دوشنبه 8 خرداد 1396   04:41:54
 
معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران در امور مهندسی و توسعه:
افزایش ضریب بازیافت میدان های هیدروکربوری یک الزام است

سال 1380 با حضور مهندس بیژن نامدار زنگنه در وزارت نفت، غلامرضا منوچهری همراه وی به حوزه نفت آمد و در شرکت های مهمی همچون پتروپارس مشغول به کار شد. وی را می توان در زمره مدیران صاحب نام توسعه‌ای نامید و باید افزود که بخش اصلی فعالیت‌های وی در میدان گازی فوق عظیم پارس جنوبی است. وی در فاصله سال‌های ۱۳۶۸ تا ۱۳۸۰ معاونت وزیر نیرو در امور آب و فاضلاب را بر عهده داشت. منوچهری از سال 1380 تا ۱۳۸۹ برای مدت 9 سال، مدیرعامل شرکت پتروپارس بود. همچنین در فاصله سال‌های ۸۰ تا ۸۹ مدیر پروژه فازهای ۶، ۷ و ۸ پارس جنوبی و عضو هیئت مدیره شرکت پتروپارس بود. در سال‌های ۸۹ تا ۹۰ مشاور ارشد مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران و در فاصله سال های 90 تا 91 مدیرعامل گروه صنعتی سدید بود.


در دور جدید وزارت زنگنه در نفت، در فروردین ماه ۹۳ با انتخاب اعضای هیئت مدیره جدید شرکت مهندسی و ساخت تأسیسات دریایی ایران (IOEC)، منوچهری، سکان مدیریت ارشد این شرکت فراساحلی را به دست گرفت تا اینکه در ششم اردیبهشت ماه 1395، رکن‌الدین جوادی ابهری،مدیرعامل سابق شرکت ملی نفت ایران،با صدور حکمی غلامرضا منوچهری را به عنوان معاون خود در امور توسعه و مهندسی منصوب کرد. سوابق درخشان منوچهری و تخصص او در بخش مهندسی و توسعه، پایگاه اطلاع رسانی شرکت ملی نفت ایران را به گفت و گو با این مدیر ۶۰ ساله نفتی هدایت کرد تا درباره چالش ها و فرصت های پیش روی صنعت نفت و دیگر مسائل توسعه ای گفت‌وگویی داشته باشد که ماحصل آن را در ادامه می‌خوانید.

