراوانی داشته است.
سیاست‌زدگی در صادرات: سیاست‌زدگی در صادرات گاز همزمان با عدم توجه کافی به واقعیت‌های سیاسی و اقتصادی بازار منطقه‌ای دیگر چالشی است که نمونه آن ‌را در انواع طرح‌های «فعال»، «در دست اجرا‌» یا «روی کاغذ» برای صادرات به ترکیه، عراق، عمان، امارات متحده عربی، پاکستان، هند و اروپا می‌توان مشاهده کرد. تنها طرح بزرگ صادراتی کشور با شکایت‌های پیاپی ترکیه درباره گرانی قیمت گاز صادراتی روبه‌رو است که از قضا یک مقایسه ساده نشان می‌دهد ادعای ترکیه چندان هم
بیراه نیست.
همزمان، طرح‌های بلندپروازانه برای تسخیر بازار اروپا آن هم از مسیر کشورهایی مثل عراق و سوریه در شرایطی مطرح می‌شود که حتی صادرات گاز به کشورهای همسایه نیز در هاله‌ای از ابهام قرار دارد و معلوم نیست چه زمانی به نتیجه برسد. همه اینها در حالی است که طرح‌های صادراتی با موانع سیاسی داخلی نیز مواجه هستند که در نتیجه این موانع تعیین‌کننده مذاکرات صادرات گاز باشند و نه منطق بازار و چانه‌زنی.
عدم تحقق اهداف تزریق گاز: با وجود انبوه گزارش‌هایی که چندین دهه درباره لزوم تزریق گاز به مخازن نفتی برای حفظ و نگهداشت ظرفیت تولید منتشر می‌شود، در اغلب سال‌ها اهداف تزریق گاز به دلیل نیاز کشور به مصرف گاز در دوران اوج سرما محقق نشده‌اند. برخی معتقدند پس از مصارف استراتژیک همچون بخش خانگی و نیروگاه‌ها، تزریق گاز به مخازن نفتی ممکن است از مصرف آن در بخش‌هایی مثل پتروشیمی و حتی صادرات نیز توجیه اقتصادی بیشتری داشته باشد؛ چرا که در نهایت به افزایش مجموع نفت تولیدشده خواهد انجامید.
سوزاندن گاز در مشعل‌ها: با وجود اینکه حجم گاز سوزانده‌شده در مشعل‌ها نسبت به کل گاز تولیدی کشور عدد قابل‌ توجهی نیست، آلایندگی مشعل‌ها همزمان با زیان عدم استفاده بهینه از آنها باعث می‌شود سوزاندن گازهای همراه نفت به عنوان یک چالش مهم صنعت گاز مطرح شود که برای حل آن مدتی قبل مزایده‌هایی برای فروش این گازها برگزار شد که در عمل با موفقیت چندان زیادی همراه نبود.

گم‌شده‌ای در سایه نفت
با وجود چالش‌های یادشده، دلایل متعددی وجود دارد که می‌توان بر مبنای آنها از لزوم توجه بیشتر به سیاستگذاری گاز سخن گفت: آلایندگی نسبتاً اندک، پتانسیل بسیار بالا برای افزایش ظرفیت تولید، تنوع محصولات تولیدی و ارزش افزوده قابل‌توجه در بخش پایین‌دستی. با وجود همه این دلایل و لزوم توجه بیش از گذشته به سیاستگذاری گاز باتوجه به نقش آن در صادرات غیرنفتی، به نظر می‌رسد گاز به جز در مناسبت‌هایی همچون افتتاح فازهای پارس جنوبی یا برگزاری نشست مجمع کشورهای صادرکننده گاز، خارج از دایره توجه عموم مردم و شاید حتی سیاستگذاران قرار دارد؛ چنان که گویی در سایه نفت گم شده است. در شرایطی که قطر با استفاده از همین منبع توانسته توسعه کم‌نظیری را رقم بزند، و در عین حال بازارهای منطقه‌ای خوبی برای گاز صادراتی ایران وجود دارد، عدم مدیریت صحیح چالش‌های سیاستگذاری گاز (که به برخی از آنها اشاره شد) موجب شده است که گاز کمتر از نفت به عنوان یک کالای استراتژیک مطرح شود. شاید اگر چند سالی بگذرد و ظرفیت تولید گاز کشور افزایش یابد، این روند قدری تغییر کند و با توجه به لزوم تصمیم‌گیری بهینه برای مصرف گاز، این ماده استراتژیک از سایه نفت خارج شود.

منابع:
۱- BP Statistical Review of World Energy 2015
۲- ترازنامه انرژی سال ۱۳۹۲
۳- گزارش عملکرد گاز طبیعی در سال ۱۳۹۳ وزارت امور اقتصادی و دارایی
۴- سالنامه آمار تجارت خارجی جمهوری اسلامی ایران سال ۱۳۹۳

منتشرشده در شماره ۱۶۵ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » بهمن ۱۰ام, ۱۳۹۴

سایه روشن‌های یک میدان

گفت‌وگو با مدیرعامل پتروپارس درباره توسعه پارس جنوبی

گفت‌وگو با محمدجواد شمس، مدیرعامل پتروپارس، درباره توسعه پارس جنوبی

گفت‌وگو با محمدجواد شمس، مدیرعامل پتروپارس، درباره توسعه پارس جنوبی

برای بررسی آخرین وضعیت فاز ۱۲ پارس جنوبی، که باوجود آغاز تولید از یک سال قبل، تعویق مراسم افتتاح آن حاشیه‌ساز شده است، به سراغ محمدجواد شمس، مدیرعامل پتروپارس، رفتیم. شمس مدیرعامل شرکتی است که از شروع توسعه پارس جنوبی در توسعه آن حضور داشته و اکنون مستقلاً عهده‌دار توسعه بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی شده است. او در این گفت‌وگو از تاثیرات تحریم‌ها، نقش عوامل گوناگون در به تاخیر افتادن بهره‌برداری از فاز ۱۲ و آخرین وضعیت این فاز می‌گوید و البته پاسخی نیز به حاشیه‌های مطرح‌شده درباره تامین دکل از یک شرکت ایرانی دارد. مشروح گفت‌وگو با او را در ادامه می‌خوانید.


‌پتروپارس در فاز ۱۲ پارس جنوبی به عنوان پیمانکار اصلی عهده‌دار توسعه پروژه بوده است. چه شد که پتروپارس به توسعه فاز ۱۲ ورود پیدا کرد و اصلاً چرا پتروپارس تشکیل شد؟
با شروع فعالیت پارس جنوبی شرکت‌هایی مثل توتال و انی در این میدان حضور پیدا کردند. در آن زمان هم تحریم‌ها وجود داشت و ما نتوانستیم در فازهای ۶، ۷ و ۸ با یک شرکت طراز اول بین‌المللی قرارداد ببندیم. مدیران وزارت نفت شاهد این وضعیت بودند و با توجه به تجربه موفق مپنا در وزارت نیرو، تشکیل پتروپارس در دستور کار قرار گرفت. همزمان توجه به ساخت داخل نیز در برنامه بود تا شرکتی مثل پتروپارس عهده‌دار توسعه پروژه شود و آن را بین پیمانکاران جزء دیگر تقسیم کند؛ درست همان‌طور که در دیگر کشورهای دنیا هم صورت می‌گیرد و مثلاً اگر توتال پیمانکار یک پروژه باشد، ساخت تجهیزات را به سمت پیمانکاران فرانسوی سوق می‌دهد. دلیل دیگر تشکیل پتروپارس، ایجاد رقیب برای پیمانکاران خارجی بود تا قیمت‌های پیشنهادی بالا تعدیل شود. مجموع این عوامل باعث شد پتروپارس در سال ۱۳۷۷ تاسیس شد. وقتی پتروپارس کار خود را با فاز یک شروع کرد، مدیران وقت با جان براون قرارداد بستند و مدیریت را به صورت مشترک با او انجام دادند. همین باعث ارتقا شد و یک گام مثبت بود. متعاقباً پتروپارس در فازهای ۴ و ۵ نیز حضور پیدا کرد؛ اگرچه مشارکت پتروپارس بیشتر در بخش تامین مالی بود تا مدیریت پروژه. بعد از این مشارکت‌ها با پیمانکاران خارجی، پتروپارس عهده‌دار توسعه فازهای ۶، ۷ و ۸ شد. پتروپارس در این پروژه کنسرسیوم‌هایی با شرکت‌های ژاپنی و کره‌ای تشکیل داد و کل پالایشگاه را به آنها واگذار کرد. با تصمیم وزارت نفت در بخش حفاری چاه‌های دریایی، مشارکتی بین استات‌اویل و پتروپارس صورت گرفت. با بهره‌برداری از پروژه مذکور و پالایشگاه چهارم پارس جنوبی، و تولید روزانه ۸۰ تا ۹۰ میلیون مترمکعب گاز (که از جمله به دلیل موقعیت مخزنی مناسب این پروژه بود)، قطعی گاز در کشور متوقف شد و ثبات قابل‌توجهی در تولید گاز به دست آمد. متعاقباً فاز ۱۲ نیز با تجربه پروژه‌هایی از قبیل پروژه فازهای ۶، ۷ و ۸ به پتروپارس واگذار شد و اکنون در آستانه افتتاح در شرایطی قرار دارد که بهتر از وضعیت بسیاری از فازهای پیشین در زمان افتتاح است. اهمیت این پروژه به اندازه‌ای است که وقتی در نوامبر ۲۰۱۲ پتروپارس را تحریم کردند، در جلسه‌ای که با رئیس هیات‌مدیره سامسون تولیدکننده شیرهای کنترلی در آلمان برگزار شد، مطلع شدیم در حاشیه اجلاس EU ذکر شده است که فاز ۱۲ نباید به افتتاح برسد. این مساله بسیار مهمی است که آنها قصد داشتند از توسعه فاز ۱۲ توسط پتروپارس جلوگیری کنند. طبیعتاً پتروپارس هم در تامین قطعات فاز ۱۲ به مشکل خورد ولی برای آن راه‌حل هم به دست آمد. شیرهای کنترل شرکت سامسون به پروژه نرسید، ولی از بهترین نمونه‌ها در دیگر نقاط دنیا جایگزین شد. همین بود که باعث شد وقتی مهندس زنگنه آمدند، گفتند پتروپارس مرا روسفید کرد. فاز ۱۲ چند روز گذشته رکورد افزایش ۷۲ میلیون مترمکعبی تولید گاز کشور را برجای گذاشت که این تولید نیز مستمر بوده است و سال آینده افزایش خواهد یافت.

‌بخشی از توسعه پارس جنوبی در سال‌های اخیر در غیاب شرکت‌های طراز اول خارجی صورت گرفته است. چقدر احتمال دارد در صورت لغو تحریم‌ها و برگزاری کنفرانس قراردادهای نفتی در لندن، پتروپارس و دیگر شرکت‌های ایرانی کماکان در پارس جنوبی باقی بمانند و از جمله فاز۱۱ نیز به پیمانکاران خارجی سپرده نشود؟
خود شرکت پتروپارس نیز در کنفرانس لندن حضور خواهد یافت و به عنوان یک شرکت بین‌المللی سعی می‌کند حداکثر سهم را از آنجا داشته باشد. درباره فاز۱۱ نیز باید گفت وزارت نفت اخیراً اعلام کرده است طی چند هفته پیش‌رو، برای پروژه مذکور تصمیم خواهد گرفت. فاز ۱۱ یک فاز مرزی است و در ناحیه مهمی از میدان قرار دارد که تاخیر در توسعه آن موجب زیان خواهد بود. به نظر می‌رسد تصمیم وزارت نفت حتی پیش از آغاز سال نو اعلام شود و امیدوارم پتروپارس بتواند در این فاز مشارکت کند. درباره حضور شرکت‌های بین‌المللی نیز باید گفت پارس جنوبی تنها جایی نیست که این شرکت‌ها می‌توانند در آن مشارکت کنند. ایران به لحاظ مجموع ذخایر هیدروکربنی نفت و گاز، در جایگاه نخست دنیا قرار دارد. بنابراین شرکت‌های بین‌المللی فضای کار زیادی دارند و پتروپارس نیز از آنجا که در صنعت نفت آخرین فناوری‌های روز دنیا به کار می‌رود، از حضور این شرکت‌ها استقبال می‌کند. زمانی که شرکت‌های بین‌المللی خدمات حفاری از ایران رفتند، ما شرکت‌های ایرانی را جایگزین آنها کردیم. پتروپارس هم هزینه کرد، به پیمانکاران پیش‌پرداخت داد و شرکت‌های ایرانی با تجهیز خود به تجهیزات روز دنیا، وارد کار شدند. اگر شرکت‌های اروپایی و خاور دور بازگردند، قطعاً می‌بینند شرکت‌های ایرانی رشد زیادی کرده‌اند و باید با قیمت‌های رقابتی وارد شوند، نه با قیمت‌های قبلی. باید با آخرین تکنولوژی و منابع مالی حضور پیدا کنند.

‌شما به بین‌المللی بودن پتروپارس اشاره کردید و این در حالی است که گفته می‌شود پتروپارس خارج از ایران و حتی خارج از پارس جنوبی در میادین نفتی از توان کافی برخوردار نیست. نظر شما در این‌باره چیست؟
حضور در پروژه‌های بین‌المللی، به مشارکت و حمایت جدی وزارت امور خارجه نیاز دارد. هیچ کشور و شرکتی در دنیا بدون حمایت سیاسی کشور متبوع خود نمی‌تواند در پروژه‌های بین‌المللی حضور یابد. پتروپارس نیز پس از توافق‌های سیاسی در موضوع انرژی هسته‌ای و در صورت جلب حمایت وزارت امور خارجه، می‌تواند از بُعد فنی کاملاً موفق ظاهر شود. در زمینه میادین نفتی نیز باید توجه داشت که سیاست وزارت نفت، جذب منابع مالی توسط پیمانکاران است و از آنجا که در پروژه‌های نفتی خشکی منابع مالی محدودتری نسبت به مگا پروژه‌های پارس جنوبی مورد نیاز است، بررسی‌ها برای حضور پتروپارس در میادین نفتی مشترک جنوب آغاز شده است. از جمله به دنبال آن هستیم که با حمایت بانک‌ها و موسسات مالی پروژه‌های در مقیاس کمابیش حدود ۵۰۰ میلیون دلار را در خشکی و از جمله در محدوده شرکت اروندان توسعه دهیم. مساله اصلی تامین مالی است که با تفاهم‌هایی که با بانک‌ها از جمله بانک پارسیان صورت گرفته، مشکلی از این جهت وجود نخواهد داشت.

