مدیرعامل شرکت پتروپارس با تشریح آخرین وضع توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی، میدان‌های بلال، فرزاد بی، فروزان، آزادگان جنوبی و همکاری با کشورهای آمریکای لاتین اعلام کرد: مجموع قراردادهای جاری شرکت پتروپارس ۱۰ تا ۱۲ میلیارد دلار است و این شرکت تاکنون حدود ۲۴ تا ۲۷ میلیارد دلار پروژه اجرا کرده است.
به گزارش پایگاه خبری تحلیلی نفت آرا، سیدشمس‌الدین موسوی ۲۳ دی‌ماه پارسال (۱۴۰۰) حکم مدیرعاملی گروه پتروپارس را از مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران دریافت کرد. این دانش‌آموخته مقطع دکترای تخصصی در رشته مدیریت راهبردی از ژاپن سابقه بیش از ۲۵ سال حضور در صنعت نفت را دارد که بخش قابل توجهی از آن در قرارگاه سازندگی خاتم‌الانبیا (ص) گذشت.
مدیرعامل گروه پتروپارس که شرکت تحت مدیریتش سهم بالایی در توسعه میدان‌های مشترک دارد، در نخستین گفت‌وگوی تفصیلی با شبکه اطلاع‌رسانی نفت و انرژی (شانا) به تشریح پروژه‌های این شرکت پرداخت و در توضیح اینکه آیا این شرکت که هم‌اکنون پروژه‌های متعددی در حال اجرا دارد، ظرفیت اجرای پروژه‌های بیشتر را در آینده نزدیک دارد، بیان کرد: ظرفیت‌های مغزافزاری پتروپارس به‌قدری بالاست که به تناسب پروژه‌های جدید ظرفیت ایجاد می‌کند، هرچند اکنون هم ما با همه ظرفیتمان کار نمی‌کنیم و ظرفیت خالی برای اجرای پروژه داریم.
گفت‌وگوی خبرنگار شانا با سیدشمس‌الدین موسوی در ادامه می‌آید:
به‌عنوان نخستین پرسش، درباره آخرین وضع پیشرفت فاز ۱۱ پارس جنوبی توضیح دهید و اینکه آیا وعده تحقق تولید ۵۰۰ میلیون فوت مکعبی از این فاز تا مهرماه امسال محقق می‌شود؟
همان‌طور که مطلع هستید، اجرای این پروژه در سال‌های گذشته به کنسرسیوم توتال، سی‌ان‌پی‌سی‌آی و پتروپارس واگذار شده بود که به‌دلیل خروج دو شریک از کنسرسیوم در نهایت کل پروژه، به شرکت پتروپارس واگذار شد. مهم‌ترین راهبرد شرکت توتال در توسعه فاز ۱۱ استفاده از سکوهای فشارافزا به‌منظور جلوگیری از افت تولید در میدان بود، از این رو قرار بر این بود که در یک فرآیند دو تا سه سال مطالعه، طراحی و اجرای این مهم طول بکشد، به این ترتیب ما برای تولید از فاز ۱۱ حداقل باید دو تا سه سال معطل می‌ماندیم تا تولید اتفاق بیفتد، این هم طبیعی بود، چون استفاده از فشارافزایی نیاز به فناوری بالایی برای مطالعه، ساخت و اجرا داشت.
در رویکردی تازه که در مجموعه نفت اتفاق افتاد، تصمیم گرفته شد تولید زودهنگام از فاز ۱۱ داشته باشیم، برای رسیدن به این هدف باید چهار چاه حفاری شود. با توجه به اینکه عامل زمان‌بر اصلی در توسعه میدان‌ها ساخت و راه‌اندازی سکو است، به‌منظور سرعت بخشیدن به روند طرح، سکوی ۱۲C که در فاصله نزدیکی از محل چاه‌های ۱۱B قرار دارد، برای نصب در موقعیت موردنظر، در نظر گرفته شد. هم‌اکنون نیز حفاری هر چهار چاه به ابتدای مخزن رسیده و مخزن چاه شماره هشت نیز حفاری شده و اتمام یافته است.
فقط تفاوت چاه شماره هشت با سه چاه دیگر در این است که با ورود به این مخزن نمونه‌گیری از شرایط این بخش از چاه اندازه‌گیری می‌شود، بنابراین مدت زمان تکمیل این چاه نسبت به سه چاه دیگر بیشتر خواهد بود.
جابه‌جایی سکوی ۱۲C چطور انجام می‌شود و شرایط اجرای خطوط لوله هم‌اکنون در چه وضعی است؟
برای جابه‌جایی سکوی ۱۲C ابتدا باید کل سکو Shut down داده شده و از مدار تولید خارج شود. پس از آن همه تجهیزات موجود در TOPSIDE بازرسی و عاری از هرگونه گاز، میعانات گازی و... شود که تمامی این فعالیت‌ها انجام شده و اکنون مطابق برنامه زمان‌بندی در این بخش، حدود ۱۵ درصد جلوتر هستیم. ضمن اینکه در ۲۱ مردادماه امسال نیز عملیات لوله‌گذاری در بستر دریا انجام شده است. طبیعتاً برای این کار باید خط لوله ۳۲ اینچی موجود نیز از گاز تخلیه و عاری از فشار و آب شود، درباره سکوی ۱۲C کارها با سرعت و دقت و ایمنی کامل در حال انجام است. در مورد خطوط لوله ۳۲ اینچ و چهار اینچ موجود نیز همه فعالیت‌های مربوطه انجام شده و خوشبختانه هشتم مردادماه ۱۴۰۱ لوله‌گذاری کف دریا آغاز شده است.
بحث تأمین منابع مالی فاز ۱۱ اکنون در چه شرایطی است؟
قرارداد طرح توسعه فاز ۱۱، به روش الگوی جدید قراردادهای نفتی امضا شده است و ما به‌عنوان اپراتور پروژه را در اختیار داریم، بنابراین باید تأمین مالی پروژه را نیز خودمان انجام دهیم، سهامدار اصلی شرکت پتروپارس شرکت نیکوست که منابع مالی پتروپارس را تأمین می‌کند و مذاکراتی در گذشته با این شرکت انجام شده است. در هر حال پروژه ملی است و به‌طور طبیعی نیکو هم استقبال خواهد کرد. به‌واسطه یکسری مراودات مالی که در سال‌های گذشته بین نیکو و پتروپارس برقرار شده بود مسیر نهایی‌سازی توافق جدید کمی طولانی‌تر شده است. به همین دلیل مذاکرات مستقیم با شرکت ملی نفت نیز انجام شده است. این را هم باید اضافه کنم که شرکت ملی نفت و وزارت نفت به‌صورت مجدانه در حال همکاری و کمک به ما هستند تا فاز ۱۱ به‌دلیل مشکلات مالی، با تأخیر مواجه نشود.
درباره فشارافزایی چه اقدام‌های را انجام داده‌اید؟
پتروپارس متولی طرح فاز ۱۱ و شرکت نفت و گاز پارس متولی کل پارس جنوبی است. ما به‌عنوان پتروپارس بحث فشارافزایی را در برنامه خود گنجانده‌ایم، اما باید بگویم که تاریخچه فشارافزایی در پارس جنوبی دقیقاً از فاز ۱۲ آغاز شد. وقتی فاز ۱۲ را اجرا می‌کردیم چاه‌های سکوی ۱۲C به ظرفیت تولید در نظر گرفته شده، نرسیدند دچار افت فشار شدیم، همان‌جا موضوع فشارافزایی برای دریافت گاز از فاز ۱۲ را آغاز کردیم، آن زمان از یک مشاور فرانسوی برای مطالعه فشارافزایی پارس جنوبی استفاده کردیم که این شرکت پس از بررسی ۲۶ گزینه برای بحث فشارافزایی شامل بخش خشکی، دریایی، سکو و... سرانجام استفاده از سکوهای فشارافزا را پیشنهاد کرد.
