ایرانی‎ترین فاز پارس جنوبی در آستانه بهره‎برداری رسمی قرار گرفت
فاز 19 پارس جنوبی؛ پیشتاز پروژه های 35 ماهه

عملیات اجرایی طرح توسعه فاز 19 پارس جنوبی 25 خردادماه 1389 کلید خورد و طی آن کنسرسیومی متشکل از شرکت های پتروپارس ایران و مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی مامور توسعه این طرح شدند. نوع قرارداد فاز 19 بر حسب مهندسی، کالا و اجرای قیمت مقطوع (EPC- Lump Sum) بوده و مقرر شد بهره برداری از آن طی حداکثر 40 ماه (با در نظر گرفتن تولید زودهنگام 35 ماه) محقق شود. در عین حال 22 ماه نیز زمان برای تمدید قرارداد (بهره برداری طی 62 ماه) در نظر گرفته شد.


این طرح توسعه ای که نخستین طرح در میان طرح های موسوم 35 ماهه است که از اسفندماه 1394 برداشت گاز از میدان مشترک و تولید و تزریق گاز شیرین آن به خطوط لوله سراسری و تولید و صادرات میعانات گازی آن اغاز شده است، با هدف استخراج روزانه 56,6 میلیون متر مکعب گاز غنی، 75 هزار بشکه میعانات گازی و تولید روزانه 400 تن گوگرد طرح ریزی شده است. تولید سالانه 1,05 میلیون تن گاز مایع (LPG) با هدف صادرات و یک میلیون تن اتان با هدف تامین خوراک واحدهای پتروشیمی از دیگر اهداف این برنامه به شمار می رود.
گفتنی است که در دومین روز از هفته جاری فاز 19 پارس جنوبی به همراه 5 فاز دیگر با حضور رئیس جمهوری به طور رسمی افتتاح می شود از این رو به منظور آشنایی با چگونگی توسعه این فاز و معرفی ویژگی های برجسته این طرح توسعه ای با نعمت‌الله علیرضایی؛ عضو هیئت مدیره پتروپارس به گفت و گو نشسته ایم که ماحصل آن در ادامه آمده است:
-        به عنوان سوال نخست در مورد سابقه ورود به پروژه فاز 19 پارس جنوبی بفرمایید.
پیش از اجرایی کردن پروژه فاز 19 پارس جنوبی، شرکت پتروپارس در پروژه هایی با مدل بیع متقابل همچون فازهای 4 و 5، فاز یک و فازی 6، 7 و 8 مشارکت داشت این در حالی است که شرکت علاقمند به ورود به پروژه هایی به روش EPC بود تا بتواند در پروژه‌های پایین‌دستی و میان‌دستی هم ورود کند و فعالیت های شرکت را گسترش دهد.
اواخر سال 1388 که مذاکرات در باره ورود به پروژه‌های ایی پی سی و ایجاد شرکتی با این ساختار گرفت.
گفتنی است که اصل شرکت پتروپارس در جزیره ویرجین انگلستان ثبت شده است که با تشدید تحریم‌ها به مالزی انتقال یافت. در ضمن از آنجا که این شرکت نمی‌توانست در ایران مالکیت داشته باشد، از همان اوایل شکل‌گیری در سال 1381، پتروپارس ایران به عنوان جمع‌دار اموال در جزیره کیش ثبت شد. بعد از انجام مذاکرات، اساسنامه شرکت تغییر یافت و مقرر شد که این شرکت ایی پی سی کار شود.
برای ورود به اجرای پروژه های EPC طرح توسعه فاز 19 پارس جنوبی انتخاب شد چون با توجه به نیروهای خوبی که در بدنه شرکت موجود بود انتظار می رفت که اجرای این طرح می‌تواند شتاب اولیه را در شرکت ایجاد کند.
شرکت پتروپارس برای انجام حفاری های مورد نیاز پروژه ها، شرکت پوسکو را ایجاد کرد و حفاری بخش دریا فاز 19 را به این شرکت سپرد. قرارداد واگذاری بخش خشکی فاز 19 نیز در 23 خرداد 1389 در قالب طرح‌های 35 ماهه با حضور احمد قلعه بانی؛ مدیرعامل اسبق شرکت ملی نفت ایران، بین علی وکیلی؛ مدیرعامل وقت شرکت نفت و گاز پارس و غلامرضا منوچهری؛ مدیرعامل وقت پتروپارس امضا شد. قراداد خط لوله و سکوها هم با تاسیسات دریایی امضا شد.
-          زمانی که قرارداد پروژه را امضا کردید این اطمینان را داشتید که در 35 ماه آن را تحویل دهید؟