‌ به مساله تامین مالی اشاره کردید. فاز ۱۲ تنها فاز در حال توسعه پارس جنوبی به شمار می‌رود که قرارداد آن به صورت «بیع متقابل» منعقد شده است که در این قراردادها بازپرداخت پس از شروع تولید و از محل فروش محصولات تامین می‌شود. با وجود این تامین مالی پروژه فاز ۱۲ توسط شرکت‌های تابعه وزارت نفت صورت گرفته است. ماجرا دقیقاً به چه شکل است و اصلاً برتری این نوع قرارداد به انواع دیگر چیست؟
حُسن اول بیع متقابل در مقایسه با تامین مالی از طریق «فاینانس» این است که تا زمان نرسیدن به تولید، پیمانکار پولی دریافت نمی‌کند. دیگر اینکه در بیع متقابل هزینه پول، مشخص و شفاف است ولی در فاینانس این‌طور نیست. در فاز ۱۲، پتروپارس از شرکت نیکو منابع مالی مورد نیاز را تامین کرده است. منابع شرکت نیکو با منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران متفاوت است؛ منابع داخلی همان‌هایی است که در پروژه‌های EPC 35‌ماهه به پیمانکاران پرداخت می‌شود. نیکو زمانی از طریق منابع سه‌ماهه تامین مالی می‌کرد؛ یعنی پول را دریافت می‌کرد و سه ماه بعد به نفت می‌داد. بعد از آن قراردادی بین این شرکت و بانک مرکزی منعقد شد که پول‌های بانک مرکزی در خارج از کشور، برای تامین مالی در اختیار نیکو قرار گیرد و نه‌تنها راکد نماند، بلکه به آن بهره هم تعلق گیرد. پتروپارس از نیکو پول می‌گیرد و بهره آن را نیز پرداخت می‌کند و پول بانک مرکزی نیز سر جای خود قرار دارد؛ نه اینکه در بانک‌های سراسر دنیا بلوکه شود. پتروپارس هم پول خود را از فروش محصولات دریافت می‌کند. هزینه‌های سرمایه‌ای صورت‌گرفته توسط پتروپارس قریب به هشت میلیارد دلار است که با هزینه تامین پول به ۱۲ میلیارد دلار نزدیک می‌شود.

‌ رابطه شرکت پتروپارس با دولت و شرکت نیکو به چه شکل است؟
۱۰۰ درصد از سهام شرکت پتروپارس به شرکت نیکو تعلق دارد و البته نام شرکت در لیست واگذاری قرار دارد؛ با عنایت به وضعیت پروژه‌ها واگذاری این شرکت متوقف شده است. وزیران نفت در هر دوره‌ای با توجه به نقش کلیدی و استراتژیک پتروپارس، تصمیم گرفته‌اند واگذاری این شرکت متوقف شود.

‌ به بحث فاز ۱۲ بازگردیم. چه شد که توسعه پروژه مذکور اینقدر به طول انجامید؟
طولانی شدن نسبی روند توسعه فاز ۱۲ دلایل گوناگونی داشته است. نخست اینکه در طراحی پروژه تغییراتی ایجاد شد که نهایی شدن آن را به تعویق انداخت. دیگر آنکه توجه و پیگیری‌های لازم در زمینه تخصیص منابع مالی در سال‌های اولیه صورت نگرفته است. وقتی من در دی‌ماه ۱۳۸۹ به پتروپارس آمدم، پیشرفت پروژه ۴۲ درصد و پیشرفت پالایشگاه ۲۵ درصد بود. اما از ۱۳۸۹ که سخت‌ترین شرایط تحریم‌ها نیز وجود داشته است، بالغ بر پنج میلیارد دلار تخصیص منابع صورت گرفت که موجب شد نهایتاً فاز ۱۲ به تولید برسد.

‌ در خرداد همان سال ۱۳۸۹ که شما به پتروپارس آمدید، طرح‌های موسوم به ۳۵‌ماهه توسط دولت دهم کلید خورد که برخی معتقدند پیشبرد همزمان چند پروژه به صورت موازی و تقسیم توان صنعت نفت، موجب تاخیر در دستیابی به گاز است. نظر شما در این ‌باره چیست؟
بعد از شروع طرح‌های موسوم به ۳۵‌ماهه، عملاً فاز جدیدی از تحریم آغاز شد و شرایط دشوارتر شد. قطعاً اولویت‌بندی تاثیر عمده‌ای در دستیابی سریع‌تر به تولید گاز می‌تواند داشته باشد. عقب‌ماندن ایران از قطر ایجاب می‌کرد که توسعه دیگر پروژه‌ها نیز شروع شود، اما از سوی دیگر بنیه مدیریتی و اجرایی کشور نیز آماده توسعه این حجم از پروژه‌ها نبود. البته منحصر دانستن علت عقب‌ماندن به شروع فازهای ۳۵‌ماهه نیز چندان صحیح نیست. در آن زمان فازهای ۱۲، «۱۵ و ۱۶» و همچنین «۱۷ و ۱۸» در حال توسعه بودند. باید پرسید چه عاملی باعث شد باوجود مضیقه مالی، فاز ۱۲ زودتر از بقیه فازها به تولید برسد؟ اینجاست که نقش مدیریت روشن می‌شود. این همان بحثی است که آقای مهندس زنگنه هم به آن می‌پردازند و می‌گویند مشکل اصلی، مدیریت است، نه مسائل مالی.

‌ به عقب‌ماندن تولید گاز از قطر اشاره کردید. این عقب‌ماندن چقدر مربوط به شناسایی دیرتر میدان در بخش ایرانی است و چقدر ناشی از ضعف در توسعه میدان؟
عقب‌ماندن ما در تولید گاز، تاریخی نیست یا حداقل در ابتدا نبوده است. وقتی مراحل اولیه توسعه فاز یک پارس جنوبی در ایران شروع شد، در قطر تولید در مراحل ابتدایی قرار داشت. عقب‌ماندن اصلی در طول مسیر شکل گرفت و آهنگ متفاوت در طی مسیر ناشی از تحریم و ضعف مدیریتی، علت اصلی بوده است. ما در آن زمان در حال انعقاد قرارداد با کونوکوفیلیپس بودیم که این شرکت به دلیل تحریم عقب نشست و توتال وارد شد. البته به این مساله باید تخصیص ناکافی منابع را نیز افزود؛ چراکه در اغلب موارد تخصیص منابع حاصل از نفت برای مصارف عمومی بیش از سرمایه‌گذاری در پروژه‌های نفتی اولویت داشته است. توتال با حدود دو میلیارد دلار فازهای ۲ و ۳ را توسعه داد و این در حالی بود که کشورمان از درآمدهای نفتی هنگفتی برخوردار بود؛ اما مصرف این منابع در داخل برای رضایت عمومی نسبت به توسعه پارس جنوبی اولویت داشت.

‌ شاید بتوان یک دلیل چهارمی نیز به این سه مورد افزود و آن شیوه قراردادی بیع متقابل است که نسبت به مشارکت در تولید، برای شرکت‌های خارجی جذابیت کمتری دارد. نظر شما در این‌باره چیست؟
قطعاً قراردادهای مشارکت در تولید می‌توانند مفید باشند و اگر در پارس جنوبی امکان استفاده از آن وجود داشت، میزان عقب‌ماندن کشور کمتر بود. حتی اگر همین قراردادهای بیع متقابل نیز جذاب‌تر ایجاد می‌شد، شرایط متفاوتی ایجاد می‌شد. اینجا یک تعارض وجود دارد: از طرفی به جذابیت قراردادها توجه کافی نمی‌شود و از سوی دیگر، از عقب‌افتادگی ناراضی هستیم. مشابه مساله قطر، در عراق هم هست که این کشور پس از روی کار آمدن دولت جدید قراردادهای نفتی متعددی امضا کرده است و شاید روزی همین عقب‌افتادن در پارس جنوبی را در میادین مشترک با عراق نیز شاهد باشیم.

‌ به پایان گفت‌وگو نزدیک می‌شویم و بهتر است دوباره به مساله فاز ۱۲ برگردیم که برخی می‌گویند هم‌اکنون نیمه‌تمام است. آخرین وضعیت این پروژه به چه صورت است؟
تولید گاز از سکوهای فاز ۱۲ هم‌اکنون حدود ۵۰ میلیون مترمکعب در روز است. البته باید خطوط لوله دریایی توپک‌رانی شود که پس از آن، برداشت می‌تواند بیشتر هم شود. در پالایشگاه فاز ۱۲، تولید گاز ۷۲ میلیون مترمکعب در روز است که اختلاف این رقم با ۵۰ میلیون مترمکعب در روز، از فازهای ۶، ۷ و ۸ تامین می‌شود. پالایشگاه فاز ۱۲ راه‌اندازی شده و شش واحد آن و همچنین دو واحد گوگردزدایی و واحد جامد کردن گوگرد در حال فعالیت است. در دریا نیز سه سکو در حال تولید است و در سال آینده بر اساس برنامه قرار است عملیات تکمیلی جهت افزایش تولید صورت گیرد. به این صورت که در محل سکوی A و C عملیات تعمیراتی صورت گیرد و در سکوی B نیز ضمن پایان حفاری سه حلقه چاه، عملیات تعمیر نیز انجام شود. در این پروژه سکوی D نیز تعریف شده که در شرقی‌ترین قسمت میدان (یال شرقی) قرار دارد و با اطلاعات حاصله از چاه تولیدی، مشخص شده در آن ناحیه آب وجود دارد. لذا شرکت پتروپارس اعلام کرد توسعه این بخش فاقد توجیه اقتصادی است و بررسی‌ها جهت توسعه بخش دیگری از فاز به جای موقعیت D، ادامه دارد.

‌ ظاهراً در موقعیت سکوی C، مشکلاتی از نظر تولید وجود دارد. علت آن چیست؟
از لحاظ بهینه بودن عملیات حفاری و افزایش برداشت، اقداماتی در حال انجام است که منجر به حداکثر برداشت خواهد شد. اما اثر افت فشار ناشی از برداشت گاز در کشور قطر نیز وجود دارد که اگر پروژه زودتر به تولید می‌رسید، شاید این افت فشار کمتر بود.

‌ گلایه‌ای که از پتروپارس وجود دارد، مربوط به ماجرای اخیر دکل حفاری متعلق به یکی از شرکت‌هاست که ظاهراً پتروپارس دیگر از آن دکل در پارس جنوبی استفاده نمی‌کند. دلیل این اقدام چیست؟
پتروپارس فقط بر اساس تصمیمات فنی عمل می‌کند. پتروپارس با شرکت پترو پایدار ایرانیان، از زیرمجموعه‌های سپانیر، امضا کرد و از فروردین ۱۳۹۳ در یکی از موقعیت‌های فاز۱۳ مستقر شد. در چارچوب این قرارداد، ۲۵ میلیون دلار به صورت علی‌الحساب پرداخت شد ولی در ادامه هیچ پرداخت دیگری صورت نگرفت که البته این مساله رسانه‌ای نشد. اما به دلیل افزایش بدهی به شرکت‌های طرف قرارداد با پتروپارس، در مهرماه مکاتبه‌ای صورت گرفت و اعلام شد در ۱۸ آبان به دلیل عدم پرداخت، دکل حفاری ترخیص خواهد شد. باوجود عدم توجه، یک بار دیگر این مهلت تمدید و گفته شد در تاریخ ۱۸ آذر دکل ترخیص خواهد شد که بازهم توجهی صورت نگرفت. برای سومین بار طی مکاتبه‌ای با شرکت‌های ملی نفت، نفت و گاز پارس، پترو پایدار ایرانیان و حفاری شمال اعلام شد در ۱۸ دی دکل ترخیص خواهد شد که این بار نیز توجه کافی صورت نگرفت و در نتیجه دکل ترخیص شد. وقتی پولی وجود ندارد، امکان ادامه کار نیست و الان نیز تفاهمی صورت گرفته است تا پول پرداخت و از فروردین‌ماه مجدداً کار شروع شود. پتروپارس در فاز ۲۳ نیز حضور دارد که آنجا هم با مشکل عدم پرداخت مواجه هستیم؛ لذا با عنایت به اولویت افزایش تولید، ابتدا دکل به فاز ۱۲ جهت انجام عملیات حفاری و تعمیر منتقل می‌شود و پس از اتمام کار و دریافت مطالبات، دوباره به فاز ۲۳ بازمی‌گردیم.

‌ چندین بار به عملیات تعمیراتی در فاز ۱۲ اشاره کردید. بعد از این عملیات تعمیراتی وضعیت تولید چگونه خواهد بود؟
امیدواریم با عملیات تعمیراتی در شهریور سال آینده، تولید روزانه ۶۰ میلیون مترمکعب گاز در روز محقق شود.

‌ پتروپارس در فاز ۱۹ نیز حضور دارد. وضعیت توسعه این فاز به چه صورت است؟
در فاز ۱۹ بخش حفاری تقریباً خاتمه یافته است؛ ولی بخش‌های دیگر هنوز پایان نیافته‌اند. ولی توسعه پروژه هنوز نیازمند تخصیص منابع مالی است.