توتال که وارد فاز ۱۱ شد، چهار گزینه خشکی، دریایی، الکتروکمپرسورو کمپرسورهای LP و MP را بررسی کرد و سرانجام نظر توتال این بود که در دریا از طریق الکتروکمپرسور که از طریق برق به تأمین خوراک برای راه‌اندازی کمپرسورها می‌پردازد، استفاده کنیم، وقتی از بهمن‌ماه پارسال (۱۴۰۰) وارد مجموعه پتروپارس شدم، از دوستان پرسیدم که در پتروپارس چه اقدام‌هایی برای فشارافزایی انجام شده است، اعلام شد منتظر مشاور خارجی هستیم و مشاور خارجی هم به‌دلیل بحث تحریم‌ها نیامد.
در سال ۱۴۰۰ ابلاغیه دادم که مشخصاً این موضوع در داخل کشور با استفاده از ظرفیت شرکت‌های دانش‌بنیان و نیروهای دانشگاهی باید مطالعه و اجرایی شود. کارگروهی هم با ریاست بنده تشکیل شد، سناریوهای مختلفی را بررسی کردیم و با کارفرما هم موضوع مطرح شد، سرانجام هم با غربالگری دانشگاه‌ها و مراکز علمی و فناوری و دانش‌بنیان به دو مرجع دانشگاه صنعتی شریف و دانشگاه شهید بهشتی رسیدیم.
از مطالعاتی که پیش‌تر درباره فشارافزایی انجام شده بود هم استفاده کردید؟
همه گزارش‌ها و مطالعات از گذشته درباره فشارافزایی را بررسی کردیم، البته به‌واسطه تعاملاتی که با شرکت نفت و گاز پارس داشتیم، مطالعات شرکت مشاور آنها را نیز مطالعه کردیم. مشاور شرکت نفت و گاز پارس اعلام کرده بود به‌دلیل تحریم‌ها، تأمین تجهیزات مرتبط با فشارافزایی در داخل کشور امکان‌پذیر نیست، بنابراین گزینه خشکی را انتخاب کرده بود. خودش هم در گزارش اعلام کرد گزینه دریا هم به لحاظ تولید دو برابر ظرفیت تولید در خشکی است. رویکردمان درباره استفاده از فناوری فشارافزایی در طرح توسعه فاز ۱۱ در پتروپارس فعلاً در حد مطالعات است و باید مطالعات دقیق‌تری انجام شود. با این حال گزینه ما، گزینه دریا و کمپرسور است. سوخت کمپرسور هم بحث خاصی دارد که به‌دلیل نهایی نشدن موضوع فعلاً قابل طرح نیست.
در توسعه فاز ۱۱ پارس‌جنوبی چقدر از طرح اولیه توتال استفاده شده است؟
راهبرد توتال بر اساس مطالعات طرح جامع مخزن و با رویکرد فشارافزایی از ابتدا ملاک عمل بود. ما به‌دلیل مشکلات تأمین گاز می‌خواستیم تولید زودهنگام داشته باشیم، اما اینکه بگوییم مطالعات توتال را کنار گذاشتیم به‌طور طبیعی این اتفاق نیفتاده است. آنها مطالعاتی انجام دادند و ما هم در رویکردمان بیشتر از ظرفیت‌های داخل برای مطالعه و طراحی و اجرای این پروژه استفاده کردیم.
صحبت‌های زیادی درباره فرار گاز از ایران به قطر مطرح است، چقدر این نگرانی جدی است؟
بر اساس اظهارنظر تحلیل‌گران و صاحب‌نظران بخشی از حرکت گاز به سمت مخازن خودمان است، چون بلوک‌بندی ما خیلی متراکم‌تر از چاه‌های قطری‌هاست و تقسیم‌بندی فازها هم خیلی به هم نزدیک است اما در مجموع میزان برداشت ما از مجموع برداشت قطر کمتر است، اگرچه در سال‌های اخیر برداشت روزانه گاز ایران از قطر پیشی گرفته است.
از بحث فاز ۱۱ بگذریم، توسعه میدان بلال هم به شرکت پتروپارس واگذار شده است. با توجه به اتفاق‌های اخیر و قراردادهایی که قطری‌ها برای برداشت گاز و تولید ال‌ان‌جی در گنبد شمالی امضا کرده‌اند، تولیدی شدن این میدان که هدف آن هم تزریق به‌منظور فشارافزایی پارس جنوبی است، بسیار مهم است، لطفاً توضیح دهید پتروپارس هم‌اکنون چه فعالیت‌هایی را در این میدان انجام داده است؟
میدان بلال در گوشواره شرقی میدان گازی پارس جنوبی است، هنوز مطالعات این میدان قطعی و نهایی نشده است، اینکه آیا این میدان نفتی است یا گازی، آیا مشترک است یا خیر، یا برای نمونه بخش گازی آن مستقل است یا بخش نفتی آن. برای رسیدن به این منظور باید حفاری را انجام می‌دادیم که بعد از حفر چاه توصیفی و اکتشافی اولیه، بدانیم این میدان دارای چه ویژگی‌هایی است.
قرارداد میدان بلال در سال‌های گذشته با مجموعه پتروپارس امضا شد، نزدیک ۱۲ ماه هم درگیر این مسئله بودیم که بتوانیم دکل برای حفاری تأمین کنیم. خوشبختانه در تیرماه امسال قرارداد دکل بسته و عملیات حفاری در میدان بلال شروع شد؛ چیزی که به نظر می‌رسد میدان بلال ترکیبی از میدان گازی و نفتی است که احتمالاً بخش گازی آن مشترک و بخش نفتی آن مستقل است. به هر حال تا حفاری چاه توصیفی به پایان نرسد نمی‌توان نظر قطعی در این ارتباط داد. ما باید به لایه‌های K1 و K4 مخزن برسیم تا بتوانیم نظر بدهیم، گام نخست قرارداد بلال، شناسایی چاه اول و شناسایی مخزن موجود و تهیه MDP است که در حال انجام هستیم.
توسعه میدان مشترک فرزاد بی هم با شرکت پتروپارس سپرده شد. این میدان از پیچیده‌ترین میدان‌های گازی است، ضمن اینکه هندی‌ها هم به‌واسطه مطالعاتی که قبلاً در این میدان انجام داده بودند همچنان ادعاهایی در مورد میدان دارند، لطفاً بفرمایید هم‌اکنون مطالعات اولیه میدان در چه مرحله‌ای است و آیا هندی‌ها در دو سال اخیر خواهان بازگشت به میدان و توسعه میدان شده‌اند یا خیر؟
به جرأت می‌توانم بگویم میدان فرزاد از نظر پرفشار بودن، میزان H2S و ژئوتکنیک بستر یکی از پرچالش‌ترین میدان‌های گازی خلیج فارس است. یعنی هرگونه مشکل و چالشی که در این منطقه وجود داشته باشد در میدان فرزاد است، حتی برای بحث ژئوتکنیک بستر گمانه‌های اولیه زده شده برای تعیین ظرفیت باربری خاک بستر نشان‌دهنده وجود چالش جدی برای شمع‌هایی است که باید جکت مربوطه را نگه دارد. در هر حال می‌خواهم بگویم این میدان ملغمه بسیار پیچیده‌ای است.