ما از همان ابتدا معتقد بودیم که امکان اجرای این طرح‌ها در 35 ماه، وجود ندارد. چون بهترین زمان اجرای پروژه، در فاز 4 و 5 بود که تولید اولیه آن 48 ماه طول کشید، آن هم در شرایطی که تحریم نبودیم و خارجی‌ها هم حضور داشتند.
ببینید اگر مقایسه‌ای بین فازهای اجرا شده در پارس جنوبی داشته باشیم، باید توجه کنیم که هر فاز در شرایط متفاوت اجتماعی، سیاسی و... اجرا شده است، اما بهترین مقایسه را می‌توان در پروژه‌های 35 ماهه داشت.
هم اکنون نیز بیش از یک سال است که این فاز تولیدی شده و در این مدت بیش از 1.8 میلیارد دلار گاز و میعانات گازی از آن تولید شده است در صورتی که هیج یک از فازهای 35 ماهه از دریا تولید نداشته‌اند. در ضمن باید این نکته را در نظر داشت که شرکت پتروپارس در اجرای این پروژه اصلا شریک خارجی نداشته است و با توجه به تاخیری که بنا به دلایلی در اجرای پروژه ایجاد شد باز هم به طور میانگین یک سال زودتر از بقیه فازها آن هم با هزینه کمتر به تولید رسید.
-          دقیقا چه زمانی این پروژه به تولید رسید؟
در اواخر اسفند ماه 94 گاز از دریا به پروژه وارد شد، منتهی زمانی که گاز وارد پروژه می‌شود ممکن است در مراحل راه‌اندازی یک سری مشکلاتی پیش بیاید و تا زمانی که این فرایند طی شود زمان ببرد که اواخر فرودین 1395 از واحد 106 گاز به شبکه تزریق شد.
پنج ماه نیز طول کشید که همه ترین‌ها وارد مدار شد. چون گاز این فاز ترش است و میعانات گازی همراه دارد در هر بازه زمانی یک ترین وارد شبکه می‌شود. این در حالی است که پالایشگاه هایی که با گاز 6 و 7 و 8 و گاز شیرین راه‌اندازی می شود مشکلات کمتری دارند، اما در فاز 19 هم باید میعانات گازی را مدیریت می‌کردیم و هم گاز ترش را که گاز خطرناکی است و کوچکترین نشتی آن خسارات سنگینی به بار می‌آورد.
-          چرا تست پالایشگاه را با گاز فازهای 6 و 7 و 8 انجام ندادید و این ریسک را قبول کردید؟
چون از گاز فازهای 6 و 7 و 8 برای تزریق استفاده می شود. در ضمن برای استفاده از گاز این فازها باید مجوز صادر شود از طرفی اتصال این سه فاز به فاز 19 جزء برنامه‌های شرکت نبود. اواخر اجرای پروژه هم که مجوز صادر شد یعنی زمانی که می خواستیم پروژه را بهره‌برداری کنیم برخی کالاها تحویل نشده بود در نتیجه امکان استفاده نداشتیم.
از سوی دیگر، اگر از گاز فازهای 6 و7 و 8 استفاده می‌کردیم، گاز دریا را از دست می‌دادیم که این برای ما عدم‌النفعی داشت و به لحاظ اقتصادی ترجیح این بود که از گاز موجود استفاده کنیم.
-          البته منظورم این بود که برای آزمایش پالایشگاه استفاده می‌کردید.
خود این فرایند حدود یک ماه طول می کشد که برای ما عدم‌النفعی داشت. شرکت POMC ما که تجربه خوبی دارد توانست به خوبی آن را مدیریت کند و بدون هیچ خطر و مشکل چهار ردیف گازی را وارد سرویس کند.
-          حجم تولید در نهایت چه مقدار می‌شود؟
فاز 19 از چهار سکو گاز می‌گیرد، سه سکو همزمان با فاز 19 ساخته شد و یک سکو هم از فاز یک به این فاز اضافه شد. مجموع این‌ها 2 میلیارد فوت مکعب گاز می‌دهد. خوشبخاته یکی از معدود فازهایی هستیم که می‌توانیم با ظرفیت کامل کار کنیم. هم دریای ما ظرفیت مناسبی دارد و هم 4 ترین خشکی ما آماده است.
-          فاز 19 پارس جنوبی در مقایسه با سایر فازها چه ویژگی هایی دارد؟
فاز 19در میان فازهای 35 ماهه به لحاظ هزینه، رکورد شکنی کرده است. قیمت تمام شده این پروژه از تمامی فازها کمتر است در شرایطی که با توجه به تغییرات عمده‌ای که نسبت به طراحی پایه ایجاده شده بود ما باید حداقل 500 میلیون دلار بیشتر از سایر فازها هزینه می‌کردیم.