منتشرشده در شماره ۱۲۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۹ام, ۱۳۹۳

غول گازی خلیج فارس

تعویق افتتاح بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی حاشیه‌ساز شد

آخرین وضعیت فاز 12 پارس جنوبی بر اساس اعلام مسوولان شرکت پتروپارس-اینفوگرافی: آرشین میرسعیدی

آخرین وضعیت فاز ۱۲ پارس جنوبی بر اساس اعلام مسوولان شرکت پتروپارس-اینفوگرافی: آرشین میرسعیدی

کیلومترها دورتر از ساحل عسلویه و درست در مرز آبی ایران و قطر، پروژه‌ای قرار دارد که به ‌تنهایی حدود یک درصد از ذخایر گاز جهان را در خود جای داده است. فاز ۱۲ پارس جنوبی که قرار است به ‌تنهایی معادل سه فاز استاندارد گاز و میعانات گازی تولید کند، بزرگ‌ترین فاز میدان گازی پارس جنوبی به شمار می‌رود که هم‌اکنون مراحل پایانی توسعه خود را پشت سر می‌گذارد و روزانه معادل دو فاز استاندارد گاز تولید می‌کند. با وجود آنکه در اواخر بهمن اخباری غیررسمی از افتتاح این فاز در هفته اول اسفند منتشر می‌شد، چند روز مانده به موعد مذکور، رسانه‌ها از تعویق مراسم افتتاح خبر دادند. ماجرای تعویق یا به روایتی دیگر لغو افتتاح، چند روز پس از انتشار خبری در خبرگزاری فارس با عنوان «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» روی داد و در نتیجه گمانه‌هایی درباره تاثیر این خبر بر نهاد ریاست‌جمهوری مطرح شد. از سوی دیگر برخی از احتمالات کمرنگ‌تری همچون تاثیر اختلاف میان اعضای کابینه بر این مساله سخن می‌گویند که صحت و سقم این احتمالات محل تردید است. اما فاز ۱۲ پارس جنوبی چه ویژگی‌هایی دارد و چه چیز باعث شده است اینقدر مورد توجه واقع شود؟

عظیم و مرزی
میدان گازی پارس جنوبی هم‌اکنون ۲۴ فاز اسمی دارد. فازهای یک تا ۱۰ به صورت کامل در حال تولید هستند که ظرفیت تولید آنها حدود ۲۹۰ میلیون مترمکعب در روز برآورد می‌شود؛ کمابیش حدود نیمی از ظرفیت تولید گاز کشور پیش از افزایش تولید گاز طی سال اخیر. به‌جز فاز ۱۱ که تعیین تکلیف نشده است و گفته می‌شود حاشیه‌های مربوط به آن در تعویق افتتاح فاز ۱۲ نیز موثر بوده است (و در جای لازم به آن خواهیم پرداخت) بقیه فازها در مراحل مختلف توسعه قرار دارند. در این میان سه پروژه «فاز ۱۲»، «فازهای ۱۵ و ۱۶» و «فازهای ۱۷ و ۱۸» در دولت جدید به عنوان طرح‌های اولویت‌دار انتخاب شده‌اند که مقرر شد طی سال‌ جاری افزایش تولید ۱۰۰ میلیون مترمکعبی از محل آنها تامین شود. فاز ۱۲ در این میان، بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی نام گرفته که بر اساس تخمین‌های مختلف بین چهار تا پنج درصد از گاز پارس جنوبی را در خود جای داده است. توسعه این فاز در تابستان سال ۱۳۸۴ به صورت بیع متقابل به شرکت پتروپارس واگذار شد. بر اساس برنامه قرار است این فاز روزانه ۸۱ میلیون مترمکعب گاز، ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۷۵۰ تن گوگرد تولید کند. این میزان تولید توسط چهار سکو، ۴۵ چاه، سه خط لوله اصلی از دریا تا منطقه پارس ۲ (کنگان) و یک پالایشگاه صورت می‌گیرد. فاز ۱۲ پارس جنوبی در کنار مخزن پارس جنوبی و مرز مشترک با کشور قطر قرار دارد. نزدیکی با مرز کشور قطر، بر افت فشار چاه‌های این فاز تاثیر زیاده داشته و موجب کاهش تولید در یکی از سکوهای این فاز شده است. محمود جوادیان، مدیر حفاری شرکت پتروپارس، در این باره گفته است: «در سکوی C پارس جنوبی با توجه به قرارگیری در آب‌های مرزی ایران با وجود داشتن ۱۰ حلقه چاه تکمیل‌شده برآورد می‌شود که تولید زیادی انجام نشود.»

به گفته جوادیان، مدیر حفاری پتروپارس، انتظار می‌رود تولید زیادی از سکوی C فاز 12 صورت نگیرد.

به گفته جوادیان، مدیر حفاری پتروپارس، انتظار می‌رود تولید زیادی از سکوی C فاز ۱۲ صورت نگیرد.

حاشیه‌های افتتاح
باوجود آنکه بنابراعلام غیررسمی قبلی قرار بود افتتاح فاز ۱۲ پارس جنوبی در هفته نخست اسفندماه با حضور رئیس‌جمهور صورت گیرد، در روزهای پایانی بهمن‌ماه مراسم افتتاح لغو شد یا به تعبیری دیگر به تعویق افتاد. از آنجا که مراسم افتتاح به صورت عمومی و توسط مراجع رسمی اعلام نشده بود، طبیعی است که لغو مراسم نیز به همین شکل صورت گرفته باشد. برخی در ابتدا ماجرای تعویق مراسم افتتاح را به خبری با عنوان «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» مرتبط دانستند.۱ در بخش‌هایی از خبر مذکور این‌گونه به توصیف وضعیت نیمه‌تمام فاز ۱۲ پرداخته شده بود: «اگرچه مشعل سکوی B در آذرماه سال جاری روشن شد، اما باید گفت تست این سکو از گاز مخزن نبود، بلکه مشعل دومین سکو به وسیله کپسول گاز که از خشکی ارسال شده بود، روشن شد. در حال حاضر نیز چاه‌های تولیدی سکوی دوم آماده بهره‌برداری نبوده و مشخص نیست که چه زمانی قرار است تولید گاز از دومین سکوی این فاز آغاز شود. اما سکوی C یا سومین سکوی بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی که در دی‌ماه سال جاری با گاز کپسول مورد تست قرار گرفت، کمی شرایطش بهتر از سکوی B است زیرا تنها برخی از چاه‌های این سکو مورد بهره‌برداری قرار گرفته است و برخی دیگر از این چاه‌ها با مشکل مواجه هستند و تولید به طور کامل از این سکو نیز صورت نمی‌گیرد. بر این اساس باید گفت از مخزن فاز ۱۲ پارس جنوبی تنها حدود ۴۰ میلیون متر مکعب گاز تولید می‌شود که این میزان گاز تقریباً ۵۰ درصد ظرفیت کل مخزن این فاز گازی است. این گزارش حاکی است اگر نگاهی به بخش خشکی این فاز کنیم هم‌اکنون این پالایشگاه فاقد واحد تصفیه گوگرد و همچنین جداکننده گاز LPG و اتان است، بنابراین با آغاز فعالیت این پالایشگاه روزانه ۵۰۰ تن گوگرد از طریق مشعل این پالایشگاه می‌سوزد که به جز سرمایه‌سوزی اثرات مخرب زیست‌محیطی دارد.» در نقطه مقابل اظهارات اخیر علی‌اکبر شعبانپور، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس قرار دارد که نشان می‌دهد تولید از هر سه سکوی فاز مذکور صورت می‌گیرد و شرایط با آنچه در خبر مذکور گفته شده است، تفاوت دارد: «هم‌اکنون سه سکوی A ،B ‌ و C به تولید رسیده است و در حال انجام کارهای تکمیلی روی این سکوها هستیم. افتتاح در همه طرح‌ها به این معنا نیست که یک پروژه به صورت کامل به بهره‌برداری رسیده باشد منتها در فاز ۱۲ پارس جنوبی کار عظیمی انجام شده است آن هم در شرایطی که همه دشمنان کشور منتظر بودند تا وزارت نفت و ایران را در زمین نفت و گاز فلج کنند. مسوولان کشور با توجه به مجموع اقدام‌هایی که در فاز ۱۲ پارس جنوبی انجام شده بود به این نتیجه رسیدند که این فاز باید افتتاح شود؛ چراکه هم‌اکنون شش ردیف شیرین‌سازی در پالایشگاه کار می‌کند و سه سکو هم در حال تولید گاز است. گفته شده است که فاز ۱۲ پارس جنوبی واحد تولید گوگرد ندارد، اما همان‌طور که مشاهده کردید هم‌اکنون دو واحد تولید گوگرد با ظرفیت تولید ۵۰۰ تن گوگرد در مدار تولید است. گفته شده است که از کپسول گاز برای تولید استفاده کردیم، مشاهده کردید که مشعل‌ها می‌سوزند و سکوها در حال تولید گاز هستند.»۲ مجری فاز ۱۲ نیز در اظهاراتی مشابه گفته است: «ما در حال حاضر سه سکوی آماده داریم که در حال تولید هستند و یک یا دو جای کار باید اصلاح شود که کار انجام نشده محسوب نمی‌شود، کارهای روتین مانند نیاز به شست‌وشو یا تعمیر مدام در حین کار ممکن است پیش بیاید که امری عادی و طبیعی است. قرار بود این فاز خوراک فنی تزریق کند که در حال حاضر واحد گوگرد در مدار تولید است و حتی گوگرد دانه‌بندی بیش از ۲۲۰۰ تن تولید و بخش زیادی از آن نیز صادر شده و می‌شود و فراتر از نیازمان هم در سرویس داریم و بعد از این هم اگر نیاز بیشتری داشته باشیم واحد گوگرد این فاز مشکلی ندارد و تمامی تاسیسات در مدار سرویس هستند. تکمیل شدن بیش از این برای پالایشگاه متصور نیست و اظهاراتی مبنی بر عدم تکمیل و راه‌اندازی صوری بهانه‌ای بیش نیست چراکه آنچه در شرح کار و برنامه برای این فاز تعریف شده بود تماماً آماده و در مدار تولید است.»۳ بر اساس گزارش «اقتصادنیوز»، از ۳۶ چاهی که باید در سکوهای A، B و C فاز ۱۲ پارس جنوبی حفر شوند، ۳۱ چاه حفاری شده‌اند و ۲۹ چاه در مدار تولید قرار دارند.۴ به عبارت دیگر بخش اعظم این سه سکو به تولید رسیده و ظرفیت تولید بیش از ۵۰ میلیون مترمکعب در روز است. در بخش پالایشگاه نیز شش ردیف (Train) راه‌اندازی شده و در مدار تولید قرار دارند که بخشی از ظرفیت پالایش با گاز ورودی از فازهای ۶، ۷ و ۸ پارس جنوبی تغذیه می‌شود. آماده بودن بخش اعظم فاز ۱۲ این سوال را پررنگ‌تر می‌کند که چرا مراسم افتتاح به تعویق افتاد؟ شعبانپور، درباره دلیل لغو افتتاح گفته است: «فاز ۱۲ پارس جنوبی شرایط مطلوبی دارد، ازآنجا که رئیس‌جمهوری باید این فاز را افتتاح می‌کرد، با توجه به مسوولیت‌های ایشان تغییراتی در برنامه رئیس‌جمهور به وجود آمد. از جمله دلایلی که برای لغو افتتاح به ما اعلام کردند شرایط بد جوی بود و همان‌طور که مشاهده کردید در روزهای اخیر شرایط جوی و توفانی در منطقه پارس جنوبی بود و حتی برخی از پروازها نیز به این منطقه لغو شد.»۵ باوجود اظهارات مذکور، همزمانی لغو مراسم افتتاح با انتشار خبری درباره مخالفت وزیر نفت با درخواست وزیر صنعت، معدن و تجارت برای حضور یکی از شرکت‌های تابعه این وزارت در پروژه فاز ۱۱ پارس جنوبی، گمانه‌هایی درباره تاثیر احتمالی این مساله در برخی رسانه‌ها مطرح شده است که البته شاهد روشنی هم در تایید یا رد آن وجود ندارد. بر اساس گزارش‌ها «وزیر صنعت،‌ معدن و تجارت طی نامه‌ای به معاون اول رئیس‌جمهور درخواست کرد تا توسعه فاز ۱۱ میدان گازی پارس جنوبی به سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران (ایدرو) محول شود؛ اسحاق جهانگیری نیز از وزیر نفت خواست تا این موضوع بررسی شود. البته شرکت ملی نفت به دلیل عدم رضایت از عملکرد ایدرو در توسعه فازهای ۱۴، ۱۷ و ۱۸ پارس جنوبی و عقب‌ماندگی‌های این شرکت از برنامه توسعه این سه فاز تاکنون با این درخواست نعمت‌زاده و احمد قلعه‌بانی -‌ مدیرعامل سابق شرکت ملی نفت و عضو فعلی هیات‌رئیسه ایدرو‌- ‌موافقت نکرده است.»۶ احمد قلعه‌بانی، آخرین مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران در دولت دهم بود و در دولت جدید جای خود را رکن‌الدین جوادی، مدیرعامل جدید داد.

علی‌اکبر شعبان‌پور، مدیرعامل نفت و گاز پارس، از انجام کارهای تکمیلی در سه سکوی فاز 12 خبر داده است.

علی‌اکبر شعبان‌پور، مدیرعامل نفت و گاز پارس، از انجام کارهای تکمیلی در سه سکوی فاز ۱۲ خبر داده است.