پتروپارس متولی حفاری اولیه این میدان است تا به مطالعات طرح جامع MDP برسیم. در سال‌های گذشته مناقصه بین‌المللی برای انتخاب مشاور به‌منظور طراحی مفهومی برگزار شده بود که متأسفانه به‌دلیل تحریم‌ها مشاوران خارجی شرکت نکردند و ما از مشاور ایرانی برای بحث خشکی استفاده کردیم و به آنها تأکید شد که برای بحث دریایی از مشاور صاحب صلاحیت خارجی استفاده شود، اما موضوع میدان فرزاد B به‌واسطه چند موضوع به تأخیرهای زیادی دچار شده است، یکی همان بحث‌هایی که از گذشته بود و متولیان مختلفی آمدند و گفتند ما سرمایه‌گذاری می‌کنیم. اول فرزاد A بود و بعد فرزاد B شد، برای فرزاد A هم قرارداد یک جکت بسته شد و پیمانکار مربوطه جکت مربوطه را هم ساخت، چند سال هم در یارد خودش این جکت بلااستفاده ماند.
پتروپارس مکاتبات متعددی به‌واسطه مشترک بودن میدان و حساسیت آن انجام داد، مبنی بر اینکه به‌طور حتم باید پروژه فرزاد B را انجام دهیم. شرکت ملی نفت مصوبه دیگری ابلاغ کرد مبنی بر اینکه از جکت فرزاد A در فرزاد B استفاده کنیم، منتهی به‌واسطه تفاوت‌های زیاد بین دو موقعیت هم از لحاظ عمق آب، شرایط بستر، میزان رایزرها و... باید تغییراتی در جکت فرزاد A انجام می‌دادیم تا با مشخصات جکتی که قرار بود در فرزاد B حفاری کند هماهنگ شود، اما انجام این کار هم زمان زیادی خواهد برد و هم هزینه زیادی خواهد داشت.
چقدر زمان می‌برد و هزینه تحمیل می‌کند؟
حدود یک سال طول می‌کشد تا تصحیح با شرایط موجود انجام و در مکان فرزاد B مستقر شود، هزینه آن هم حدود ۵ تا ۷ میلیون دلار خواهد شد، البته پتروپارس برای رسالت فنی و تخصصی و حرفه‌ای خود، حدود یک ماه پیش به شرکت ملی نفت پیشنهاد کردیم از جکت فرزاد A برای حفاری در میدان آرش استفاده شود زیرا میدان آرش فشار گاز آن بسیار پایین‌تر و حتی H۲S آن از فازهای پارس جنوبی هم کمتر است و عمق آب در آنجا هم با عمق آب در میدان فرزاد A نزدیک است. به شرکت ملی نفت هم اعلام کردیم اگر قرار باشد بهسازی را روی جکت فرزاد A برای انتقال به فرزاد B انجام دهیم هم به لحاظ زمانی و هم مبلغی هزینه زیادی خواهد برد، اما با یک بهسازی کوچک می‌توانیم با رقمی کمتر از عدد قبلی این جکت را در یک بازه زمانی ۴ تا ۶ ماه برای میدان آرش آماده کنیم. ما خودمان را سرباز نظام می‌دانیم به همین دلیل این پیشنهاد را مطرح کردیم.
در فرزاد بی چه اقدام‌هایی را هم‌اکنون انجام می‌دهید؟
فعلاً در حال مطالعات مفهومی، تهیه مدارک مهندسی لازم و موضوعات مربوط به هماهنگ‌سازی جکت فرزاد «ای» برای موقعیت فرزاد «بی» هستیم، اما باید بگویم که میدان فرزاد بی به‌ویژه در بخش مطالعات با تأخیر مواجه شده است.
تعهد شما در میدان مشترک فروزان که مشترک با عربستان است افزایش ۱۲ هزار بشکه‌ای تولید از این میدان بود، هم‌اکنون پروژه در چه مرحله‌ای است؟
این میدان جزو بسته ۲۸ میدانی است که شرکت ملی نفت ایران مناقصه آن را برگزار کرد و کنسرسیوم پتروپارس و مبین‌سازه برنده مناقصه شدند. این میدان، تنها میدان نفتی دریایی است که الان دو دکل در آنجا در حال فعالیت هستند. در این میدان بعد از چهار سال که هیچ تولیدی در آن نشده بود، انتهای فروردین‌ماه امسال موفق شدیم یک چاه را به مدار تولید رسانده و به شرکت نفت فلات قاره تحویل دهیم، چنانچه مشکلی پیش نیاید در آینده نزدیک عملیاتی خواهد شد.
در خصوص توسعه یکپارچه میدان آزادگان توضیح دهید، با توجه به اینکه پتروپارس هم‌اکنون نقش پیمانکار عمومی (GC) این میدان را در بخش جنوبی برعهده دارد.
ایده و اندیشه توسعه یکپارچه میدان تفکری درست و منطقی بود که از سوی شرکت ملی نفت و وزارت نفت تبیین و اجرایی شد. استفاده ظرفیت بانک‌ها برای تأمین نقدینگی طرح نشان از مهم بودن این میدان مشترک نفتی با همسایه عزیزمان یعنی عراق است. هدایت و انتقال دادن سرمایه‌های سرگردان و نقدینگی در اختیار مردم به سمت توسعه و ساخت زیرساخت‌ها و ظرفیت‌های تولیدی و ارزش‌آفرین یکی از دستاوردهای بسیار مهم این طرح است.
حفاری ۳۵ حلقه چاه در میدان آزادگان جنوبی هم‌اکنون در چه مرحله‌ای است؟
ما در میدان آزادگان جنوبی پیمانکار عمومی شرکت متن هستیم، اصلی‌ترین کاری که الان راهبری می‌کنیم حفاری چاه است که دو پیمانکار تدبیر و دانا آن را انجام می‌دهند. تا بهمن‌ماه سال ۱۴۰۰، چهار دکل در منطقه فعال بود و انتهای پارسال سه دکل دیگر اضافه کردیم، به این ترتیب اکنون هفت دکل حفاری در میدان آزادگان جنوبی مستقر شده و در حال حفاری چاه است. برنامه اولیه این بود که شهریورماه ۱۴۰۲ تعداد ۳۵ چاه را به تولید برسانیم که بر اساس برنامه‌ای که تدوین کردیم تا انتهای سال ۱۴۰۱، این چاه‌ها را حفاری کنیم و به تولید می‌رسانیم.
جدای از حفاری چاه‌ها باید خطوط لوله‌های جریانی نیز اجرا و شبکه مربوطه تکمیل شود، همچنین جاده‌های دسترسی این چاه‌ها به پدهایی که باید دکل‌ها روی آن قرار بگیرد احداث شود. پیمانکاران این بخش در قراردادهایشان دچار مشکلاتی بودند که شکر خدا طی این مدت برطرف شد و با سرعت و کیفیت لازم در حال فعالیت هستند.
ساخت CETP هم به‌عهده شرکت پتروپارس است، این پروژه هم هم‌زمان با تکمیل و تولیدی شدن چاه‌ها باید پیش رود تا نفت تولیدی آزادگان جنوبی در این مرکز فرآورش شود، ساخت این مرکز هم‌اکنون در چه مرحله‌ای است؟
مرکز فرآورشی ۳۲۰ هزار بشکه‌ای آزادگان جنوبی یکی از مراکز فرآورش عظیم در منطقه است که قرار بود این پروژه ۳۰ ماهه تمام شود که در ماه ۲۵، یعنی انتهای دی‌ماه ۱۴۰۰ پروژه با تأخیر بسیار زیادی روبه‌رو بود. حدود ۷۵ درصد سهم این پروژه، خرید کالا است که ۱۴۰ بسته کاری دارد، برخی اقلام و کالاها زمان طولانی برای ساخت و تحویل خواهد برد مثل کمپرسور و سیستم کنترل و غیره وقتی این کالاها را سفارش‌گذاری می‌کنید زمانی طولانی خواهد گرفت تا این اقلام ساخته شود. برنامه‌ای که با شرکت ملی نفت نهایی کردیم این است که پروژه شهریورماه ۱۴۰۲ تکمیل شود.