-          به عنوان سوال نخست در مورد فرصت ها و چالش های پیش روی صنعت نفت بگویید؟
در شرایط حاضر ارتقای ضریب بازیافت از میدانهای نفتی کشور و استفاده از فناوریهای روزآمد در این زمینه از جمله مسائلی است که مورد توجه صنعت نفت است. بر اساس برآوردهای آماری شرکت بریتیش پترولیوم، ایران از نظر مجموع ذخایر نفت و گاز حائز رتبه نخست منابع هیدروکربوری در جهان است و از این رو کارشناسان معتقدند ایران مناسب ترین و بیشترین ظرفیتهای سرمایه گذاری نفتی در جهان را دارد. ایران امکان صادرات گاز و سواپ نفت را دارد و می تواند به عنوان مرکزی برای مبادلات انرژی مطرح شود.
باید بدانیم که توسعه ایران با صنعت نفت گره خورده است. اگرچه شاهد تحولات سریع در بخش انرژی مثل انرژی خورشیدی هستیم، اما همچنان شاهد رشد استفاده از منابع هیدروکربوری از جمله نفت و به ویژه گاز خواهیم بود.
-          ضریب بازیافت مخازن نفتی هم اکنون چند درصد است و اینکه برنامه شرکت ملی نفت ایران برای افزایش این ضریب چیست؟
همانطور که می دانید هم اکنون بسیاری از میدانهای نفتی ایران در نیمه دوم عمر خود قرار دارند و دچار افت تولید شدهاند. ضریب بازیافت کنونی میدان های کشور، حدود ٢٥ تا 27 درصد است که می تواند تا ٤٠ درصد افزایش یابد. مجموع ذخایر درجای نفت کشور حدود ٨٠٠ میلیارد بشکه است که در صورت افزایش حتی یک درصدی توان بازیافت، حدود هشت میلیارد بشکه به تولید نفت کشور افزوده می شود که بر اساس قیمت‌های کنونی نفت، چهارصد میلیارد دلار به ذخایر کشور می‌افزاید.
افزایش ضریب بازیافت مخازن نفتی، موضوعی ضروری است زیرا برخی از این میدانها مشترک است و برخی به مرور دچار مشکلات فنی از جهت توان بازیافت خواهند شد از این رو با جدیت از سوی شرکت ملی نفت ایران دنبال می شود گواه آن اینکه هم اکنون نفت با شرکت های داخلی و خارجی با هدف توسعه ثانویه میدان های هیدروکربوری تفاهمنامه مطالعاتی امضا کرده است. انتظار می رود با به ثمر نشستن فعالیت های مطالعاتی و پژوهشی میدان های هیدروکربوری و همچنین بهره مندی از توان نیروی انسانی، فناوری های نو و جذب سرمایه بتوان ضریب بازیافت نفت را طی سال های آتی به میزان قابل قبولی افزایش داد.
-          به ضرورت افزایش ضریب بازیافت در میدان های مشترک اشاره کردید لطفا بفرمایید که هم اکنون این ضریب در میدان های فعال غرب کارون چند درصد است؟
در قراردادهای فعلی در غرب کارون، ضریب بازیافت (Recovery) پیش بینی شده پنج و نیم درصد است، در صورتی که می تواند به ۲۰ و حتی بالای ۳۰ درصد فکر کنیم، این افزایش ریکاوری بیشتر از همه محصول تکنولوژی جدید است. آنچه به نام انتقال دانش و تکنولوژی می شناسیم در واقع توان بکارگیری تکنولوژی های روز دنیا از سوی ایرانی­ها است. باید بدانیم از لحاظ تئوری تکنولوژی مورد نیاز چیست و از نظر نحوه پیاده سازی آن، ابزارهایی که برای این منظور لازم است را نیز باید بشناسیم.
به بیان دیگر یک بخشی از تکنولوژی به مهندسی مخزن و شناخت دقیق تر از زمین شناسی مخزن و کیفیت سیال به طور تفصیلی و عمیق مربوط می شود تا بتوانیم لایه های مخزنی خود را شناسایی و دنبال کنیم و بر اساس ارزیابی که پیش و پس از حفاری آزمایشی حاصل می شود، از آنها استخراج کنیم. البته در این مرحله باید ابزار و تکنولوژی لازم را در اختیار داشته باشیم تا لایه ها را تخلیه کنیم. باید توجه داشت که این ابزارها فقط مربوط به شیوه حفاری نیست؛ تزریق مواد شیمیایی، آب و گاز و همچنین هیدروکراکینگ یا شکستن لایه ها به منظور آزادسازی هیدروکربور محبوس در مخزن نیز شامل این تکنولوژی می شود که متنوع هم است.