عقب‌ماندگی همیشگی
فاز ۱۲، نیمی از افزایش تولیدی را که قرار بود در سال‌جاری در پارس جنوبی محقق شود، تامین می‌کند. علاوه بر این فاز، در «فازهای ۱۵ و ۱۶» نیز بخش خشکی و دریا هر دو راه‌اندازی شده است. به دو پروژه مذکور باید نام «فازهای ۱۷ و ۱۸» را نیز افزود. در این دو فاز، تاکنون دو ردیف راه‌اندازی شده است که البته با گاز ورودی از فازهای ۶، ۷ و ۸ فعالیت می‌کنند. با افزایش تولید حدود ۱۰۰ میلیون مترمکعبی طی سال جاری، ظرفیت تولید گاز میدان پارس جنوبی به حدود ۳۹۰ میلیون مترمکعب در روز رسیده است. با وجود این، کماکان در روزهای اوج سرما با تراز منفی گاز مواجه خواهیم بود؛ چراکه در سال گذشته تراز گاز در سردترین روزها به منفی ۱۶۰ میلیون مترمکعب رسید. با افزایش تولید اخیر، ایران می‌تواند روزانه حداکثر ۱۵ میلیارد فوت مکعب گاز تولید کند که این رقم در قطر ۲۲ میلیارد فوت مکعب در روز است. این یعنی هنوز عقب‌ماندگی در تولید روزانه به جای خود قرار دارد؛ ضمن اینکه کل تولید انباشتی قطر از ابتدای برداشت از میدان مشترک، حدود دو برابر ایران برآورد می‌شود که بر اساس برخی از پیش‌بینی‌ها، احتمالاً تولید ایران هرگز به تولید قطر نخواهد رسید.

پی‌نوشت‌ها:
۱- خبر ۱۳۹۳۱۱۲۷۰۰۰۵۷۷ فارس
۲- خبر ۲۳۵۷۷۰ شانا
۳- خبر ۲۵۳۵۷۱ ایلنا
۴- خبر ۱۱۱۷۳۵ اقتصادنیوز
۵- خبر ۲۳۵۷۷۰ شانا
۶- خبر ۶۶۰۱۰۰ تسنیم

منتشرشده در شماره ۱۲۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۹ام, ۱۳۹۳

افتتاح بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی چرا به تعویق افتاد؟

دلایل فنی یا ملاحظات سیاسی

افتتاح فاز 12 پارس جنوبی به تعویق افتاد

افتتاح فاز ۱۲ پارس جنوبی به تعویق افتاد

برنامه افتتاح فاز ۱۲ پارس جنوبی که قرار بود در هفته آینده و با حضور رئیس‌جمهور صورت گیرد، لغو و به زمانی دیگر موکول شد. این اتفاق درست چند روز پس از گزارش یکی از خبرگزاری‌ها درباره «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» صورت گرفت و گمانه‌هایی را درباره تاثیر گزارش مذکور بر نهاد ریاست‌جمهوری مطرح کرد.

به گزارش اقتصادنیوز، فاز ۱۲ پارس جنوبی یکی از پنج فازی است که در دولت جدید با دستور وزیر نفت، به عنوان طرح‌های اولویت‌دار پارس جنوبی انتخاب شدند. این طرح‌های اولویت‌دار که نام فازهای ۱۵ و ۱۶ و نیز ۱۷ و ۱۸ در میان آنها وجود دارد، قرار بود روی‌هم‌رفته ۱۰۰ میلیون مترمکعب به ظرفیت تولید گاز کشور در سال‌جاری بیفزایند که این رقم تاکنون تقریباً به طور کامل محقق شده است.

تولید گاز در سکوی A فاز ۱۲ از سال گذشته شروع شد و طی دو ماه اخیر، تولید از سکوهای B و C نیز صورت گرفت تا ظرفیت تولید گاز از چاه‌های این فاز، به حدود دو فاز استاندارد برسد و بیش از نصف تعهد افزایش ۱۰۰ میلیون مترمکعبی از این فاز محقق شود. این فاز مجموعاً قرار است با چهار سکو و ۴۵ چاه، روزانه ۸۱ میلیون مترمکعب گاز و ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی تولید کند که تاکنون در مجموع چهار سکوی آن، ۳۲ چاه حفاری شده و ۲۹ چاه درحال تولید گاز است. مشخصات کامل در جدول زیر آمده است.

باوجود آنکه طی یک سال، سه سکوی این فاز نصب و راه‌اندازی و ۶ ردیف (Train) پالایشگاهی نیز راه‌اندازی شدند، و این فاز می‌تواند روزانه بیش از ۵۰ میلیون مترمکعب گاز از بخش مرزی میدان گازی پارس جنوبی برداشت و پالایش کند، و البته این اقدامات نیز مدت‌هاست بدون افتتاح رسمی صورت می‌گیرد، برنامه افتتاح این فاز که قرار بود در هفته پیش‌رو توسط رئیس‌جمهور صورت گیرد لغو شد.

این اتفاق درست چند روز پس از گزارش یکی از خبرگزاری‌ها درباره «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» صورت گرفت. در گزارش مذکور به مواردی همچون آماده بهره‌برداری نبودن چاه‌های تولیدی سکوی دوم، «تولید ناکامل برخی از چاه‌های سکوی C و مشکل در بقیه چاه‌های آن، تولید تنها حدود ۴۰ میلیون مترمکعب گاز از مخزن، فقدان واحد تصفیه گوگرد و هم‌چنین جداکننده گاز LPG و اتان در پالایشگاه، و سوختن روزانه ۵۰۰ تن گوگرد با آغاز فعالیت پالایشگاه که به جز سرمایه‌سوزی اثرات مخرب زیست‌محیطی هم دارد، به عنوان شواهدی از نیمه‌تمام بودن فاز ۱۲ اشاره شد.

در مقابل این اظهارات، مجری فاز ۱۲ در گفت‌وگویی با ایلنا اعلام کرد: «تمامی واحدها در مدار تولید هستند و آنچه در شرح كار فاز تعریف شده به سرانجام رسیده و هیچ مشكلی بابت افتتاح رسمی وجود ندارد. ما در حال حاضر سه سکوی آماده داریم که در حال تولید هستند و یک یا دو جای کار باید اصلاح شود که کار انجام‌نشده محسوب نمی‌شود، کارهای روتین مانند نیاز به شست‌وشو و یا تعمیر مدام در حین کار ممکن است پیش بیاید كه امری عادی و طبیعی است. اتان‌گیری در شرح‌کار این فاز نبوده که گفته شود انجام نشده است. قرار بود که این فاز خوراک فنی تزریق کند که در حال حاضر واحد گوگرد در مدار تولید است و حتی گوگرد دانه‌بندی بیش از ۲۲۰۰ تن تولید و بخش زیادی از آن نیز صادر شده و می‌شود و فرا‌تر از نیاز مان هم در سرویس داریم. تکمیل شدن بیش ازاین برای پالایشگاه متصور نیست و اظهاراتی مبنی بر عدم تکمیل و راه‌اندازی صوری بهانه‌ای بیش نیست چراکه آنچه در شرح‌کار و برنامه برای این فاز تعریف شده بود تماماً آماده و در مدار تولید است.»

نگاهی به تجربه پیشین افتتاح نیمه‌تمام فازهای ۹ و ۱۰ پارس جنوبی که در نهایت منجر به بروز مشکلاتی در این فاز شد، نشان می‌دهد در صورت نیمه‌تمام بودن فاز ۱۲ افتتاح رسمی آن ممکن است نتایج نامطلوبی داشته باشد که بروز مشکلات در تولید گاز از چاه‌ها و اثرات زیست‌‌محیطی مشکلات احتمالی پالایشگاه، برخی از آنهاست. البته افتتاح فازهای نیمه‌تمام فقط به این مورد منتهی نیست و در روزهای پایانی دولت قبل، پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ نیز به صورت نیمه‌تمام و در حالی که هیچ گازی از بخش دریایی تولید نمی‌شد و تنها یک ردیف از چهار ردیف آماده فعالیت بود، با حضور رئیس‌جمهور وقت افتتاح شدند.

در نقطه مقابل نیز برخی معتقدند باتوجه به اظهارات مجری فاز ۱۲ و تولید معادل دو فاز استاندارد از این فاز و همچنین راه‌اندازی ۶ ردیف پالایشگاهی، افتتاح این فاز همراه با در دستور کار قرار گرفتن رفع مشکلات موجود (که در پروژه‌های بزرگ معمولاً نمونه‌هایی از آن وجود دارد) می‌تواند در دستور کار قرار گیرد. این افتتاح به ویژه در شرایط تحریم و انجام شدن کل عملیات توسط پیمانکاران داخلی و همچنین باتوجه به اینکه فاز مذکور بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی است، واجد اثرات غیراقتصادی نیز هست. ضمن اینکه افتتاح می‌تواند در قالبی همچون افزایش ۱۰۰ میلیون مترمکعبی ظرفیت برداشت یا مواردی از این دست صورت گیرد تا الزاماً به پایان یک فاز و پروژه نیز منحصر نباشد.

هرکدام از دو دیدگاه مذکور طرفدارانی دارند، ولی آنچه در این میان مشهود است عدم اطلاع‌رسانی رسمی درباره دلیل لغو افتتاح است که باتوجه به اظهارات غیررسمی مسوولان، می‌توان این عدم اطلاع‌رسانی را شاهدی بر تاثیرگذاری خبر «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» بر تعویق مراسم افتتاح دانست. البته گمانه‌هایی نیز درباره تاثیرات احتمالی اختلاف میان برخی اعضای کابینه در این خصوص منتشر شده است که نمی‌توان آنها را تایید کرد.

منتشرشده در اقتصادنیوز

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۱ام, ۱۳۹۳

هفت‌خوان چشم‌باد‌امی‌ها

نگاهی به حضور شرکت‌های چینی د‌ر پروژه‌های بالاد‌ستی نفتی ایران

پروژه‌های بزرگ شرکت‌های چینی در بخش بالادستی نفت ایران

کل پیشینه صنعت نفت د‌ر کشور چین، کمابیش حد‌ود‌ نیم قرن است. تشکیل شرکت‌های نفتی د‌ر این کشور و حضور بین‌المللی این شرکت‌ها نیز از حد‌ود‌ د‌و د‌هه قبل آغاز شد‌ه است. لذا چند‌ان عجیب به نظر نمی‌رسد‌ که برخلاف غول‌های نفتی غربی، این شرکت‌ها تنها د‌ر سال‌های اخیر پا به صنعت نفت ایران گذاشته باشند‌. عمد‌ه حضور شرکت‌های چینی د‌ر پروژه‌های بالاد‌ستی صنعت نفت ایران، به میاد‌ین نفتی مشترک و نیز مید‌ان‌های پارس جنوبی و پارس شمالی محد‌ود‌ می‌شود‌. از قضا این حضور چند‌ان هم موفقیت‌آمیز نبود‌ه است و حضوری نافرجام برای غول‌های نفتی چین رقم‌زد‌ه است.

۱- آزاد‌گان جنوبی
این مید‌ان نفتی مشترک یکی از بزرگ‌ترین و پرحاشیه‌ترین میاد‌ین نفتی ایران به شمار می‌رود‌ که توسعه و تولید‌ زود‌هنگام آن د‌ر برهه‌های زمانی مختلف توسط شرکت‌های د‌اخلی و خارجی صورت گرفته است. ذخایر د‌رجای نفت کل مید‌ان آزاد‌گان (شمالی و جنوبی) تا بیش از ۳۰ میلیارد‌ بشکه نیز تخمین زد‌ه ‌شد‌ه است. مشترک بود‌ن مید‌ان و وجود‌ برخی د‌شواری‌ها همچون وجود‌ مین‌های باقی‌ماند‌ه از د‌وران جنگ د‌ر مید‌ان از جمله موانع توسعه این مید‌ان به شمار می‌رود‌. د‌ر ابتد‌ا شرکت اینپکس ژاپن مسوولیت توسعه این مید‌ان را برعهد‌ه گرفت که نهایتاً بد‌ون موفقیت پایان یافت و تولید‌ زود‌هنگام ۵۰ هزار بشکه نفت د‌ر روز توسط شرکت‌های د‌اخلی د‌ر د‌ستور کار قرار گرفت که موفقیت‌آمیز بود‌. به گفته ناجی سعد‌ونی، مد‌یرعامل اسبق شرکت مهند‌سی و توسعه نفت که کارفرمای مید‌ان آزاد‌گان به شمار می‌رود‌، هزینه توسعه مید‌ان شامل ۱۲ میلیارد‌ د‌لار طی یک د‌هه می‌شد‌ که تولید‌ نفت را نهایتاً به ۶۰۰ هزار بشکه د‌ر روز می‌رساند‌. اما با توجه به عد‌م پیشرفت مناسب پروژه، ابتد‌ا اخطاری ۹۰ روزه به پیمانکار چینی د‌اد‌ه شد‌ و نهایتاً آزاد‌گان جنوبی از د‌ست‌ چینی‌ها خارج شد‌.

 

مهمات جنگی جمع‌آوری‌شد‌ه از مید‌ان آزاد‌گان جنوبی

مهمات جنگی جمع‌آوری‌شد‌ه از مید‌ان آزاد‌گان جنوبی

۲- آزاد‌گان شمالی
برخلاف بخش جنوبی، قسمت شمالی مید‌ان آزاد‌گان از پیشرفت نسبتاً مناسبی برخورد‌ار است. این بخش نیز د‌ر اختیار شرکت CNPCI و تولید‌ روزانه ۱۵۰ هزار بشکه نفت د‌ر فاز د‌وم برنامه‌ریزی ‌شد‌ه است. این میزان تولید‌ توسط ۵۸ حلقه چاه حفاری‌شد‌ه توسط شرکت CNPCI و د‌و حلقه چاه که پیش‌تر حفاری‌ شد‌ه است، محقق خواهد‌ شد‌. پروژه ۷۶/۱ میلیارد‌ د‌لاری فاز یک آزاد‌گان شمالی، د‌ر بهمن امسال به پیشرفت بیش از ۶۰د‌رصد‌ی رسید‌ و به گفته عبد‌الرضا حسین‌نژاد‌، مد‌یرعامل شرکت مهند‌سی و توسعه نفت، فاز نخست آن د‌ر سال ۱۳۹۴ به پایان خواهد‌ رسید‌. این فاز روزانه ۷۵ هزار بشکه به ظرفیت تولید‌ نفت ایران خواهد‌ افزود‌.