پس چاه‌های میدان آزادگان که انتهای سال ۱۴۰۱ تکمیل و تولیدی می‌شود، نفت را چطور قرار است فرآورش کنید؟
برای ۶ ماهی که در عمل تولید اتفاق می‌افتد سه گزینه بررسی شد، نخست استفاده از ظرفیت خالی فرآورشی که در مناطق نفت‌خیز جنوب است. دوم استفاده از تجهیزات فرآورشی سیار (SKKID MOUNTED) موجود در آزادگان و سوم اینکه از سوی شرکت ملی نفت به ما تکلیف شده است که ظرفیت تجهیزات فرآورشی سیار را که در کشور، در منطقه خاورمیانه است شناسایی و پس از بررسی و ارزیابی آنها، هرچه سریع‌تر موارد را با آنها نهایی کنیم.
اردیبهشت‌ماه ۱۳۹۹ قرارداد طرح احداث پتروشیمی دهدشت را هم امضا کردید، هم‌اکنون پروژه در چه مرحله‌ای است؟
هدف از اجرای این طرح تولید سالانه ۳۰۰ هزار تن پلی‌اتیلن سنگین ( HDPE) در مدت زمان ۳۶ ماه است، قرارداد هم به‌صورت EPC است که با کارفرمایی هلدینگ خلیج فارس و مشارکت پتروپارس و شرکت مشاوره سازه اجرا می‌شود. در برآورد قیمتی به دلایل مختلف عدد پایینی ارائه شد، به همین دلیل بخش اجرایی پروژه دست‌خوش تغییرات زیادی شد، در تفاهم با شرکت مشاور چالش‌هایی داشتیم زیرا بعد از اینکه قرارداد ابلاغ شد در جابه‌جایی سهم‌ها و خریدها اتفاق‌هایی افتاد که خیلی برای مجموعه ما مناسب نبود، قرار بود یک LC به میزان ۵۷ میلیون یورو از سوی مجموعه کارفرمایی تأمین شود که به دلایل مختلف دچار مشکل شد، طی یکی دو ماه اخیر نشست‌های متعدد و مستمری با مجموعه سازه و کارفرما برگزار و تفکیک کاری و تقسیم کاری دقیقی میان شرکت پتروپارس و نارگان انجام شد، حتی بخشی از پرداخت‌ها خارج از LC از طریق ظرفیت‌هایی که در مجموعه پتروپارس بود، انجام شد. الان هم در حال رایزنی برای باز شدن LC جدید هستیم. فکر می‌کنم طی چند ماه آینده شاهد پیشرفت‌های خوبی در پتروشیمی دهدشت باشیم. تا حالا پیشرفت‌های مناسبی نداشتیم و بنده هم از روند اجرای پروژه بسیار گله‌مندم.
در سفری که وزیر نفت اوایل امسال به آمریکای لاتین داشت گویا قرار شده است پتروپارس با ونزوئلایی‌ها و کوبایی‌ها همکاری‌هایی داشته باشد، حیطه همکاری شما بیشتر در چه بخش‌هایی است؟
پیرو سفری که وزیر نفت به آمریکای لاتین داشت، پتروپارس را برای فعالیت در ونزوئلا و کوبا نامزد کردند. پتروپارس تجربه فعالیت در ونزوئلا را دارد و از سال ۲۰۰۵ تا ۲۰۱۲ مطالعه چند میدان را انجام داده است. اسدروبال چاوز، مدیرعامل شرکت ملی نفت ونزوئلا (پدوسا) در مدت زمان حضور در تهران و در نشست با مدیران پتروپارس طی ماه‌های گذشته اعلام کرد مطالعاتی که پتروپارس انجام داده در یک رده‌بندی بین‌المللی با سایر شرکت‌های بزرگ و بین‌المللی رقابت بسیار خوبی داشته است. یعنی کاری که ما در ونزوئلا انجام دادیم کاملاً در کلاس بین‌المللی بود، این خیلی خوب است و از طرف دیگر کار را برای ما سخت می‌کند، چون توقع مجموعه‌های بیرونی از پتروپارس خیلی بیشتر شده و کار ما سخت‌تر خواهد شد چون باید کیفیت کارمان را بالا ببریم.
ما با مدیران شرکت ملی نفت ونزوئلاست (PDVSA) و اتحادیه نفت و گاز کوبا (CUPET) نشست‌های مستمری داشتیم، از طرف ونزوئلا گزارش ظرفیت‌های سرمایه‌گذاری در حوزه بالادستی و پایین‌دستی و توسعه پالایشگاه‌ها را دریافت کردیم. تیم پتروپارس آن را مطالعه و پروپوزالی را با رویکرد توسعه میدان‌های خشکی و تولید نفت سبک تا نیمه‌سنگین تهیه کرد و به آنها ارائه داد. البته آنها خواهان به‌روزرسانی تعدادی از پالایشگاه‌های خود بودند که پیشنهادهای مربوطه را نیز ارائه کردیم.
بر اساس شیوه‌نامه‌ای که با ونزوئلا داریم بعد از اینکه پروپوزال‌های اولیه را با هم رد و بدل کردیم باید دو سند را با هم نهایی کنیم، سند قرارداد محرمانگی و دیگری هم توافق‌نامه کلی. دو سند از طرف ونزوئلا به ما ارائه شد و ما هم دیدگاه‌های خودمان را دادیم و سپس یک کمیته راهبری تشکیل می‌شود که سه نفر از سمت ونزوئلا و سه نفر از سمت شرکت پتروپارس حضور خواهند داشت.
طرف قرارداد ونزوئلا شرکت ملی نفت است یا شرکت پتروپارس؟
طرف قرارداد ونزوئلا، شرکت پتروپارس است، اما ما پشتوانه وزارت نفت و شرکت ملی نفت را داریم. یعنی در عمل نماینده شرکت ملی نفت و وزارت نفت هستیم. ونزوئلا کشور بسیار ثروتمندی است، تقریباً تحریم‌هایش لغو شده و صادرات نفت هم به اروپا دارد. ما هم با ونزوئلا اشتراک راهبردی داریم.
همکاری شما با کوبایی‌ها به چه صورتی است؟
درباره کوبا سه نشست در شرکت پتروپارس با قائم مقام اتحادیه نفت و گاز کوبا داشتیم، دو نشست ویدیوکنفرانسی کارشناسی و تخصصی داشتیم، درباره کوبا باید بگویم که سطح دانش و تخصصی در کوبا در بخش نفت نسبت به ونزوئلا پایین‌تر است، به همین دلیل آنها خیلی علاقه‌مند هستند که دوره‌های آموزشی برای آنها برگزار کنیم، ما هم پیشنهادمان را در این ارتباط داده‌ایم.
تفاوت کوبا با ونزوئلا این است که پیشنهاد کوبا پیشنهاد مطالعات برای رسیدن به شناسایی میدان‌هاست، در صورتی که در ونزوئلا میدان‌های شناسایی شده و باید توسعه یابند. در واقع همکاری ما با کوبایی‌ها مطالعات برای شناسایی میدان‌ها برای توسعه است در صورتی که با ونزوئلایی‌ها مطالعات انجام شده و در فاز توسعه هستیم.
با توجه به تفاهم‌نامه ۴۰ میلیارد دلاری که میان شرکت ملی نفت ایران و گازپروم امضا شده، آیا قرار است با روس‌ها هم در این زمینه همکاری کنید؟
متولی همکاری با روس‌ها شرکت ملی نفت ایران است، طبیعتاً پتروپارس به‌عنوان یکی از بازوهای اجرایی شرکت ملی نفت درگیر این پروژه‌ها خواهد شد. تدبیر شرکت ملی نفت در امضای تفاهم‌نامه با طرف روس که در تاریخ صنعت نفت سابقه نداشته، ستودنی است و با این ریل‌گذاری فرصت مناسبی را برای استفاده از ظرفیت شرکت‌های خارجی در تأمین مالی و فناوری‌های خاص آنها، همچنین انتقال فناوری فراهم ساخته و به امید خدا برای نهایی شدن این تفاهم‌نامه به قرارداد، تدابیر مناسب و لازم و حرفه‌ای از سوی شرکت ملی نفت اتخاذ شده است.