-          آماری از هزینه‌ها دارید؟
قرداد ما در خشکی 3 میلیارد و 178 میلیون دلار بوده است که ما با همین قیمت پروژه را تمام می کنیم، البته مقداری کسری کاری و مقداری هم اضافه کاری ناشی از همان تغییرات داشتیم. در مجموع برداشت ما این است که 200 تا 300 میلیون دلار اضافه کاری مثبت داشته باشیم.
-          در نقل و انتقال پول مشکلی نداشتید؟
یک نکته‌ای که باید در نظر داشت این است که مشکل اساسی همه پروژه‌های 35 ماهه و طرح‌هایی که در دوران تحریم اجرا شد، نقل و انتقال ارز بود. امکان مبادله ارزی از طریق بانک‌های داخلی و خارجی شدنی نبود و نهایتا از طریق صرافی‌ها انجام می‌شد که با ریسک فراوانی همراه بود. شما پول را به شرکتی پرداخت می‌کردید که سازنده کالای مورد نیاز شما بود اما با شما قرارداد نداشت و صرافی‌ها هم از طریق شرکت ثالثی پول را انتقال می‌دادند و خودشان مانند بانک اقدام نمی‌کردند، یعنی این پول در یک فرایندی می‌چرخید تا به دست سازنده برسد که در این میان ریسک از دست رفتن پول را داشتیم، ما با دقت بالایی که انجام دادیم در این زمینه با مشکلی روبه رو نشدیم و وسواس زیادی به خرج دادیم تا پروژه بدون هیچ ریسکی در این زمینه انجام شود.
مورد دیگر هزینه‌ای بود که این نقل و انتقال داشت، برای مثال پولی را در چین بابت فروش نفت به ما می‌دادند که می‌خواستیم پول را از آنجا به اروپا منتقل کنیم. این پول در چین به یوآن و در کره به وون پرداخت می‌شد، حال باید آن را به کشور ثالثی مثل ترکیه و امارت می‌بردیم به درهم و لیر تبدیل می‌کردیم. از طرف دیگر قراردادهای ما با یورو انجام می‌گرفت. ممکن بود چندین بار این پول تغییر کند و به همین علت افت زیادی پیدا کند؛ ‌همه این شرایط موجب می‌شد که هزینه‌ها افزایش پیدا کند. در جلسه‌ای که مدیران شرکت‌ها با معاون اول رئیس جمهوری و وزیر نفت داشتند همه آنها از 15 تا 23 درصد افزایش می گفتند، در حالی که ما گفتیم این افزایش کمتر از 10 درصد است که همه اعتراض کردند که هزینه‌های ما بیشتر از این حرفهاست.
ما در مقیاس کل جابجایی پول، 200 میلون دلار افزایش هزینه داشتیم. در صورتی که افزایش هزینه در سایر شرکت‌ها، طبق گفته‌های خودشان بیشتر از این مقدار بود که کارفرما باید آن را پرداخت می‌کرد.
در مجموع، پتروپارس با نهایت صرفه جویی پروژه را اجرا کرد به طوری که فاز 19 فاز مرجع شده است.
در ضمن این شرکت دو سال پیاپی موفق به دریافت گواهینامه HSE (شرکت برتر) شده است، همچنین رکورد 1.8 میلیون نفرساعت کار بدون حادثه را در کارنامه خود دارد. در مجموع نیز 132 میلیون نفر ساعت نیروی داخلی در بخش خشکی فاز 19 استفاده شده مثل این که هر ایرانی یک ساعت و نیم در پروژه کار کرده است.
-          آمار دیگری هم دارید؟
برای نخستین بار از سیستم ‌ RFID(کنترل هوشمند تردد افراد) در پالایشگاه استفاده کردیم.
تا امروز 1.8 میلیارد دلار تولید داشتیم. در مجموع پتروپارس به چند ویژگی‌اش افتخار می‌کند، یکی اینکه در اوج تحریم‌ها کار کردیم، هیچ شریک خارجی نداشتیم و قبل از همه، پروژه را به مدار تولید آوردیم و در آخر اینکه اولین پروژه EPC ما بود و برای نخستین بار بحث تأمین و تجهیز داشتیم.
-          موقعیت مخزن فاز 19 کجاست؟
بین فاز 11 و 12 هستیم. در بهترین نقطه مخزن قرار داریم که در مرز است، جایی هستیم که می‌توانیم با ظرفیت کامل بهره‌برداری کنیم.
-          از چه تجربیاتی در اجرای فازهای 6 و 7و 8 و 12 در فاز 19 استفاده کردید؟