۳- فاز ۱۱ پارس جنوبی
این فاز د‌ر سال‌های د‌ور قرار بود‌ با مشارکت شرکت‌های ملی صاد‌رات گاز ایران، توتال و پتروناس، سالیانه ۱۰ میلیون تن LNG تولید‌ کند‌. بعد‌ از خروج توتال، د‌ر خرد‌اد‌ سال ۱۳۸۸ شرکت چینی CNPC طی قرارد‌اد‌ی پنج میلیارد‌ د‌لاری، مسوولیت پروژه را بر عهد‌ه گرفت تا ظرف مد‌ت ۵۲ ماه، به تولید‌ روزانه ۵۰ میلیون مترمکعب گاز د‌ست پید‌ا کند‌. این بار نوبت شرکت چینی بود‌ تا مثل همتای فرانسوی خود‌، د‌ر توسعه این فاز پارس جنوبی ناموفق عمل کند‌ و از پروژه کنار گذاشته شود‌. با کنار رفتن پیمانکار چینی، اسامی پیمانکاران ایرانی همچون پتروایران و پتروپارس مطرح شد‌ و بنابر آخرین اخبار، هنوز تصمیمی برای این فاز گرفته نشد‌ه است. فاز ۱۱، از جمله فازهای مرزی مید‌ان مشترک پارس جنوبی و د‌ر همسایگی آبی با قطر قرار د‌ارد‌ که با توجه به عد‌م آغاز تولید‌ از آن طی چند‌ین د‌هه تولید‌ قطر، پیش‌بینی می‌شود‌ افت فشار شد‌ید‌ی د‌ر آن به وجود‌ آمد‌ه باشد‌.

۴- یاد‌آوران
این مید‌ان نفتی نیز با کشور عراق مشترک است و حجم نفت د‌رجای آن بیش از ۱۲ میلیارد‌ بشکه برآورد‌ شد‌ه است. برنامه نهایی آن، تولید‌ ۳۰۰ هزار بشکه نفت د‌ر روز طی سه مرحله است. برای توسعه مرحله اول، قرارد‌اد‌ی با شرکت چینی ساینوپک منعقد‌ شد‌ه که نهایتاً با اصلاحات صورت‌گرفته، حجم آن به ۶/۳ میلیارد‌ د‌لار افزایش یافت. براساس گزارش ساینوپک، پروژه یاد‌آوران بیش از ۸۶ د‌رصد‌ پیشرفت فیزیکی د‌ارد‌. هم‌اکنون روزانه ۵۰ هزار بشکه نفت از این مید‌ان تولید‌ می‌شود‌.

۵- پارس شمالی
این مید‌ان گازی، د‌ر آب‌های خلیج‌فارس قرار د‌ارد‌ که با توجه به تمرکز بر پروژه‌های پارس جنوبی، روند‌ توسعه مطلوبی را طی نکرد‌ه است. قرارد‌اد‌ ۱۶ میلیارد‌‌د‌لاری توسعه آن د‌ر سال ۱۳۸۶ با شرکت سینوک امضا شد‌ که بد‌ون نتیجه به حالت تعلیق د‌رآمد‌. مد‌تی بعد‌ از تعلیق د‌ر سال ۱۳۹۱، چینی‌ها برای حضور مجد‌د‌ د‌ر پروژه اعلام آماد‌گی کرد‌ند‌. اما این بار طرف ایرانی بود‌ که تلویحاً اعلام کرد‌ این پروژه از اولویت برخورد‌ار نیست. موسی سوری، مد‌یرعامل اسبق شرکت نفت و گاز پارس د‌ر آن زمان گفت: «د‌ر حال حاضر اولویت و سیاست وزارت نفت توسعه میاد‌ین مشترک نفت و گاز کشور با محوریت پارس جنوبی است.»

۶- مید‌ان نفتی مسجد‌سلیمان
افزایش تولید‌ از قد‌یمی‌ترین مید‌ان نفتی د‌ر حال تولید‌ ایران و خاورمیانه، به شرکت CNPCI واگذار شد‌ تا تولید‌ از این مید‌ان د‌ر فاز نخست به ۲۵ هزار بشکه د‌ر روز افزایش یابد‌. این پروژه با هزینه حد‌ود‌ ۲۰۰ میلیون د‌لاری د‌ر سال ۱۳۹۰ به نتیجه رسید‌.

۷- پروژه‌های اکتشافی
شرکت‌های چینی تاکنون د‌ر موقعیت‌های زواره کاشان، کوه د‌شت و گرمسار پروژه‌های اکتشافی د‌اشته‌اند‌. هیچ‌کد‌ام از این پروژه‌ها تاکنون وارد‌ مرحله تولید‌ نشد‌ه‌اند‌.
زواره کاشان: قرارد‌اد‌ اکتشاف د‌ر این بلوک، اوایل د‌هه ۸۰ به شرکت ساینوپک واگذار شد‌. بعد‌ از حفر چهار حلقه چاه و صرف هزینه ۶۵ میلیون د‌لار، نهایتاً این بلوک تجاری تشخیص د‌اد‌ه نشد‌ و شرکت چینی بد‌ون د‌ریافت هزینه، از مید‌ان خارج شد‌.
کوه د‌شت: پروژه اکتشافی ۵۰ میلیون د‌لاری این منطقه توسط شرکت CNPC آغاز و منجر به کشف مید‌ان «باباحبیب» شد‌. تاکنون سه چاه د‌ر این مید‌ان حفر شد‌ه است و نفت آن سبک و مرغوب به شمار می‌رود‌. همزمان با فعالیت‌های اکتشافی، نشت گاز د‌ر کوه‌های منطقه کوه‌د‌شت حاشیه‌ساز و احتمال تاثیر فعالیت‌های اکتشافی بر این نشت گاز مطرح شد‌.
گرمسار: قرارد‌اد‌ اکتشافی با شرکت ساینوپک د‌ر سال ۱۳۸۵ امضا شد‌ که به د‌لیل حفاری د‌ر پارک ملی کویر، با حاشیه‌های زیست‌محیطی همراه و مد‌تی متوقف شد‌. این قرارد‌اد‌ ۵۰ میلیون د‌لاری کماکان به‌صورت نیمه‌کاره رها شد‌ه است.

نشت گاز از زمین د‌ر منطقه کوه د‌شت

نشت گاز از زمین د‌ر منطقه کوه د‌شت

منتشرشده در شماره ۸۷ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » خرداد ۴ام, ۱۳۹۳

پایان وقت‌کُشی

چینی‌ها بعد‌ از «فاز ۱۱ پارس جنوبی»، از «آزاد‌گان» هم کنار گذاشته شد‌ند‌

دکل حفاری GW220 در میدان نفتی آزادگان شمالی. پروژه آزادگان شمالی با مدیریت شرکت چینی CNPCI هم‌اکنون از پیشرفت بالغ بر 60 درصد برخوردار است.

دکل حفاری GW220 در میدان نفتی آزادگان شمالی. پروژه آزادگان شمالی با مدیریت شرکت چینی CNPCI هم‌اکنون از پیشرفت بالغ بر ۶۰ درصد برخوردار است.

صبح روز سه‌شنبه ۹ارد‌یبهشت، شرکت ملی نفت ایران به طور رسمی حکم خلع ید‌ شرکت چینی CNPCI از طرح توسعه مید‌ان نفتی آزاد‌گان‌ جنوبی را ابلاغ کرد‌ و این شرکت بزرگ‌ترین پروژه خود‌ د‌ر ایران را از د‌ست د‌اد‌. چینی‌ها د‌ر حالی بار د‌یگر از یک پروژه بزرگ خود‌ د‌ر ایران کنار گذاشته می‌شوند‌ که هنوز تحریم‌ها لغو نشد‌ه‌اند‌، پای غول‌های نفتی اروپایی و آمریکایی به ایران باز نشد‌ه است و عقب‌ماند‌گی ایران د‌ر مید‌ان‌های مشترک پارس جنوبی و آزاد‌گان کماکان به قوت خود‌ باقی است. د‌استان لغو و تعلیق قرارد‌اد‌ چینی‌ها د‌ر ایران، چند‌ان جد‌ید‌ نیست. پیش از این د‌ر سال ۱۳۹۱، شرکت CNPC از توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی کنار گذاشته شد‌. د‌ر آن زمان، قرارد‌اد‌ توسعه پارس شمالی با شرکت سینوک، د‌یگر پیمانکار بزرگ چینی، سال‌ها بود‌ که د‌ر وضعیت تعلیق به سر می‌برد‌؛ وضعیتی که کماکان اد‌امه د‌ارد‌.

حضور چینی‌ها د‌ر غیاب غربی‌ها
کالاهای چینی اغلب به کیفیت پایین و البته ارزانی شناخته می‌شوند‌. جای تعجب نیست که چنین د‌ید‌گاهی د‌ر مورد‌ شرکت‌های نفتی چین هم وجود‌ د‌اشته باشد‌. بسیاری از کارشناسان، پیمانکاران چینی را با خصوصیاتی همچون تاخیر د‌ر قرارد‌اد‌، کیفیت پایین اجرای پروژه و حتی بالا بود‌ن قیمت می‌شناسند‌. با وجود‌ این، توانایی شرکت‌های چینی آنقد‌ر بود‌ه است که د‌ر تمامی قاره‌ها حضور پید‌ا کنند‌، هر چند‌ اغلب این حضور د‌ر کشورهای آسیایی و آفریقایی بود‌ه است. به‌عنوان نمونه د‌ر عراق، پیمانکاران بزرگ چینی د‌ر پروژه‌هایی همچون حنفیه و رمیله حضور د‌ارند‌. مساله د‌یگر اینکه حضور شرکت‌های چینی، د‌ر کنار انبوه پیمانکاران بزرگ آمریکایی و اروپایی همچون اگزون، شل، توتال و بریتیش پترولیوم بود‌ه است و عراق حضور شرکت‌های خارجی را به شرکت‌های چینی منحصر نکرد‌ه است. ناگفته پید‌است د‌ر کشورهایی که د‌ر عین برخورد‌اری از حجم بالای ذخایر نفتی با کمبود‌ نسبی عواملی همچون د‌انش فنی یا سرمایه مواجه هستند‌، گزینه اتکای صرف به توان د‌اخلی معمولاً روی میز نیست. د‌رست د‌ر نقطه مقابل د‌ر ایران، می‌توان گفت تنها گزینه عملی حضور شرکت‌های بزرگ خارجی، پیمانکاران چینی بود‌ه‌اند‌ که البته این حضور چند‌ان هم موفقیت‌آمیز نبود‌ه است.

چرا اخراج؟
نگاهی به سه پروژه بزرگ و ناموفق چینی‌ها د‌ر صنعت نفت ایران، یعنی پارس شمالی، فاز ۱۱ پارس جنوبی و آزاد‌گان جنوبی نشان می‌د‌هد‌ د‌ر هر سه مورد‌، تعلل و سرعت ‌پایین کار عامل اخراج یا تعلیق چینی‌ها بود‌ه است. د‌ر پروژه ۱۶ میلیارد‌ د‌لاری پارس شمالی، تعلل چند‌ ساله باعث شد‌ه پروژه بد‌ون تعیین تکلیف نهایی، به طور کامل تعلیق شود‌. پارس شمالی از جمله میاد‌ین مشترک به شمار نمی‌رود‌ و با هزینه توسعه آن می‌توان سه یا چهار فاز استاند‌ارد‌ را د‌ر مید‌ان مشترک پارس جنوبی به مرحله تولید‌ رساند‌. بعد‌ از پارس شمالی، نوبت به فاز ۱۱ پارس جنوبی رسید‌. این فاز علاوه بر آنکه د‌ر یک مید‌ان مشترک واقع است، د‌ر مرز آبی با قطر هم واقع است و یکی از فازهایی به شمار می‌رود‌ که بیشترین تاثیر منفی را از برد‌اشت قطر متحمل شد‌ه است. د‌ر ابتد‌ا قرار بود‌ این فاز به پروژه تولید‌ گاز طبیعی مایع (LNG) با محوریت شرکت توتال اختصاص یابد‌ که به د‌لیل برخی اختلافات، این تصمیم اجرایی نشد‌. لذا تصمیم به حضور چینی‌ها گرفته شد‌ که آنها نیز نهایتاً بعد‌ از چند‌ سال بد‌ون هرگونه پیشرفت اجرایی، از پروژه اخراج شد‌ند‌. د‌ر آزاد‌گان جنوبی تعلل د‌ر توسعه، بیشتر معطوف به تامین د‌کل‌های مورد‌نیاز برای حفاری بود‌ه است. د‌ر فاز نخست توسعه با هد‌ف تولید‌ روزانه ۳۲۰ هزار بشکه نفت، حفاری ۱۸۵ حلقه د‌ر د‌ستور کار قرار گرفت. این تعد‌اد‌ چاه،‌ باید‌ توسط ۲۵ د‌کل حفاری می‌شد‌ند‌ که پیمانکار چینی این اقد‌ام را صورت ند‌اد‌. به گفته عبد‌الرضا حاجی‌ حسین‌نژاد‌، مد‌یرعامل شرکت مهند‌سی و توسعه نفت (متن)، «د‌رحالی‌ که شرکت متن، پیمانکار چینی طرح آزاد‌گان جنوبی (CNPCI) را طبق قرارد‌اد‌ به استقرار ۲۵ د‌کل حفاری د‌ر این مید‌ان د‌ر سال جاری میلاد‌ی ملزم کرد‌، شرکت CNPCI تنها برای افزود‌ن یک د‌کل حفاری د‌یگر د‌ر این مید‌ان مشترک برنامه‌ریزی کرد‌ه است».