در این تفاهم‌نامه قرار است روس‌ها در تعدادی از میدان‌های گازی و نفتی مشترک سرمایه‌گذاری کنند که ایجاد یک اشتراک راهبردی و بلندمدت می‌تواند ضامن تولید بیشتر و ایجاد ارزش و کارآفرینی در مملکت شود.
شرکت پتروپارس هم‌اکنون به‌صورت ارزی و ریالی چقدر پروژه در حال اجرا دارد؟
هم‌اکنون قراردادهایی که جاری است بین ۱۰ تا ۱۲ میلیارد دلار است، تعهد باقی‌مانده حدود ۵ تا هفت میلیارد دلار است. اگر سرجمع قراردادهایی که در پتروپارس وجود دارد و بخشی از آن هم سنواتی است را در نظر بگیریم چیزی حدود ۲۴ تا ۲۷ میلیارد دلار پروژه اجرا کردیم.
به‌عنوان پرسش پایانی آیا شرکت پتروپارس که هم‌اکنون پروژه‌های متعددی در دست اجرا دارد، ظرفیت اجرای پروژه‌های بیشتر را در آینده نزدیک دارد؟
ظرفیت‌های مغزافزاری پتروپارس به‌قدری بالاست که به تناسب پروژه‌های جدید ظرفیت ایجاد می‌کند، هرچند که اکنون هم ما با همه ظرفیتمان کار نمی‌کنیم و ظرفیت خالی برای اجرای پروژه داریم. یکی از راهبردهای شش‌گانه‌ای که برای شرکت تدوین کردم توسعه مشارکت‌های راهبردی برای توسعه سبد پروژه‌ها بود. اکنون با هلدینگ خلیج فارس توافقنامهای برای توسعه میدان‌های گازی امضا کردیم. هلدینگ خلیج فارس به خوراک گازی برای مجموعه‌های خود احتیاج دارد، آنها تجربه‌ای در توسعه میدان‌های گازی ندارند، اما پتروپارس این تجربه را دارد، پس می‌توانیم یک مشارکت هم‌افزا ایجاد کنیم. برای نمونه برای میدان‌های مارون (خامی) که از پرفشارترین میدان‌های ما هستند توافقنامهای برای توسعه آن امضا کردیم و قرار است خوراک آن را به هلدینگ خلیج‌فارس بدهیم تا در حوزه تکمیل زنجیره ارزش افزوده محصولات سبد پروژه پایین‌دستی تولید کند، این یعنی یک رویکرد راهبری توسعه مشارکت‌ها برای توسعه صنعت.
شرکت‌های پروژه‌محور به تناسب پروژه‌هایی که می‌گیرند ظرفیت ایجاد می‌کنند و وقتی پروژه خاتمه می‌یابد از ظرفیت‌ها در جاهای دیگر استفاده می‌کنند یا اینکه منقبض می‌شوند. ذات این شرکت‌ها انقباض و انبساط است. قرار نیست همیشه ۱۰ هزار نفر نیرو داشته باشیم، زمانی دو هزار نفر نیرو داریم و زمانی هم ۲۰ هزار نفر نیرو داریم. طی این مدت نیز با اضافه شدن پروژه‌ها به‌خصوص با اجرایی و عملیاتی شدن آنها خیلی جذب نیرو داشتیم.
انتهای پیام/.
مدیرعامل گروه پتروپارس که شرکت تحت مدیریتش سهم بالایی در توسعه میدان‌های مشترک دارد، در نخستین گفت‌وگوی تفصیلی با شبکه اطلاع‌رسانی نفت و انرژی (شانا) به تشریح پروژه‌های این شرکت پرداخت و در توضیح اینکه آیا این شرکت که هم‌اکنون پروژه‌های متعددی در حال اجرا دارد، ظرفیت اجرای پروژه‌های بیشتر را در آینده نزدیک دارد، بیان کرد: ظرفیت‌های مغزافزاری پتروپارس به‌قدری بالاست که به تناسب پروژه‌های جدید ظرفیت ایجاد می‌کند، هرچند اکنون هم ما با همه ظرفیتمان کار نمی‌کنیم و ظرفیت خالی برای اجرای پروژه داریم.
گفت‌وگوی خبرنگار شانا با سیدشمس‌الدین موسوی در ادامه می‌آید:
به‌عنوان نخستین پرسش، درباره آخرین وضع پیشرفت فاز ۱۱ پارس جنوبی توضیح دهید و اینکه آیا وعده تحقق تولید ۵۰۰ میلیون فوت مکعبی از این فاز تا مهرماه امسال محقق می‌شود؟
همان‌طور که مطلع هستید، اجرای این پروژه در سال‌های گذشته به کنسرسیوم توتال، سی‌ان‌پی‌سی‌آی و پتروپارس واگذار شده بود که به‌دلیل خروج دو شریک از کنسرسیوم در نهایت کل پروژه، به شرکت پتروپارس واگذار شد. مهم‌ترین راهبرد شرکت توتال در توسعه فاز ۱۱ استفاده از سکوهای فشارافزا به‌منظور جلوگیری از افت تولید در میدان بود، از این رو قرار بر این بود که در یک فرآیند دو تا سه سال مطالعه، طراحی و اجرای این مهم طول بکشد، به این ترتیب ما برای تولید از فاز ۱۱ حداقل باید دو تا سه سال معطل می‌ماندیم تا تولید اتفاق بیفتد، این هم طبیعی بود، چون استفاده از فشارافزایی نیاز به فناوری بالایی برای مطالعه، ساخت و اجرا داشت.
در رویکردی تازه که در مجموعه نفت اتفاق افتاد، تصمیم گرفته شد تولید زودهنگام از فاز ۱۱ داشته باشیم، برای رسیدن به این هدف باید چهار چاه حفاری شود. با توجه به اینکه عامل زمان‌بر اصلی در توسعه میدان‌ها ساخت و راه‌اندازی سکو است، به‌منظور سرعت بخشیدن به روند طرح، سکوی ۱۲C که در فاصله نزدیکی از محل چاه‌های ۱۱B قرار دارد، برای نصب در موقعیت موردنظر، در نظر گرفته شد. هم‌اکنون نیز حفاری هر چهار چاه به ابتدای مخزن رسیده و مخزن چاه شماره هشت نیز حفاری شده و اتمام یافته است.
فقط تفاوت چاه شماره هشت با سه چاه دیگر در این است که با ورود به این مخزن نمونه‌گیری از شرایط این بخش از چاه اندازه‌گیری می‌شود، بنابراین مدت زمان تکمیل این چاه نسبت به سه چاه دیگر بیشتر خواهد بود.
جابه‌جایی سکوی ۱۲C چطور انجام می‌شود و شرایط اجرای خطوط لوله هم‌اکنون در چه وضعی است؟
برای جابه‌جایی سکوی ۱۲C ابتدا باید کل سکو Shut down داده شده و از مدار تولید خارج شود. پس از آن همه تجهیزات موجود در TOPSIDE بازرسی و عاری از هرگونه گاز، میعانات گازی و... شود که تمامی این فعالیت‌ها انجام شده و اکنون مطابق برنامه زمان‌بندی در این بخش، حدود ۱۵ درصد جلوتر هستیم. ضمن اینکه در ۲۱ مردادماه امسال نیز عملیات لوله‌گذاری در بستر دریا انجام شده است. طبیعتاً برای این کار باید خط لوله ۳۲ اینچی موجود نیز از گاز تخلیه و عاری از فشار و آب شود، درباره سکوی ۱۲C کارها با سرعت و دقت و ایمنی کامل در حال انجام است. در مورد خطوط لوله ۳۲ اینچ و چهار اینچ موجود نیز همه فعالیت‌های مربوطه انجام شده و خوشبختانه هشتم مردادماه ۱۴۰۱ لوله‌گذاری کف دریا آغاز شده است.