در بخش بالادستی صنعت نفت، اساسا شناخت نرم افزارها و سخت افزارهای سیستم های مدیریتی و دانش فنی و امکان پیاده سازی آن انتقال تکنولوژی به شمار می رود، بر این اساس اگر همکاری موفقی با شرکت های بزرگ بین المللی داشته باشیم، شرکت های ایرانی هم می توانند الگو بگیرند و به سرعت رشد کنند؛ مثلا پای توتال که به پارس جنوبی باز شد و طرح توسعه فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی را با موفقیت مدیریت و اجرا کرد، شرکت های ایرانی هم در همکاری با این شرکت فرانسوی رشد کردند و در ادامه فعالیت های خود در دیگر پروژه ها از مدل توسعه فازهای 2 و 3 استفاده کردند و کمابیش موفق هم بودند.
-          وضعیت توسعه میدان مشترک پارس جنوبی را چگونه ارزیابی می کنید؟
شرکت ملی نفت ایران و کارکنان آن در دوران تحریم توانایی خود را در توسعه میدانهای نفت و گاز به ویژه میدان مشترک پارس جنوبی نشان دادند، در این دوران فازهای ١٢، ١٥، ١٦، ١٧، ١٨ پارس جنوبی توسعه یافتند و بخش عمده ای از فعالیتهای توسعه ای فازهای ١٩، ٢٠ و ٢١ نیز انجام شده است. همچنین فازهای ١٣، ١٤، ٢٢، ٢٣ و ٢٤ هم تا پایان سال آینده به تدریج وارد مدار می شوند. ظرفیت فعلی تولید گاز در پارس جنوبی هم اکنون بیش از ٤٦٠ میلیون مترمکعب در روز است که انتظار می رود این ظرفیت تا اوایل سال آینده به حدود ٥٢٠ میلیون مترمکعب در روز برسد.
البته باید در نظر داشته باشید هم اکنون پارس جنوبی وارد دوره افت فشار شده است و تا چند سال آینده باید سیستم های تقویت فشار بگذاریم که سقف تولید حفظ شود، اکنون در ارتباط با ایجاد سیستم های ویژه برداشت ثانویه از مخزن که سنگین و پر هزینه است، به اقدامات تکمیلی در مخزن و استفاده از تکنولوژی های روز دنیا نیاز است. اگر شرکت های ایرانی هم در معرض شرکت های توانمند بین المللی قرار بگیرند، با الگوبرداری فرا می گیرند که شرایط جدید مخزن را چطور مدیریت و بهره برداری کنند. در آن سوی مخازن مشترک یعنی در قطر همه شرکت های صاحب نام بین المللی کار می کنند، حداقل باید در این سو بتوانیم درباره توسعه این میادین از تکنولوژی روز دنیا استفاده کنیم تا در آینده این تکنولوژی را در فازهای دیگر توسط شرکت های ایرانی به کار ببریم و بهره برداری کنیم.
آمارها نشان می دهد که در برداشت از پارس جنوبی، هم تولید میعانات گازی (کاندنسیت) در حال افت کردن است و هم فشار گاز خروجی از مخزن که هر دو خطرناک است و ما را نگران کرده، از این رو، باید با کار هوشمندانه تری تولید و توسعه پارس جنوبی را ادامه دهیم. برای دستیابی به تکنولوژی های روز مورد نیاز باید با سرویس کمپانی ها و «IOC» ها، همکاری مشترک داشته باشیم تا سرمایه، تکنولوژی و مدیریت را با هم به کشور بیاورند.
-          سهم ساخت داخل را در اجرای پروژه های نفتی به چه میزان ارزیابی می کنید؟
بر اساس برنامه ریزیهای انجام شده، باید ٢٠٠ میلیارد دلار در صنعت نفت سرمایه گذاری شود و حدود ٧٠ درصد آن به کار پیمانکاری ساخت و مدیریت بخش داخل اختصاص یابد. هم اکنون نیز به دنبال همکاری با شرکت‌های بین المللی صاحب فناوری هستیم، اما اجرای بخش عمده پروژه‌ها باید از طریق همکاری با شرکتهای ایرانی انجام شود.
-          هم اکنون میزان تولید نفت و گاز کشور چقدر است؟
در حال حاضر تولید گاز و مشتقات آن در کشور از حیث معادل هیدروکربوری با تولید نفت برابری میکند و حتی فراتر از آن است؛ به‌طوری‌که هم اکنون روزانه معادل ٤,٥ میلیون بشکه گاز، میعانات گازی و دیگر مشتقات گازی تولید میشود و با احتساب تولید حدود چهار میلیون بشکه نفت در روز، در مجموع معادل بیش از هشت میلیون بشکه معادل نفت خام در کشور تولید می شود.
-          شرکت ملی نفت ایران تاکنون چند تفاهمنامه به شیوه جدید قراردادی با شرکت های خارجی امضا کرده است؟
شرکت ملی نفت ایران تاکنون برای توسعه میدانهای نفت و گاز با 19 شرکت بین‌المللی همچون شرکت انگلیسی-هلندی شل، توتال فرانسه، اینپکس ژاپن، گازپروم نفت روسیه، مالزی و ... تفاهمنامه مطالعاتی و همکاری امضا کرده است که برخی از این تفاهمنامهها مانند فاز ١١ پارس جنوبی در قالب موافقتنامه اصولی (HOA) پیش رفتند. در ضمن تفاهمنامه های دیگر نفتی نیز امضا می شود.