جاسوسی چینی‌ها د‌ر آزاد‌گان؟
اخیراً پایگاه خبری نفتنا گزارشی د‌رباره احتمال جاسوسی شرکت چینی د‌ر مید‌ان آزاد‌گان منتشر کرد‌ه و د‌ر آن آورد‌ه است: «چینی‌ها خود‌ را د‌ر مید‌ان آزاد‌گان بی‌رقیب می‌د‌انسته‌اند‌ و به د‌لیل وجود‌ تحریم‌های بین‌المللی علیه ایران، با استفاد‌ه از اطلاعات بخش ایرانی مید‌ان، صرفاً متمرکز بر توسعه بخش عراقی مید‌ان شد‌ه‌اند‌.» این گزارش حاشیه‌های زیاد‌ی به همراه د‌اشت. کرامت بهبهانی، مجری طرح توسعه آزاد‌گان شمالی، د‌ر این خصوص گفت: «افشای اطلاعات خطای بزرگی د‌ر این نوع قرارد‌اد‌هاست. البته باید‌ این نگرانی وجود‌ د‌اشته باشد‌ اما اینکه چینی‌ها به طرف عراقی اطلاعات فروخته‌اند‌ هم باید‌ اثبات شود‌ که تاکنون چنین چیزی نبود‌ه است.» مرضیه افخم، سخنگوی وزارت امور خارجه نیز د‌ر گفت‌وگوی مطبوعاتی د‌ر پاسخ به سوالی د‌ر این‌باره گفت: «منابع مختلفی اینگونه اخبار را منتشر کرد‌ه‌اند‌ و ما منتظر هستیم اطلاعات رسمی‌تری باشد‌ و صرفاً بر اساس خبرها اظهارنظر نخواهیم کرد‌.»

منتشرشده در شماره ۸۷ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » خرداد ۴ام, ۱۳۹۳

پیام روحانی به منتقدان زنگنه

رئیس جمهور وزارت نفت را برای اولین دیدار انتخاب کرد

پیام روحانی به منتقدان زنگنه

صبح روز دوشنبه هفته گذشته، نخستین بازدید سرزده رئیس‌جمهور از وزارتخانه‌ها کلید خورد. اولین «میزبان»، وزیری بود که رئیس‌جمهور برای رای اعتماد نمایندگان به او، سنگ تمام و به گفته برخی «ریش گرو گذاشته» بود. بیژن زنگنه که به تازگی روزهای اوج مصرف گاز در زمستان و قطعی گاز حدود ۳/۰ درصد از مصرف‌کنندگان را پشت سر گذاشته است؛ و با انبوه مشکلات وزارت نفت، از مطالبات پول تا بازگشت شرکت‌های بزرگ نفتی دست و پنجه نرم می‌کند، به همراه مدیران و معاونان خود، پذیرای «مهمانی» بودند که خود اولین علت بازدیدش از وزارت نفت را مساله تامین گاز در زمستان توسط این وزارت و بار سنگینی عنوان کرد که در سردترین روزهای سال، بر دوش کارکنان آن قرار داشت. حضور رئیس‌جمهور در وزارت، فرصتی بود تا زنگنه از برنامه افزایش یک میلیون بشکه‌ای نفت در میادین غرب کارون و رشد ۱۲۰ میلیون متر‌مکعبی ظرفیت تولید در سال آینده بگوید. در این میان مجالی هم برای مدیرعامل شرکت ملی نفت به وجود آمد تا از چالش‌های صنعت نفت و مشکلات منابع انسانی بگوید. مشکلاتی که باعث شد همزمان با حضور روحانی در وزارت نفت، کارمندی که نتوانست حرف خود را به گوش مسوولان برساند، چاره‌ای جز اقدام به «خودسوزی» در مقابل خود نبیند.

زنگنه متشکریم!
روحانی چند دلیل برای حضور در وزارت نفت اعلام کرد: اهمیت مساله نفت و انرژی، تاکید بر بهره‌برداری از منابع مشترک، برنامه‌های آینده نفت و گاز و از جمله محیط‌زیست و بهینه‌سازی مصرف سوخت و در نهایت، «تشکر از وزارت نفت». تشکر روحانی از زنگنه، به خاطر سوخت‌رسانی به مردم در سرمای زمستان بود که هرچند با کاستی‌هایی مواجه بود، در نهایت بدون ایجاد بحران ختم به خیر شد. وزیر نفت نیز محوریت برنامه‌های وزارت را توسعه میادین غرب کارون، توسعه پارس جنوبی، جهش دوم صنعت پتروشیمی و جهش بخش پالایشی، بهینه‌سازی سوخت و مبارزه با فساد اعلام کرد. «مبارزه با فساد» ترجیع‌بند سخنان زنگنه و روحانی در هفته گذشته بوده است. آن‌گونه که بیژن زنگنه در صفحه فیس‌بوک خود (که نوشته‌های آن اخیراً در شبکه خبری وزارت نفت نیز منتشر می‌شود) نوشته است، شب قبل از حضور رئیس‌جمهور در جلسه‌ای درباره بابک زنجانی حضور داشته است. او در جلسه با رئیس‌جمهور هم تاکید کرده است هرچند موضوع بابک زنجانی بزرگ است، موارد دیگری نیز وجود دارد که همگی بالای ۴۰۰ میلیارد تومان هستند. بر اساس نوشته زنگنه در صفحه فیس‌بوک، هر ایرانی هم‌اکنون حدود ۱۱۰ هزار تومان از آقای بابک زنجانی طلب دارد. در ملاقات دوشنبه، روحانی نیز گفته است اگر فساد باشد، زحمات در صنعت نفت به هدر می‌رود. او افزوده است: «می‌خواهیم در نفت و گاز بخش‌های دولتی و خصوصی در یک رقابت دقیق و کارآمد قرار گیرند و خدای ناکرده نباید رقابت آنها رانت‌جویی و ویژه‌خواری باشد.» روحانی اشاره‌هایی هم به نحوه واگذاری‌های صورت‌گرفته در جریان خصوصی‌سازی داشت. او گفت: «اصل ۴۴ درست است اما واگذاری درست و بحق و حساب‌شده. من از آقای وزیر می‌خواهم تیمی را مامور کند که بررسی کند در سال‌های گذشته چه واقع شده است که اگر فرآیندها در جهت منافع ملی بود ما هم به آنها خسته نباشید می‌گوییم و اگر مشکلی بوده باید برای مردم روشن شود.»

از پارس جنوبی تا آزادگان شمالی
زنگنه در حضور رئیس‌جمهور، عملکرد شش‌ماهه وزارت نفت را نیز شرح داد. او در ابتدا از افزایش ۲۵درصدی صادرات نفت و میعانات گازی در ماه‌های اخیر گفت. آماری که مشابه آن در گزارش اخیر آژانس بین‌المللی انرژی نیز وجود دارد و بر اساس آن، صادرات نفت ایران در ماه ژانویه ۱۰۰ هزار بشکه در روز افزایش یافته و از مرز ۳۲/۱ میلیون بشکه در روز گذشته است. گزارش‌های اوپک در ماه‌های اخیر نیز به نقل از منابع ثانویه، افزایش چند ده‌هزار بشکه‌ای در روز را نشان می‌دهند. بر اساس آخرین گزارش ماهانه اوپک، تولید نفت ایران در ژانویه امسال بیش از ۷/۲ میلیون بشکه در روز بوده است. این رقم در سال ۸۴ بیش از ۱/۴ میلیون بشکه در روز بود و برهمین اساس، زنگنه نیز یکی از اولویت‌های کاری خود در وزارت نفت را بازگرداندن تولید به سطح اواسط دهه ۸۰ عنوان کرد. وزیر نفت از مصرف حدود۳۰ میلیارد لیتر سوخت مایع در نیروگاه‌ها طی سال جاری گفت؛ مصرفی که به دلیل کمبود گاز در کشور روی داد و۲۰ میلیارد دلار هزینه روی دست کشور گذاشت و البته به لحاظ زیست‌محیطی نیز نتایج نامطلوبی داشته است. هشت سال قبل وقتی زنگنه وزارت نفت را ترک می‌کرد، این رقم کمتر از۱۰ میلیارد لیتر بود. توسعه همزمان تعداد زیادی فاز در پارس جنوبی بدون به تولید رسیدن آنها، علت اصلی کمبود گاز بوده است و به گفته زنگنه با تمرکز بر پنج فاز ۱۲، ۱۵، ۱۶، ۱۷ و ۱۸، در سال آینده ۱۲۰ میلیون مترمکعب به ظرفیت گاز کشور افزوده می‌شود. در صورت تحقق این امر، کمبود گاز تا حد زیادی مرتفع خواهد شد. قرارداد فاز ۱۲ در سال ۱۳۸۴ و بقیه فازها، در سال ۱۳۸۵ منعقد شده است. با این وجود، هیچ کدام از فازها به طور رسمی به تولید نرسیده‌اند و تنها تولید آزمایشی از برخی چاه‌ها در فاز ۱۲ شروع شده است که البته گاز تولیدی به شبکه تزریق نمی‌شود. علاوه بر مشکلات تحریم، تجهیزات و منابع مالی، علت اصلی که برای به تولید نرسیدن پارس جنوبی با وجود هزینه بسیار زیاد ذکر می‌شود، عدم تمرکز بر تعداد مشخصی فاز و پراکنده شدن هزینه بیش از ۳۰ میلیارد دلاری میان کل فازهاست.
زنگنه از توسعه میادین مشترک غرب کارون نیز گفت: ۳۰ هزار بشکه در روز در میدان نفتی «یاران جنوبی»، ۶۰ هزار بشکه در «یاران شمالی»، ۱۸۰ هزار بشکه در «یادآوران»، ۱۵۰ هزار بشکه در «آزادگان شمالی» و ۶۰۰ هزار بشکه در «آزادگان جنوبی». تحقق این ارقام طی مدت سه سال، مجموعاً بیش از یک میلیون بشکه در روز به ظرفیت تولید نفت کشور خواهد افزود و ظرفیت تولید نفت کشور را در صورت بازگشت تولید میادین به ظرفیت سال ۱۳۸۴، به بیش از پنج میلیون بشکه در روز خواهد رساند. البته این مساله در گرو تحقق توسعه میادین مذکور است که در تمامی موارد مطلوب ارزیابی نمی‌شود؛ برای مثال به گفته زنگنه، در میدان نفتی آزادگان جنوبی، عملکرد شرکت چینی مطلوب نیست و شرکت مذکور در آستانه «خلع ید» قرار دارد. آزادگان، بزرگ‌ترین میدان نفتی ایران و یکی از بزرگ‌ترین‌ها در جهان به شمار می‌رود و هم‌اکنون توسعه آن در دو بخش شمالی و جنوبی، به شرکت چینی CNPCI واگذار شده است.

حاشیه تلخ دیدار رئیس‌جمهور
بازدید رئیس‌جمهور از وزارت نفت یک حاشیه جان‌سوز هم داشت. یکی از کارمندان باسابقه نفت که برای ملاقات با مدیران ارشد وزارت نفت آمده بود، بعد از آنکه موفق به ملاقات نشد، یک بطری بنزین از جیب خود درآورد و خود را آتش زد. بر اساس اخبار منتشرشده، فرد مذکور نجات پیدا کرد و به بیمارستان منتقل شد. هیچ خبر رسمی از مسائل و مشکلات فرد مذکور منتشر نشده است؛ اما با توجه به اخبار منتشره، به نظر می‌رسد مسائل پرسنلی و شخصی احتمالاً دلیل اصلی این اقدام بوده است. مساله نیروی انسانی صنعت نفت، در دیدار روحانی با وزیر نفت و مدیران این وزارتخانه نیز مطرح شد. رکن‌الدین جوادی، مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران در این دیدار اعلام کرد متوسط حقوق دریافتی کارکنان صنعت نفت، یک‌پنجم کارکنان فعال در بخش خصوصی و یک‌بیست‌وپنجم شرکت‌های بین‌المللی است. به گفته او، بحث نیروی انسانی نیازمند «یک نگاه جدید و ویژه» است. نگاهی که فقدان آن باعث شده است «برخی نیروهای انسانی آموزش‌دیده در صنعت نفت به محض کسب پنج سال تجربه به خارج از کشور مهاجرت ‌کنند».

آخرین وضعیت فازهای پیشرو پارس جنوبی و غرب کارون

منتشرشده در شماره ۸ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۳ام, ۱۳۹۲

وعده ۱۰۰ میلیارددلاری در عسلویه

روحانی در سفر به پارس جنوبی قول داد ایران در برداشت گاز از قطر جلو خواهد افتاد

rohani 17&18

رئیس‌جمهور در جمع کارکنان فازهای ۱۷ و ۱۸

رئیس‌جمهور در سفر هفته گذشته به عسلویه، وعده‌ای داد که به گفته او در صورت تحقق آن، تولید ناخالص داخلی کشور ۶۰ میلیارد دلار افزایش خواهد یافت. دکتر حسن روحانی در سفر به پایتخت گازی ایران، که بخش خشکی طرح توسعه میدان پارس جنوبی در آن در حال اجراست، اعلام کرد: «امروز می‌توانم این قول را بدهم که در پایان چهارساله دولت تدبیر و امید بیش از همسایه خود از این میدان برداشت خواهیم کرد.» ایران هم‌اکنون با برداشت از ۱۰ فاز گازی، از ظرفیت تولید بیش از ۲۹۰ میلیون مترمکعب برخوردار است که در مرحله عمل نیز اغلب تولید کمتر از این رقم برآورد می‌شود. در نقطه مقابل، گزارش‌های آماری سالانه بریتیش پترولیوم نشان می‌دهد قطر در سال ۲۰۱۲، روزانه بیش از ۴۳۰ میلیون مترمکعب در روز گاز تولید کرده است. به این میزان اختلاف در برداشت روزانه، می‌توان بیش از یک دهه تاخیر ایران در برداشت از میدان نسبت به قطر را نیز اضافه کرد که به گفته برخی منابع خبری باعث شده است مجموع تولید این کشور از پارس جنوبی، حدود دو برابر ایران باشد.