بحث تأمین منابع مالی فاز ۱۱ اکنون در چه شرایطی است؟
قرارداد طرح توسعه فاز ۱۱، به روش الگوی جدید قراردادهای نفتی امضا شده است و ما به‌عنوان اپراتور پروژه را در اختیار داریم، بنابراین باید تأمین مالی پروژه را نیز خودمان انجام دهیم، سهامدار اصلی شرکت پتروپارس شرکت نیکوست که منابع مالی پتروپارس را تأمین می‌کند و مذاکراتی در گذشته با این شرکت انجام شده است. در هر حال پروژه ملی است و به‌طور طبیعی نیکو هم استقبال خواهد کرد. به‌واسطه یکسری مراودات مالی که در سال‌های گذشته بین نیکو و پتروپارس برقرار شده بود مسیر نهایی‌سازی توافق جدید کمی طولانی‌تر شده است. به همین دلیل مذاکرات مستقیم با شرکت ملی نفت نیز انجام شده است. این را هم باید اضافه کنم که شرکت ملی نفت و وزارت نفت به‌صورت مجدانه در حال همکاری و کمک به ما هستند تا فاز ۱۱ به‌دلیل مشکلات مالی، با تأخیر مواجه نشود.
درباره فشارافزایی چه اقدام‌های را انجام داده‌اید؟
پتروپارس متولی طرح فاز ۱۱ و شرکت نفت و گاز پارس متولی کل پارس جنوبی است. ما به‌عنوان پتروپارس بحث فشارافزایی را در برنامه خود گنجانده‌ایم، اما باید بگویم که تاریخچه فشارافزایی در پارس جنوبی دقیقاً از فاز ۱۲ آغاز شد. وقتی فاز ۱۲ را اجرا می‌کردیم چاه‌های سکوی ۱۲C به ظرفیت تولید در نظر گرفته شده، نرسیدند دچار افت فشار شدیم، همان‌جا موضوع فشارافزایی برای دریافت گاز از فاز ۱۲ را آغاز کردیم، آن زمان از یک مشاور فرانسوی برای مطالعه فشارافزایی پارس جنوبی استفاده کردیم که این شرکت پس از بررسی ۲۶ گزینه برای بحث فشارافزایی شامل بخش خشکی، دریایی، سکو و... سرانجام استفاده از سکوهای فشارافزا را پیشنهاد کرد.
توتال که وارد فاز ۱۱ شد، چهار گزینه خشکی، دریایی، الکتروکمپرسورو کمپرسورهای LP و MP را بررسی کرد و سرانجام نظر توتال این بود که در دریا از طریق الکتروکمپرسور که از طریق برق به تأمین خوراک برای راه‌اندازی کمپرسورها می‌پردازد، استفاده کنیم، وقتی از بهمن‌ماه پارسال (۱۴۰۰) وارد مجموعه پتروپارس شدم، از دوستان پرسیدم که در پتروپارس چه اقدام‌هایی برای فشارافزایی انجام شده است، اعلام شد منتظر مشاور خارجی هستیم و مشاور خارجی هم به‌دلیل بحث تحریم‌ها نیامد.
در سال ۱۴۰۰ ابلاغیه دادم که مشخصاً این موضوع در داخل کشور با استفاده از ظرفیت شرکت‌های دانش‌بنیان و نیروهای دانشگاهی باید مطالعه و اجرایی شود. کارگروهی هم با ریاست بنده تشکیل شد، سناریوهای مختلفی را بررسی کردیم و با کارفرما هم موضوع مطرح شد، سرانجام هم با غربالگری دانشگاه‌ها و مراکز علمی و فناوری و دانش‌بنیان به دو مرجع دانشگاه صنعتی شریف و دانشگاه شهید بهشتی رسیدیم.
از مطالعاتی که پیش‌تر درباره فشارافزایی انجام شده بود هم استفاده کردید؟
همه گزارش‌ها و مطالعات از گذشته درباره فشارافزایی را بررسی کردیم، البته به‌واسطه تعاملاتی که با شرکت نفت و گاز پارس داشتیم، مطالعات شرکت مشاور آنها را نیز مطالعه کردیم. مشاور شرکت نفت و گاز پارس اعلام کرده بود به‌دلیل تحریم‌ها، تأمین تجهیزات مرتبط با فشارافزایی در داخل کشور امکان‌پذیر نیست، بنابراین گزینه خشکی را انتخاب کرده بود. خودش هم در گزارش اعلام کرد گزینه دریا هم به لحاظ تولید دو برابر ظرفیت تولید در خشکی است. رویکردمان درباره استفاده از فناوری فشارافزایی در طرح توسعه فاز ۱۱ در پتروپارس فعلاً در حد مطالعات است و باید مطالعات دقیق‌تری انجام شود. با این حال گزینه ما، گزینه دریا و کمپرسور است. سوخت کمپرسور هم بحث خاصی دارد که به‌دلیل نهایی نشدن موضوع فعلاً قابل طرح نیست.
در توسعه فاز ۱۱ پارس‌جنوبی چقدر از طرح اولیه توتال استفاده شده است؟
راهبرد توتال بر اساس مطالعات طرح جامع مخزن و با رویکرد فشارافزایی از ابتدا ملاک عمل بود. ما به‌دلیل مشکلات تأمین گاز می‌خواستیم تولید زودهنگام داشته باشیم، اما اینکه بگوییم مطالعات توتال را کنار گذاشتیم به‌طور طبیعی این اتفاق نیفتاده است. آنها مطالعاتی انجام دادند و ما هم در رویکردمان بیشتر از ظرفیت‌های داخل برای مطالعه و طراحی و اجرای این پروژه استفاده کردیم.
صحبت‌های زیادی درباره فرار گاز از ایران به قطر مطرح است، چقدر این نگرانی جدی است؟
بر اساس اظهارنظر تحلیل‌گران و صاحب‌نظران بخشی از حرکت گاز به سمت مخازن خودمان است، چون بلوک‌بندی ما خیلی متراکم‌تر از چاه‌های قطری‌هاست و تقسیم‌بندی فازها هم خیلی به هم نزدیک است اما در مجموع میزان برداشت ما از مجموع برداشت قطر کمتر است، اگرچه در سال‌های اخیر برداشت روزانه گاز ایران از قطر پیشی گرفته است.
از بحث فاز ۱۱ بگذریم، توسعه میدان بلال هم به شرکت پتروپارس واگذار شده است. با توجه به اتفاق‌های اخیر و قراردادهایی که قطری‌ها برای برداشت گاز و تولید ال‌ان‌جی در گنبد شمالی امضا کرده‌اند، تولیدی شدن این میدان که هدف آن هم تزریق به‌منظور فشارافزایی پارس جنوبی است، بسیار مهم است، لطفاً توضیح دهید پتروپارس هم‌اکنون چه فعالیت‌هایی را در این میدان انجام داده است؟
میدان بلال در گوشواره شرقی میدان گازی پارس جنوبی است، هنوز مطالعات این میدان قطعی و نهایی نشده است، اینکه آیا این میدان نفتی است یا گازی، آیا مشترک است یا خیر، یا برای نمونه بخش گازی آن مستقل است یا بخش نفتی آن. برای رسیدن به این منظور باید حفاری را انجام می‌دادیم که بعد از حفر چاه توصیفی و اکتشافی اولیه، بدانیم این میدان دارای چه ویژگی‌هایی است.