در هر پروژه پلان اجرایی اولیه بسیار مهم است؛ یک پروژه بزرگ مثل یک عملیاتی نظامی است که یک برنامه اجرایی تعریف و بر اساس آن سایر امور انجام می شود. البته گفتنی است که برخی مسائل هم قابل پیش‌بینی نبود به عنوان مثال به دلیل شرایط تحریم این اطمینان وجود نداشت که کالاهای سفارشی به موقع تحویل می شود. 
در بحث قیمت هم سعی کردیم قیمت اجناسی که در فازهای دیگر خریداری شده به دست آورده و با برنامه ریزی انجام شده بتوانیم در 80 درصد موارد، ارزان‌تر خریداری کنیم. البته نمی‌شود اعتبار پتروپارس را هم نادیده گرفت. خیلی از شرکت‌ها (هم ایرانی و هم خارجی) برای پتروپارس اعتبار و ارزش زیادی قائل بودند و حاضر بودند کالاهایشان را چند درصد هم ارزان‌تر به ما بفروشند..
به گزارش NIOC، عملیات اجرایی فاز 19 پارس جنوبی در 2 بخش تاسیسات دریایی و تاسیسات ساحلی برنامه ریزی شده است. در بخش تاسیسات دریایی چهار سکوی دریایی شامل 21 حلقه چاه در نظر گرفته شده است که در فاصله 110 کیلومتری ساحل کنگان احداث شده و هر سکو ظرفیت تولید روزانه 500 میلیون فوت مکعب گاز را دارا خواهند بود.
همچنین احداث 2 رشته خط لوله 32 اینچ دریایی انتقال گاز به طول تقریبی هر خط 110 کیلومتر و 2 خط لوله چهار اینچ دریایی باهدف انتقال محلول منواتیلن گلایکول به طول تقریبی هر خط 110 کیلومتر از دیگر اهداف برنامه ریزی شده برای طرح توسعه فاز 19 پارس جنوبی به شمار می رود.
در ادامه فعالیت های توسعه ای این میدان، احداث یک خط لوله 36 اینچ دریایی ترمینال میعانات گازی به طول تقریبی 6 کیلومتر و 2 خط لوله 18 اینچ دریایی کلد (اینکونل 625) بین سکوهای اقماری و اصلی به طول کلی تقریبی 15 کیلومتر در دستور کار کنسرسیوم قرار گرفت.
در بخش تاسیسات ساحلی احداث واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات به همراه واحدهای تثبیت میعانات گازی، راه اندازی چهار ردیف تصفیه گاز شامل واحدهای شیرین سازی، نمزدایی و استحصال اتان هرکدام به ظرفیت پالایش 500 میلیون فوت مکعب در روز و همچنین اجرای طرح ساخت واحدهای استحصال و بازیافت گوگرد به همراه واحد دانه-بندی گوگرد و واحد احیاء منو اتیلن گلایکول در دستور کار قرار گرفت.
در همین حال ساخت واحدهای تولید سرویس های جانبی شامل بخار، توزیع برق، آبگیری از دریا و سرویس های متفرقه از قبیل نیتروژن و هوای فشرده به همراه سیستم تصفیه آب های صنعتی و فاضلاب و سیستم های مشعل جهت تخلیه اضطراری نیز با جدیت دنبال شد.
راه اندازی سیستم سوخت گاز و دیزل پالایشگاه به همراه شبکه توزیع آب آتشنشانی، اطاق های کنترل، پست های برق و ... و همچنین ساخت چهار مخزن با هدف ذخیره میعانات گازی و چهار مخزن با هدف ذخیره گاز مایع (LPG) از مهم ترین اقدامات صورت گرفته در بخش تاسیسات ساحلی است.


گفت و گو از امیرحسین هاشمی جاوید
 




کلمات کليدي
فاز 19 پارس جنوبی ، نعمت الله علیرضایی، پتروپارس
 
امتیاز دهی
 
 

بيشتر
نسخه قابل چاپ
مقاله گزارش گفت و گو یادداشت


نظرات
متن
موارد زير اختياري مي باشد
نام
سن
پست الكترونيك
شهر
كشور
متنی که در تصویر می بینید عینا تایپ نمایید
 


مشارکت پیمانکاران و سازندگان داخلی در اجرای پروژه توسعه میدان گازی بلال
وزیر نفت: صنعت نفت ایران متوقف شدنی نیست
  • 1398/6/23 شنبه وزیر نفت: صنعت نفت ایران متوقف شدنی نیست
    وزیر نفت گفت: نمی‌خواهیم رجزخوانی کنیم و یا بگوییم چه کارهایی انجام داده‌ایم؛ اما ما نشان داده‌ایم که آمریکا نمی‌تواند صادرات نفت ایران را صفر کند. تحریم‌ها صنعت نفت ایران را متوقف نکرده است؛ ما فعالیم. ما زنده‌ایم.
قرارداد توسعه میدان مشترک گازی بلال امضا شد