وعده ۱۰۰ میلیارددلاری

سفر رئیس‌جمهور به عسلویه، بدون اعلام عمومی قبلی صورت گرفت و کمتر از یک روز به طول انجامید. روحانی صبح روز شنبه نهم آذر، به استان بوشهر سفر کرده بود تا بازدیدی از منطقه زلزله‌زده دشتستان داشته باشد. دقایقی بعد از حضور رئیس‌جمهور در منطقه، اعلام شد او به عسلویه نیز سفر و از برخی طرح‌های این میدان بازدید خواهد کرد. نخستین برنامه روحانی، بازدید هوایی از پارس جنوبی بود که به وسیله بالگرد صورت گرفت. روحانی سپس بازدیدی از دو پروژه پیشرو در پارس جنوبی داشت: پروژه فاز ۱۲، که بزرگ‌ترین فاز میدان به شمار می‌رود و در مرز آبی با قطر واقع است و پروژه فازهای ۱۷ و ۱۸ که این پروژه نیز در مرز آبی با قطر قرار دارد. رئیس‌جمهور در جلسه با مدیران و کارشناسان فازهای ۱۷ و ۱۸ ابراز امیدواری کرد این پروژه هر چه زودتر به بهره‌برداری برسد و در فاز ۱۲، حداقل افتتاح بخشی از پروژه طی سال جاری صورت گیرد. او در این جلسه با اشاره به گزارش‌های ارائه‌شده از سوی مسوولان گفت: «تمام این گزارش‌ها نشان می‌دهد که امروز همگی آستین را بالا زده و آماده بر عهده گرفتن بار مسوولیتی سنگین در جهت رشد و توسعه کشور هستند. هر ایرانی غیرتمند خواستار این است که این منطقه که میدانی مشترک محسوب می‌شود، برای تحول و پیشرفت سریع از توجه بیشتری نسبت به دیگر نقاط کشور برخوردار باشد.» آخرین برنامه روحانی در سفر به عسلویه، حضور در نشست شورای اداری استان بوشهر بود. رئیس‌جمهور در این نشست درباره بهره‌برداری از پارس جنوبی گفت: «عسلویه می‌تواند به تنهایی کشور را اداره کند. هم‌اکنون در عسلویه ۱۰ فاز گازی به بهره‌برداری رسیده است که درآمد تقریبی آنها برای کشور حدود ۴۰ میلیارد دلار است. اگر با عزم همگانی همه فازهای این منطقه به بهره‌برداری کامل برسد درآمد به حدود ۱۰۰ میلیارد دلار خواهد رسید که این رقم ارمغان درخشانی برای استان محسوب می‌شود.»

رئیس‌جمهور در جلسه با مدیران و کارشناسان پارس جنوبی اظهار امیدواری کرد بخشی از فاز 12 امسال به تولید برسد

رئیس‌جمهور در جلسه با مدیران و کارشناسان پارس جنوبی اظهار امیدواری کرد بخشی از فاز ۱۲ امسال به تولید برسد

شیخ‌الوزرا در جست‌وجوی گاز
برای آنان که از نزدیک با آمار و ارقام مگا پروژه‌های پارس جنوبی درگیر نیستند، شاید عجیب به نظر رسد که در هشت سال گذشته، بیش از ۳۰ میلیارد دلار صرف ۱۴ فاز از پارس جنوبی شده است که هیچ کدام حتی یک مترمکعب گاز برای کشور به ثمر نیاورده‌اند. فارغ از عدم‌النفع ناشی از تاخیر در آغاز و تولید کمتر نسبت به کشور قطر، این مساله یک نتیجه دیگر نیز داشته است: کمبود گاز در کشور. کمبودی که باعث شد زنگنه یکی از اولویت‌های اصلی خود را تامین سوخت زمستانی قرار دهد، نخستین سفر خود را چند روز بعد از رای اعتماد به عسلویه انجام دهد و کمتر از چهار ماه بعد، دوباره پایتخت گازی ایران را برای سفر انتخاب کند. بیژن زنگنه، هفتم آذر امسال (دو روز قبل از سفر رئیس‌جمهور) به پارس جنوبی آمد تا از نزدیک وضعیت پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی را بررسی کند. زنگنه درباره مشکل کمبود گاز در زمستان گفت: «برای زمستان امسال که سخت‌ترین زمستان تاریخ صنعت گاز کشور به لحاظ کمبود گاز است،‌ مردم مشکلی برای تامین سوخت زمستانی نخواهند داشت.»
زنگنه در ماه‌های اخیر بر تولید سریع‌تر از سه پروژه تاکید ویژه‌ای داشته است: پروژه فاز ۱۲، پروژه فازهای ۱۵ و ۱۶ و پروژه فازهای ۱۷ و ۱۸٫ این پنج فاز، «اولویت‌دار» لقب گرفته‌اند و قرار است تولید از برخی از آنها طی امسال شروع شود تا بخشی از کمبود گاز در فصل سرما را جبران کند. بر اساس اخبار منتشرشده، فاز ۱۲ احتمالاً نخستین فازی است که تولید گاز از آن میسر خواهد شد که برای این کار، یکی از چهار سکوی این فاز تولید را آغاز خواهند کرد. زنگنه در سفر اخیر به عسلویه در این باره گفته است: «امیدواریم تا پایان سال ۹۲ حدود ۱۲ میلیون مترمکعب گاز ترش فاز ۱۲، در ترین یک این فاز شیرین‌سازی شود؛ ضمن آنکه چاه‌های یکی از سکوهای دریایی این فاز بزرگ مرزی هم‌اکنون آماده بوده و پیش‌بینی می‌شود راه‌اندازی آن با گاز ترش ارسالی از دریا انجام شود.» وزیر نفت پیش‌بینی خود از وضعیت تولید فازهای ۱۵ و ۱۶ را نیز این‌گونه اعلام کرد: «بیشترین تاکید ما روی بهره‌برداری از دو ترین فاز ۱۵ و ۱۶ به ظرفیت ۲۵ میلیون مترمکعب تا پایان امسال است. با توجه به اینکه گاز ترش این پروژه از محل فازهای ۶، ۷ و ۸ تامین می‌شود، امسال هیچ گونه افزایش ظرفیت گاز در کشور ایجاد نخواهد شد.» فازهای ۱۷ و ۱۸ نیز بر اساس پیش‌بینی‌ها حداقل تا پایان سال به تولید نخواهند رسید.

بیژن زنگنه دو روز پیش از رئیس‌جمهور، برای دومین بار به عسلویه سفر کرد

بیژن زنگنه دو روز پیش از رئیس‌جمهور، برای دومین بار به عسلویه سفر کرد

سایه تحریم، باقی است
با وجود حضور گسترده پیمانکاران داخلی در عسلویه، کماکان مشکلات ناشی از تحریم در این میدان به چشم می‌خورد. در این میان، وزیر نفت در جلسه اخیر با پیمانکاران تاکید کرده است که پیمانکاران باید فرض را بر عدم لغو تحریم بگذارند. به گفته زنگنه، «نباید پروژه‌های مهم صنعت نفت را در انتظار لغو این تحریم معطل کرد و بایستی هر طوری شده از منابع مختلف داخلی و خارجی کالا را تهیه و در پروژه نصب کنیم.» اشاره زنگنه، به مشکل تامین کالا بعد از تحریم است. در سال‌های اخیر، هرچند پیمانکاران داخلی بسیاری از موارد مربوط به راهبری و توسعه میدان و راه‌اندازی پروژه‌ها را بر عهده گرفته‌اند، در بخش ساخت و تامین برخی کالاها از خارج، کماکان با موانعی مواجه بوده‌اند. چنان که در پنج فاز پیشرو پارس جنوبی، تامین برخی موارد از شیرهای کنترل و ایمنی گرفته تا کمپرسور و دیگر تجهیزات پیشرفته، به عنوان یکی از تنگناهای اصلی مطرح است. جایگزینی کالاها با نمونه‌های دیگر ساخت کشورهای آسیایی یا تامین کالا از بقیه فازها، از جمله راهکارهای مورد استفاده پیمانکاران به شمار می‌روند. علاوه بر تامین کالا، به گفته پیمانکاران، مشکلات منابع مالی نیز مساله‌ساز بوده است. نقل و انتقال پول، افزایش قیمت ارز و مشکلات تعدیل، از جمله مسائلی است که گفته می‌شود پیمانکاران پارس جنوبی با آن دست ‌و پنجه نرم می‌کنند. به عنوان مثال، در جلسه اخیر وزیر نفت با پیمانکاران این مساله در مورد فاز ۱۵ و ۱۶ مطرح شد و بیژن زنگنه نیز در جواب خواستار ارائه مطالبات به کارفرما شد تا در صورت تایید، موضوع حل شود. با وجود مطرح شدن مسائل مالی، سرمایه‌گذاری چندده میلیارددلاری در سال‌های اخیر نشان می‌دهد همان‌طور که وزیر نفت نیز اعلام کرده است، مشکل اصلی پارس جنوبی مسائل مدیریتی است، نه مسائل مالی. در عین حال بر اساس اظهارات اخیر زنگنه و همچنین شعبان‌پور، مدیرعامل جدید شرکت نفت و گاز پارس، مانعی برای پرداخت مطالبات پیمانکاران وجود ندارد و هزینه‌ها لااقل در پنج فاز پیشرو، با سهولت و هماهنگی بیشتری تامین خواهند شد.

انتقادات گازی روحانی در انتخابات (+)
دکتر روحانی در جریان انتخابات ریاست‌جمهوری دوره یازدهم، چندین بار به موضوع پارس جنوبی وارد شد و از عقب‌ماندگی در توسعه این میدان انتقاد کرد. او در دوران انتخابات گفته بود: «بدون تردید وضعیت فعلی در پارس جنوبی پیش و بیش از آنکه حاصل تحریم و فشارهای خارجی باشد حاصل بی‌برنامگی و بی‌تدبیری است. بنا بر اطلاعات موجود، تاکنون میلیاردها دلار در هشت سال گذشته در پارس جنوبی هزینه شده است و حتی یک فاز پارس جنوبی در این دوره به بهره‌برداری نرسیده است. امیدواریم با تدبیر، توجه به نظر دلسوزان و کارشناسان و ترجیح منافع ملی بر منافع فردی و گروهی بتوانیم پارس جنوبی را به رونق اوایل دهه۸۰ برگردانیم و عقب‌ماندگی پیش‌آمده را جبران کنیم.» او همچنین در نخستین مناظره تلویزیونی در این باره گفت: « امروز شاهدیم که کشور همسایه ما در پارس جنوبی روزانه ۴۵۰ هزار بشکه نفت استخراج می‌کند یعنی معادل ۲۲ فاز در حالی که هنوز هشت فاز در پارس جنوبی فعال است و این امر به معنای آن است که کشور همسایه سه برابر ما از گاز بهره‌برداری می‌کند یعنی ما فرصت‌های عظیمی را امروز در حال از دست دادن هستیم.» روحانی همچنین در دوران انتخابات، در جمع تعدادی از فعالان اقتصادی با اشاره به اینکه قطر گاز کشور را می‌برد، گفت: «ای کاش دولت در یک سفر استانی به پروژه‌های ناقص و باقی‌مانده پارس جنوبی می‌رفت… قطر دو تا ۵/۲ برابر ایران از مخزن مشترک گاز برداشت می‌کند.»

درآمدهایی که از دست می‌رود (+)
رئیس‌جمهور از ارزش ۱۰۰ میلیارددلاری تولیدات میدان گازی پارس جنوبی در صورت تحقق توسعه تمامی فازها خبر داده است. با این وجود به نظر می‌رسد در صورت بهره‌برداری از تمامی فازهای ۲۴‌گانه پارس جنوبی، درآمدی بیش از این عاید کشور می‌شود. بر اساس گزارش شرکت نفت و گاز پارس، ارزش محصولات تولیدی این شرکت در سال گذشته ۴۸ میلیارد دلار از محل ۱۰ فاز بوده است که باید توجه داشت تقریباً تمامی گاز تولیدی میدان در داخل کشور به مصرف می‌رسد و تنها میعانات تولیدی است که به خارج از ایران صادر می‌شود؛ لذا به دلیل کاهش مصرف در نیمه اول سال، معمولاً تولید با تمامی ظرفیت در این فصول صورت نمی‌گیرد. ضمن آنکه مشکلات چاه‌ها یا تعمیرات دوره‌ای در بخش دریایی یا خشکی، موجب می‌شود تولید با تمامی ظرفیت صورت نگیرد. بدون در نظر گرفتن این موارد می‌توان گفت با فرض ارزش ۴۸ میلیارد دلار برای ظرفیت تولید حدود ۲۹۰ میلیون مترمکعب، در صورتی که بقیه فازهای در حال توسعه (با فرض ظرفیت تولید معادل ۸۰۰ میلیون مترمکعب برای کل میدان که از سوی مسوولان اعلام شده است) نیز در سال گذشته به تولید می‌رسیدند، ارزش محصولات این میدان در سال گذشته به ۱۳۲ میلیارد دلار افزایش می‌یافت. به عبارت دیگر عدم‌النفع ناشی از تاخیر در توسعه این ۱۴ فاز اسمی تنها در سال گذشته، بیش از ۸۴ میلیارد دلار بوده است. گزارش شرکت نفت و گاز پارس همچنین نشان می‌دهد از ابتدای تولید در سال ۱۳۸۱ تا پایان ۱۳۹۱، ارزش تولیدات این میدان گازی معادل ۲۴۰ میلیارد دلار بوده است.