قرارداد میدان بلال در سال‌های گذشته با مجموعه پتروپارس امضا شد، نزدیک ۱۲ ماه هم درگیر این مسئله بودیم که بتوانیم دکل برای حفاری تأمین کنیم. خوشبختانه در تیرماه امسال قرارداد دکل بسته و عملیات حفاری در میدان بلال شروع شد؛ چیزی که به نظر می‌رسد میدان بلال ترکیبی از میدان گازی و نفتی است که احتمالاً بخش گازی آن مشترک و بخش نفتی آن مستقل است. به هر حال تا حفاری چاه توصیفی به پایان نرسد نمی‌توان نظر قطعی در این ارتباط داد. ما باید به لایه‌های K1 و K4 مخزن برسیم تا بتوانیم نظر بدهیم، گام نخست قرارداد بلال، شناسایی چاه اول و شناسایی مخزن موجود و تهیه MDP است که در حال انجام هستیم.
توسعه میدان مشترک فرزاد بی هم با شرکت پتروپارس سپرده شد. این میدان از پیچیده‌ترین میدان‌های گازی است، ضمن اینکه هندی‌ها هم به‌واسطه مطالعاتی که قبلاً در این میدان انجام داده بودند همچنان ادعاهایی در مورد میدان دارند، لطفاً بفرمایید هم‌اکنون مطالعات اولیه میدان در چه مرحله‌ای است و آیا هندی‌ها در دو سال اخیر خواهان بازگشت به میدان و توسعه میدان شده‌اند یا خیر؟
به جرأت می‌توانم بگویم میدان فرزاد از نظر پرفشار بودن، میزان H2S و ژئوتکنیک بستر یکی از پرچالش‌ترین میدان‌های گازی خلیج فارس است. یعنی هرگونه مشکل و چالشی که در این منطقه وجود داشته باشد در میدان فرزاد است، حتی برای بحث ژئوتکنیک بستر گمانه‌های اولیه زده شده برای تعیین ظرفیت باربری خاک بستر نشان‌دهنده وجود چالش جدی برای شمع‌هایی است که باید جکت مربوطه را نگه دارد. در هر حال می‌خواهم بگویم این میدان ملغمه بسیار پیچیده‌ای است.
پتروپارس متولی حفاری اولیه این میدان است تا به مطالعات طرح جامع MDP برسیم. در سال‌های گذشته مناقصه بین‌المللی برای انتخاب مشاور به‌منظور طراحی مفهومی برگزار شده بود که متأسفانه به‌دلیل تحریم‌ها مشاوران خارجی شرکت نکردند و ما از مشاور ایرانی برای بحث خشکی استفاده کردیم و به آنها تأکید شد که برای بحث دریایی از مشاور صاحب صلاحیت خارجی استفاده شود، اما موضوع میدان فرزاد B به‌واسطه چند موضوع به تأخیرهای زیادی دچار شده است، یکی همان بحث‌هایی که از گذشته بود و متولیان مختلفی آمدند و گفتند ما سرمایه‌گذاری می‌کنیم. اول فرزاد A بود و بعد فرزاد B شد، برای فرزاد A هم قرارداد یک جکت بسته شد و پیمانکار مربوطه جکت مربوطه را هم ساخت، چند سال هم در یارد خودش این جکت بلااستفاده ماند.
پتروپارس مکاتبات متعددی به‌واسطه مشترک بودن میدان و حساسیت آن انجام داد، مبنی بر اینکه به‌طور حتم باید پروژه فرزاد B را انجام دهیم. شرکت ملی نفت مصوبه دیگری ابلاغ کرد مبنی بر اینکه از جکت فرزاد A در فرزاد B استفاده کنیم، منتهی به‌واسطه تفاوت‌های زیاد بین دو موقعیت هم از لحاظ عمق آب، شرایط بستر، میزان رایزرها و... باید تغییراتی در جکت فرزاد A انجام می‌دادیم تا با مشخصات جکتی که قرار بود در فرزاد B حفاری کند هماهنگ شود، اما انجام این کار هم زمان زیادی خواهد برد و هم هزینه زیادی خواهد داشت.
چقدر زمان می‌برد و هزینه تحمیل می‌کند؟
حدود یک سال طول می‌کشد تا تصحیح با شرایط موجود انجام و در مکان فرزاد B مستقر شود، هزینه آن هم حدود ۵ تا ۷ میلیون دلار خواهد شد، البته پتروپارس برای رسالت فنی و تخصصی و حرفه‌ای خود، حدود یک ماه پیش به شرکت ملی نفت پیشنهاد کردیم از جکت فرزاد A برای حفاری در میدان آرش استفاده شود زیرا میدان آرش فشار گاز آن بسیار پایین‌تر و حتی H۲S آن از فازهای پارس جنوبی هم کمتر است و عمق آب در آنجا هم با عمق آب در میدان فرزاد A نزدیک است. به شرکت ملی نفت هم اعلام کردیم اگر قرار باشد بهسازی را روی جکت فرزاد A برای انتقال به فرزاد B انجام دهیم هم به لحاظ زمانی و هم مبلغی هزینه زیادی خواهد برد، اما با یک بهسازی کوچک می‌توانیم با رقمی کمتر از عدد قبلی این جکت را در یک بازه زمانی ۴ تا ۶ ماه برای میدان آرش آماده کنیم. ما خودمان را سرباز نظام می‌دانیم به همین دلیل این پیشنهاد را مطرح کردیم.
در فرزاد بی چه اقدام‌هایی را هم‌اکنون انجام می‌دهید؟
فعلاً در حال مطالعات مفهومی، تهیه مدارک مهندسی لازم و موضوعات مربوط به هماهنگ‌سازی جکت فرزاد «ای» برای موقعیت فرزاد «بی» هستیم، اما باید بگویم که میدان فرزاد بی به‌ویژه در بخش مطالعات با تأخیر مواجه شده است.
تعهد شما در میدان مشترک فروزان که مشترک با عربستان است افزایش ۱۲ هزار بشکه‌ای تولید از این میدان بود، هم‌اکنون پروژه در چه مرحله‌ای است؟
این میدان جزو بسته ۲۸ میدانی است که شرکت ملی نفت ایران مناقصه آن را برگزار کرد و کنسرسیوم پتروپارس و مبین‌سازه برنده مناقصه شدند. این میدان، تنها میدان نفتی دریایی است که الان دو دکل در آنجا در حال فعالیت هستند. در این میدان بعد از چهار سال که هیچ تولیدی در آن نشده بود، انتهای فروردین‌ماه امسال موفق شدیم یک چاه را به مدار تولید رسانده و به شرکت نفت فلات قاره تحویل دهیم، چنانچه مشکلی پیش نیاید در آینده نزدیک عملیاتی خواهد شد.
در خصوص توسعه یکپارچه میدان آزادگان توضیح دهید، با توجه به اینکه پتروپارس هم‌اکنون نقش پیمانکار عمومی (GC) این میدان را در بخش جنوبی برعهده دارد.
ایده و اندیشه توسعه یکپارچه میدان تفکری درست و منطقی بود که از سوی شرکت ملی نفت و وزارت نفت تبیین و اجرایی شد. استفاده ظرفیت بانک‌ها برای تأمین نقدینگی طرح نشان از مهم بودن این میدان مشترک نفتی با همسایه عزیزمان یعنی عراق است. هدایت و انتقال دادن سرمایه‌های سرگردان و نقدینگی در اختیار مردم به سمت توسعه و ساخت زیرساخت‌ها و ظرفیت‌های تولیدی و ارزش‌آفرین یکی از دستاوردهای بسیار مهم این طرح است.
حفاری ۳۵ حلقه چاه در میدان آزادگان جنوبی هم‌اکنون در چه مرحله‌ای است؟
ما در میدان آزادگان جنوبی پیمانکار عمومی شرکت متن هستیم، اصلی‌ترین کاری که الان راهبری می‌کنیم حفاری چاه است که دو پیمانکار تدبیر و دانا آن را انجام می‌دهند. تا بهمن‌ماه سال ۱۴۰۰، چهار دکل در منطقه فعال بود و انتهای پارسال سه دکل دیگر اضافه کردیم، به این ترتیب اکنون هفت دکل حفاری در میدان آزادگان جنوبی مستقر شده و در حال حفاری چاه است. برنامه اولیه این بود که شهریورماه ۱۴۰۲ تعداد ۳۵ چاه را به تولید برسانیم که بر اساس برنامه‌ای که تدوین کردیم تا انتهای سال ۱۴۰۱، این چاه‌ها را حفاری کنیم و به تولید می‌رسانیم.