-          تاکنون برای چه میدان هایی تفاهمنامه مطالعاتی امضا کرده اید و اینکه اولویت توسعه میدان های یاد شده بر چه اساسی سنجیده می شود؟
تاکنون برای میدان های یاران، مارون، کوپال، فاز 11 پارس جنوبی، پایدار غرب، آبان، آبتیمور، منصوری، دهلران، میدان نفتی سومار، چنگوله، کرنج، شادگان، رگ سفید، چشمه خوش، دالپری، بلال، آزادگان، یادآوران و میدان گازی کیش، سوسنگرد و فرزاد بی و همین اواخر میدان های گلشن و فردوسی تفاهمنامه مطالعاتی امضا شده که برای مطالعه بعضی از میدان ها با بیش از یک شرکت تفاهمنامه امضا شده است.
معیارهایی مانند حجم تولید تجمعی، فناوری های مورد استفاده، پلاتوی تولید و مواردی از این قبیل در طرح های پیشنهادی شرکت های طرف تفاهم شرکت ملی نفت ایران مورد بررسی قرار می گیرد اما در نهایت تکلیف توسعه میدان ها بر اساس مناقصه مشخص میشود با این تفاوت که شرکت هایی که تفاهمنامه مطالعاتی امضا کرده اند، فرصت بیشتری برای مطالعه و بررسی میدان در اختیار داشته اند.
در مجموع باید به این موضوع را در نظر گرفت که با توجه به حجم عظیم ذخایر هیدروکربوری موجود در ایران، صنعت نفت ما نیازمند سرمایه گذاریهای گسترده است و نیاز به سرمایه گذاری بینالمللی برای رسیدن به اهداف پیش بینی شده اجتناب ناپذیر است. شرکت ملی نفت ایران به دنبال جذب سرمایه خارجی همراه با انتقال فناوریهای روز برای توسعه میدانهای نفت و گاز است و می خواهد این هدف را با استفاده از قراردادهای جدید نفتی و بهره مندی از همکاریهای مشترک شرکتهای ایرانی و بینالمللی محقق سازد. در این راستا برای اولین بار با شرکت های اکتشاف و تولید (E&P) ایرانی به طور رسمی حضور یافته و در کنار شرکت های بین المللی فرصت فعالیت و رشد را پیدا کنند.
-          ایران نسبت به سایر کشور چه مزیتی برای جذب سرمایه دارد؟
هزینه و ریسک پایین تولید نفت و گاز دو مزیت ایران برای جذب سرمایه است. در واقع «امنیت سرمایه گذاری» در صنعت نفت و گاز ایران یکی از الزامهایی بوده که شرکت ملی نفت ایران همواره نسبت به آن پایبند بوده است. در حوزه عملیاتی هم سرمایه گذاری در بخش بالادستی نفت و گاز کشور دارای امنیت بالایی است این در حالی است که با توجه به سطوح کنونی قیمت نفت، سرمایه گذاری در پروژههای بالادستی صنعت نفت در بسیاری از مناطق جهان توجیه اقتصادی ندارد. سرمایه گذاری برای توسعه میدانهای نفتی در آبهای عمیق در خلیج مکزیک یا توسعه میدانهای نامتعارف شیل اویل و شیل گاز نیز به سختی توجیه می شود.. با توجه به موارد مطرح شده، در سطوح کنونی قیمت نفت خام، ریسک سرمایه گذاری در میدانهای نفت و گاز کشور ایران پایین است به طوری که هم اکنون هزینه تولید نفت و گاز در ایران در مقایسه با بسیاری از کشورهای جهان بسیار پایین بوده که این موضوع انگیزه سرمایه گذاری در صنایع نفت و گاز کشور ازسوی شرکت‌های بین‌المللی را دو چندان کرده است.
از طرف دیگر با توجه به تلاطم های سیاسی و ناامنی در منطقه خاورمیانه عربی, موقعیت سیاسی و امنیتی با ثبات ایران فضای مناسبی را برای توسعه سرمایه گذاری فراهم می کند.
-          شرکت ملی نفت ایران برای توسعه فازهای دوم میدان های یادآوران و آزادگان شمالی چه برنامه ای دارد و اینکه چقدر احتمال دارد توسعه این میدان های به شرکت های چینی واگذار شود؟
برگزاری مناقصه های بین المللی برای توسعه فازهای دوم میدان های نفتی یادآوران و آزادگان شمالی در دستور کار است. شرکت های چینی هم برای ادامه همکاری باید در مناقصه شرکت کنند. شرکت سیانپیسی چین تمایل دارد قرارداد توسعه میدان آزادگان شمالی را ادامه دهد اما ما اعلام کرده ایم در صورت تمایل باید در قالب قرارداد جدید همکاری را ادامه داده و در مناقصه شرکت کند که در نهایت این پیشنهاد را پذیرفتند.