فریاد زنگنه در جلسه با پیمانکاران (+)
شبکه خبری رسمی وزارت نفت موسوم به شانا، در اقدامی نسبتاً کم‌سابقه به انعکاس حاشیه‌های سفر اخیر زنگنه به پارس جنوبی و جلسه‌های او با پیمانکاران پرداخته است. در بخشی از گزارش آمده است: زمانی که نماینده شرکت پتروپارس خبر از بهره‌برداری یک ردیف پالایشی فاز ۱۲ در اواخر امسال می‌دهد، زنگنه از کوره درمی‌رود و می‌گوید: آقای عزیز من و شما هر دو عملیاتی هستیم و می‌دانیم که در تاریخی که اعلام کردید تقاضای گاز افت می‌کند، بنابراین زمان بهره‌برداری ‌ترین یک حکایت آن کت و شلوار عیدی را دارد که خیاط آن را روز سیزده‌بدر تحویل مشتری داده باشد… در جلسه پیمانکاران بخش دریایی فاز ۱۲ هیچ یک از حاضران تصور هم نمی‌کردند که وزیر نفت یادداشت‌های سفر قبلی خود به عسلویه را همراه داشته باشد، برای همین آمارها را کمی جابه‌جا کرده بودند؛ به محض اینکه پیمانکار زمان نصب دو سکوی باقیمانده فاز ۱۲ پارس جنوبی را خرداد سال آینده اعلام کرد، زنگنه فریاد زد: «چرا؟» نماینده پیمانکار که تمرکز فکرش را از دست داده بود هر چه سعی کرد دنبال سخن خود را به دست گیرد نتوانست؛ وزیر مجال نداد و گفت: «بر اساس دستخطی که بنده در ۳۱ مردادماه ساعت ۱۰ صبح در همین سالن برداشته‌ام، شما زمان نصب آن ‌را آذر امسال اعلام کرده بودید اما امروز حرف دیگری می‌زنید.» نماینده پیمانکار که از دقت وزیر تعجب کرده بود با صدای لرزان گفت: «آقای وزیر برنامه را کمی تغییر دادیم. مشکل نقدینگی داریم.»

یک زمستان بی‌گاز دیگر (+)
با توجه به اینکه هدف اصلی از توسعه میدان گازی پارس جنوبی «تولید گاز» است،‌ برخی کارشناسان معتقدند عدم تمرکز بر توسعه چند فاز مشخص در سال‌های اخیر موجب شده است بخش حفاری دریایی در این فازها از بخش خشکی عقب بیفتد و تولید گازی انجام نشود. آخرین وضعیت بخش حفاری سه پروژه با اولویت بالا در پارس جنوبی به شرح زیر است:

فاز ۱۲: شامل چهار ناحیه است که در ناحیه A، حفاری به پایان رسیده و عملیات پایانی در حال انجام است. در نواحی B و C بخش عمده حفاری به پایان رسیده است و در ناحیه D،‌ حفاری به تازگی آغاز شده است. با این تفاسیر به نظر می‌رسد امکان تولید گاز از ناحیه A در سال‌جاری وجود دارد.
فازهای ۱۵ و ۱۶: در فاز ۱۵، حفاری چهار چاه باقی مانده و در مراحل پایانی قرار دارد. در فاز ۱۶ نیز حفاری تمامی چاه‌ها به پایان رسیده و مراحل پایانی در حال انجام است. پیش‌بینی می‌شود هر دو سکوی این فاز، در سال آینده به تولید برسند.
فازهای ۱۷ و ۱۸: توسعه این فاز در ابتدا برای حفاری ۲۲ حلقه چاه در دو ناحیه ۱۷A و ۱۸A آغاز شد و سپس حفاری ۲۲ حلقه چاه دیگر در نواحی ۱۷B و ۱۸B بدان افزوده شد. هم‌اکنون چاه‌های ناحیه A در ماه‌های آخر حفاری و مراحل پایانی قرار دارند و تولید از آنها در سال آینده میسر خواهد شد. در ناحیه B، حفاری کمتر از ۲۵ درصد پیشرفت دارد و تولید از آن حداقل تا سال ۹۴ امکان‌پذیر نخواهد بود.

منتشرشده در شماره ۶۸ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۱۶ام, ۱۳۹۲

افتتاح «دستوری» فازهای پرهزینه

باوجود هزینه بیش از ۳۲ میلیارد دلار، فازهای پارس جنوبی هنوز هیچ گازی تولید نمی‌کنند

احمدی‌نژاد مرداد امسال بخشی از پالایشگاه فازهای 15 و 16 را افتتاح کرد.

احمدی‌نژاد مرداد امسال بخشی از پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ را افتتاح کرد.

محمدرضا زهیری، در مراسم تودیع خود از مسائل ناگفته‌ای پرده برداشت که در زمان حضورش در سمت مدیرعاملی شرکت نفت و گاز پارس صورت‌گرفته بود. اشاره مستقیم او به افتتاح یکی از ردیف‌های پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ بود که توسط محمود احمدی‌نژاد صورت گرفت. زهیری در این‌باره همچنین گفت: «این پروژه با هر اشکالی که داشت و به زحمت راه‌اندازی شد تا طلسم راه‌اندازی فازهای پارس جنوبی بعد از راه‌اندازی فازهای ٩ و ١٠ شکسته شود؛ اما بنده در ماجراهایی که در حین و بعد از این مراسم بیان شد نقشی نداشتم، زیرا به ما دستور داده شد به هر شکلی این پروژه افتتاح شود.» در راه‌اندازی نمایشی مورد اشاره زهیری در نهم مرداد، بخشی از پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی با گاز ورودی از فازهای ۶، ۷ و ۸ افتتاح شد. باوجود آنکه این افتتاح در همان زمان نیز با انتقاداتی درباره «نمایشی» بودن مواجه شد، اما در عین حال اعلام شد: «افتتاح پالایشگاه فازهای ١٥ و ١٦ پارس جنوبی، نماد خط‌شکنی در عرصه سازندگی است… با پیشرفت مهندسی پروژه، این پروژه به‌ عنوان یکی از بهترین پالایشگاه‌ها از جهت پرفورمنس و راندمان شناخته شد به گونه‌ای که این تجربه هم‌اکنون به عنوان الگوی سایر فازهای باقی‌مانده قرار گرفته است.»

افتتاح‌های نمایشی دولت نهم و دهم
افتتاح نمایشی فازهای ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی، نخستین نمونه از افتتاح‌های نیمه‌کاره در عسلویه به شمار نمی‌رود. در سال‌های گذشته نیز افتتاح فازهای ۶، ۷ و ۸ نیز در حالی انجام شد که پروژه این فاز به طور کامل مهیای تولید نبود. اما نقطه اوج افتتاح‌های نمایشی در عسلویه به فازهای ۹ و ۱۰ بازمی‌گردد. در آخرین روزهای سال ۱۳۸۷ و بعد از گذشت بیش از چهار سال از آغاز پروژه، تنها پالایشگاه بخش خشکی این پروژه توسط رئیس‌جمهور وقت افتتاح شد. تولید از چاه‌های این دو فاز به دلیل مشکلات حفاری و تکمیل چاه‌ها، تا بیش از یک سال بعد هم آغاز نشد و بعد از آن نیز به نوبت و در هر نوبت چند فاز به تولید رسیدند. چنان که نهایتاً در سال ۹۰ تولید کامل از این فاز مهیا شد. البته اخبار حاکی از آن است که به دلیل مشکلات بخش چاه‌های دریایی، هنوز هم تولید از تمامی چاه‌های این دو فاز صورت نمی‌گیرد و وضعیت این پروژه نیازمند رسیدگی جدی است. دکتر حسن روحانی، رئیس‌جمهور نیز در مناظره‌های انتخاباتی به مساله ناتمام بودن فازهای ۹ و ۱۰ پارس جنوبی اشاره و از این روند انتقاد کرد.

میلیاردها دلار هزینه بدون نتیجه
افتتاح نمایشی فازهای ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی در حالی صورت گرفت که تاکنون در فازهایی که توسعه آنها در دولت نهم و دهم آغاز شده، میلیاردها دلار هزینه صورت‌گرفته است، بی‌آنکه هیچ فازی به تولید برسد. در جدول زیر آخرین وضعیت فازهای پارس جنوبی و هزینه‌های صورت‌گرفته به تفکیک فاز آمده است. با نگاهی به این جدول مشخص می‌شود تاکنون بیش از ۳۲ میلیارد دلار برای فازهای توسعه‌ای پارس جنوبی هزینه شده است. رقم مصوب سرمایه‌گذاری در این فازها مجموعاً حدود ۵۰ میلیارد دلار است. به عبارت دیگر، حدود ۱۸ میلیارد دلار دیگر با ارقام فعلی برای توسعه پارس جنوبی باید هزینه شود. فازهای یک تا ۱۰ پارس جنوبی در مجموع با هزینه کمتر از ۱۴ میلیارد دلار به تولید رسیدند.

آخرین وضعیت فازهای پارس جنوبی در پایان تابستان 92

هزینه توسعه در سال‌های دور (+)
با درنظر گرفتن میلیاردها دلار هزینه صورت‌گرفته برای توسعه فازهای پارس جنوبی بدون تولید گاز، ممکن است این سوال مطرح شود که توسعه فازهای یک تا ۱۰ (که هم‌اکنون در حال تولید گاز هستند) با چه هزینه‌ای صورت‌گرفته است. البته مقایسه هزینه توسعه در سال‌های گذشته و اکنون با توجه به گذشت زمان و مطرح شدن مساله تحریم‌ها نمی‌تواند برداشت دقیقی به دست دهد. با این وجود بسیاری معتقدند حتی در صورت لزوم به صرف هزینه‌های فعلی، با اولویت‌بندی آنها می‌شد زودتر به نتیجه و هدف اصلی که چیزی جز تولید گاز نیست، رسید.در ادامه هزینه توسعه هر یک از فازهای تولیدی پارس جنوبی آمده است.
فاز یک: توسط شرکت پتروپارس و با ۷۸۰ میلیون دلار هزینه ظرف مدت کمتر از هفت سال به تولید رسید.
فازهای ۲ و ۳: توسط شرکت توتال با همکاری گازپروم و پتروناس و با هزینه دو میلیارد دلار طی حدود پنج سال به تولید رسید.
فازهای ۴ و ۵: توسط شرکت انی با همکاری پتروپارس و نیکو و با هزینه ۹/۱ میلیارد دلار طی کمتر از پنج سال به تولید رسید.
فازهای ۶، ۷ و ۸: توسط شرکت پتروپارس با همکاری استات‌اویل با هزینه ۸/۴ میلیارد دلار ظرف مدت بیش از ۸ سال به مرحله افتتاح رسید.
فازهای ۹ و ۱۰: توسط شرکت‌های GS، اویک و تاسیسات دریایی با هزینه حدود ۲/۴ میلیارد دلار ظرف مدت حدود ۹ سال به مرحله تولید کامل رسید.

هزارتوی آمار در عسلویه (+)
باوجود آنکه در نگاه اول ممکن است برآورد هزینه‌های صورت‌گرفته در پارس جنوبی آسان به نظر برسد، هیچ اجماعی بر سر سرمایه‌گذاری‌های صورت‌گرفته در پارس جنوبی وجود ندارد. در حالی که آمارهای شرکت نفت و گاز پارس رقم سرمایه‌گذاری صورت‌گرفته در فازهای توسعه‌ای را بیش از ۳۲ میلیارد دلار نشان می‌دهند، اکبر ترکان در نخستین روزهای پس از روی کار آمدن دکتر حسن روحانی، رقم هزینه‌های صورت‌گرفته در پارس جنوبی را ۴۶ میلیارد دلار اعلام کرد. او همچنین گفت باید بررسی شود این پول‌ها در کجا خرج شده است. خبرگزاری مهر نیز به نقل از آمارهای رسمی وزارت نفت، سرمایه‌گذاری صورت‌گرفته در پارس جنوبی را همین رقم اعلام کرده است. به نظر می‌رسد منظور از رقم ۴۶ میلیارد دلار، کل سرمایه‌گذاری مصوب در این میدان است که هرچند با ارقام اعلام‌شده توسط شرکت نفت و گاز پارس دقیقاً یکسان نیست، اما می‌توان با توجه به تعدیل‌های صورت‌گرفته در نرخ‌ها به این نتیجه رسید که رقم اعلام شده توسط ترکان که در رسانه‌ها نیز به صورت گسترده مطرح می‌شود، مربوط به سرمایه‌گذاری «مصوب» است، نه هزینه‌های صورت‌گرفته. رستم قاسمی در آخرین روزهای حضور در وزارت نفت در گفت‌وگویی با نشریه آسمان، میزان سرمایه‌گذاری در عسلویه را ۲۹ میلیارد دلار اعلام کرد که این رقم همخوانی خوبی با آمارهای اعلام‌شده توسط شرکت نفت و گاز پارس دارد. البته باید توجه داشت در سال‌های اخیر، تعدیل‌هایی در ارقام و زمان پروژه‌ها با توجه به تحریم‌ها صورت‌گرفته است. همچنین در فازهای ۱۷ و ۱۸ نیز تعداد چاه‌های مورد نیاز برای تولید گاز، از ۲۲ حلقه به ۴۴ حلقه افزایش یافته و در نتیجه هزینه کلی پروژه نیز با رشد مواجه بوده است.

منتشرشده در شماره ۶۴ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آبان ۱۱ام, ۱۳۹۲

Older Posts


فید مطالب

http://raminf.com/?feed=rss2

تقویم نوشته‌ها

مرداد ۱۳۹۷
ش ی د س چ پ ج
« بهمن    
 12345
۶۷۸۹۱۰۱۱۱۲
۱۳۱۴۱۵۱۶۱۷۱۸۱۹
۲۰۲۱۲۲۲۳۲۴۲۵۲۶
۲۷۲۸۲۹۳۰۳۱  

موضوعات

بایگانی شمسی

برچسب‌ها

گزیده نوشته‌ها

گفت‌وگوها