درباره تکلیف حضور چینیها در توسعه میدان یادآوران باید گفت که در این زمینه با شرکت سینوپک چین مذاکرات لازم انجام شده و قرار است برای توسعه این میدان نیز مناقصه بین المللی برگزار شود.
-          از عملکرد شرکت چینی که در آزادگان شمالی فعالیت می کند راضی بوده اید؟
مجموعه عملکرد آنها قابل قبول بوده است. البته قرارداد موجود فقط تولید طبیعی مخزن را شامل شده و طبیعتا در قرارداد آتی تمرکز شرکت ملی نفت ایران روی بکارگیری تکنولوژی های برتر برای افزایش ضریب بازیافت است.
-          به طور کلی تا پایان امسال کدام طرح های توسعه نفتی و گازی به بهره برداری می رسند؟
اتفاق های خوبی در راه است. در لایه نفتی پارس جنوبی نیز خوشبختانه چاه ها و تاسیسات فراساحلی برای تولید روزانه ۲۷ تا ۳۰ هزار بشکه نفت آماده است. شناور بهره برداری و ذخیره سازی نفت (FPSO) از چین به ایران آمده است. این تجهیزات حدود ۳۵۰ میلیون دلار هزینه داشته است که ساخت آن طبق برنامه پیش می رود. همچنین امید است طرح توسعه فازهای ۱۷ و ۱۸ پارس جنوبی هم تا پیش از پایان امسال به طور رسمی بهره برداری شود. هم اکنون تولید از فاز ۱۹ را هم آغاز کرده ایم. سکوی C ۱۹ و سکوی فاز 21 در مدار تولید قرار دارند و در کل پیش از پایان امسال، فاز ۱۹ پارس جنوبی و فازهای 20 و 21 آماده بهره برداری می شوند.
-          در میان پروژه هایی که به آن اشاره کردید چه میزان از آن به گاز و چه میزان به نفت مربوط است؟
با بهره برداری از پنج فاز استاندارد، حداقل تا پایان امسال ۱۰۰ میلیون مترمکعب به میزان برداشت گاز از پارس جنوبی افزوده می شود که به دنبال آن، حجم برداشت گاز ایران از این مخزن مشترک با میزان برداشت فعلی گاز قطر نزدیک می شود. در واقع حدود ۱۲۰ میلیون مترمکعب به ظرفیت تولید گاز پارس جنوبی افزوده می شود که یکصد میلیون را به صورت حداقلی در نظر می گیریم. در غرب کارون هم حدود ۱۰۰ هزار بشکه به ظرفیت تولید روزانه نفت کشور افزوده می شود که البته 30 هزار بشکه آن با تولید میدان یاران هم اکنون در مدار قرار گرفته است.
-          در پایان اگر نکته ای هست بفرمایید.
در جمع بندی باید گفت که به اعتقاد من موتور اقتصاد ایران را نفت باید به حرکت در آورد. در واقع یکی از اجزا اصلی آن نفت است و باید همدلی بیشتری انجام شود تا کار نفت سرعت پیدا کند. باید یک وفاق ملی به وجود بیاد که حجم سرمایه گذاری و کار در صنعت نفت را بالا ببریم و از منافع خود به ویژه در میادین مشترک استفاده کنیم و سرعت انتقال تکنولوژی به کشور را بیشتر کنیم. سرعت اشتغال جوانان را بالا ببریم و مهندسان جوانی که در طول سال های گذشته به خارج از کشور رفتند را بتوانیم برگردانیم.
همه حرفشان یکی است ولی ممکن است در بیان و گفت و گو به تقابل ها و کناره گیری هایی ختم شود که این مناسب نیست. دیالوگ در صنعت نفت باید عوض شود. اگر اختلافات سیاسی هم وجود ندارد نباید نفت هزینه آن را بدهد و نباید این اختلافات باعث توقف کارهای نفتی شود.

گفت و گو از فروغ گشتاسبی
 
 
 



کلمات کليدي
غلامرضا منوچهری، افزایش ضریب بازیافت، فروغ گشتاسبی، پارس جنوبی
 
امتیاز دهی
 
 

بیشتر
نسخه قابل چاپ
 

اخبار مرتبط
استفاده از مدل قراردادی که قابلیت جذب سرمایه و تکنولوژی داشته باشد اجتناب ناپذیر است
پارس جنوبی، نماد تحقق اقتصاد مقاومتی است
تدبیر استراتژیک نفت بر حمایت از شرکت‎های ایرانی متمرکز شده است/ ضرورت استفاده از ثمره تجربیات جهانی در صنعت نفت
 
تعداد بازديد اين صفحه: 2005
  مقاله   گزارش   گفت‌وگو   یادداشت
 


 

خانه | بازگشت | حريم خصوصي كاربران |
Guest (niocguest)


مجری سایت : شرکت سیگما