جدای از حفاری چاه‌ها باید خطوط لوله‌های جریانی نیز اجرا و شبکه مربوطه تکمیل شود، همچنین جاده‌های دسترسی این چاه‌ها به پدهایی که باید دکل‌ها روی آن قرار بگیرد احداث شود. پیمانکاران این بخش در قراردادهایشان دچار مشکلاتی بودند که شکر خدا طی این مدت برطرف شد و با سرعت و کیفیت لازم در حال فعالیت هستند.
ساخت CETP هم به‌عهده شرکت پتروپارس است، این پروژه هم هم‌زمان با تکمیل و تولیدی شدن چاه‌ها باید پیش رود تا نفت تولیدی آزادگان جنوبی در این مرکز فرآورش شود، ساخت این مرکز هم‌اکنون در چه مرحله‌ای است؟
مرکز فرآورشی ۳۲۰ هزار بشکه‌ای آزادگان جنوبی یکی از مراکز فرآورش عظیم در منطقه است که قرار بود این پروژه ۳۰ ماهه تمام شود که در ماه ۲۵، یعنی انتهای دی‌ماه ۱۴۰۰ پروژه با تأخیر بسیار زیادی روبه‌رو بود. حدود ۷۵ درصد سهم این پروژه، خرید کالا است که ۱۴۰ بسته کاری دارد، برخی اقلام و کالاها زمان طولانی برای ساخت و تحویل خواهد برد مثل کمپرسور و سیستم کنترل و غیره وقتی این کالاها را سفارش‌گذاری می‌کنید زمانی طولانی خواهد گرفت تا این اقلام ساخته شود. برنامه‌ای که با شرکت ملی نفت نهایی کردیم این است که پروژه شهریورماه ۱۴۰۲ تکمیل شود.
پس چاه‌های میدان آزادگان که انتهای سال ۱۴۰۱ تکمیل و تولیدی می‌شود، نفت را چطور قرار است فرآورش کنید؟
برای ۶ ماهی که در عمل تولید اتفاق می‌افتد سه گزینه بررسی شد، نخست استفاده از ظرفیت خالی فرآورشی که در مناطق نفت‌خیز جنوب است. دوم استفاده از تجهیزات فرآورشی سیار (SKKID MOUNTED) موجود در آزادگان و سوم اینکه از سوی شرکت ملی نفت به ما تکلیف شده است که ظرفیت تجهیزات فرآورشی سیار را که در کشور، در منطقه خاورمیانه است شناسایی و پس از بررسی و ارزیابی آنها، هرچه سریع‌تر موارد را با آنها نهایی کنیم.
اردیبهشت‌ماه ۱۳۹۹ قرارداد طرح احداث پتروشیمی دهدشت را هم امضا کردید، هم‌اکنون پروژه در چه مرحله‌ای است؟
هدف از اجرای این طرح تولید سالانه ۳۰۰ هزار تن پلی‌اتیلن سنگین ( HDPE) در مدت زمان ۳۶ ماه است، قرارداد هم به‌صورت EPC است که با کارفرمایی هلدینگ خلیج فارس و مشارکت پتروپارس و شرکت مشاوره سازه اجرا می‌شود. در برآورد قیمتی به دلایل مختلف عدد پایینی ارائه شد، به همین دلیل بخش اجرایی پروژه دست‌خوش تغییرات زیادی شد، در تفاهم با شرکت مشاور چالش‌هایی داشتیم زیرا بعد از اینکه قرارداد ابلاغ شد در جابه‌جایی سهم‌ها و خریدها اتفاق‌هایی افتاد که خیلی برای مجموعه ما مناسب نبود، قرار بود یک LC به میزان ۵۷ میلیون یورو از سوی مجموعه کارفرمایی تأمین شود که به دلایل مختلف دچار مشکل شد، طی یکی دو ماه اخیر نشست‌های متعدد و مستمری با مجموعه سازه و کارفرما برگزار و تفکیک کاری و تقسیم کاری دقیقی میان شرکت پتروپارس و نارگان انجام شد، حتی بخشی از پرداخت‌ها خارج از LC از طریق ظرفیت‌هایی که در مجموعه پتروپارس بود، انجام شد. الان هم در حال رایزنی برای باز شدن LC جدید هستیم. فکر می‌کنم طی چند ماه آینده شاهد پیشرفت‌های خوبی در پتروشیمی دهدشت باشیم. تا حالا پیشرفت‌های مناسبی نداشتیم و بنده هم از روند اجرای پروژه بسیار گله‌مندم.
در سفری که وزیر نفت اوایل امسال به آمریکای لاتین داشت گویا قرار شده است پتروپارس با ونزوئلایی‌ها و کوبایی‌ها همکاری‌هایی داشته باشد، حیطه همکاری شما بیشتر در چه بخش‌هایی است؟
پیرو سفری که وزیر نفت به آمریکای لاتین داشت، پتروپارس را برای فعالیت در ونزوئلا و کوبا نامزد کردند. پتروپارس تجربه فعالیت در ونزوئلا را دارد و از سال ۲۰۰۵ تا ۲۰۱۲ مطالعه چند میدان را انجام داده است. اسدروبال چاوز، مدیرعامل شرکت ملی نفت ونزوئلا (پدوسا) در مدت زمان حضور در تهران و در نشست با مدیران پتروپارس طی ماه‌های گذشته اعلام کرد مطالعاتی که پتروپارس انجام داده در یک رده‌بندی بین‌المللی با سایر شرکت‌های بزرگ و بین‌المللی رقابت بسیار خوبی داشته است. یعنی کاری که ما در ونزوئلا انجام دادیم کاملاً در کلاس بین‌المللی بود، این خیلی خوب است و از طرف دیگر کار را برای ما سخت می‌کند، چون توقع مجموعه‌های بیرونی از پتروپارس خیلی بیشتر شده و کار ما سخت‌تر خواهد شد چون باید کیفیت کارمان را بالا ببریم.
ما با مدیران شرکت ملی نفت ونزوئلاست (PDVSA) و اتحادیه نفت و گاز کوبا (CUPET) نشست‌های مستمری داشتیم، از طرف ونزوئلا گزارش ظرفیت‌های سرمایه‌گذاری در حوزه بالادستی و پایین‌دستی و توسعه پالایشگاه‌ها را دریافت کردیم. تیم پتروپارس آن را مطالعه و پروپوزالی را با رویکرد توسعه میدان‌های خشکی و تولید نفت سبک تا نیمه‌سنگین تهیه کرد و به آنها ارائه داد. البته آنها خواهان به‌روزرسانی تعدادی از پالایشگاه‌های خود بودند که پیشنهادهای مربوطه را نیز ارائه کردیم.
بر اساس شیوه‌نامه‌ای که با ونزوئلا داریم بعد از اینکه پروپوزال‌های اولیه را با هم رد و بدل کردیم باید دو سند را با هم نهایی کنیم، سند قرارداد محرمانگی و دیگری هم توافق‌نامه کلی. دو سند از طرف ونزوئلا به ما ارائه شد و ما هم دیدگاه‌های خودمان را دادیم و سپس یک کمیته راهبری تشکیل می‌شود که سه نفر از سمت ونزوئلا و سه نفر از سمت شرکت پتروپارس حضور خواهند داشت.
طرف قرارداد ونزوئلا شرکت ملی نفت است یا شرکت پتروپارس؟
طرف قرارداد ونزوئلا، شرکت پتروپارس است، اما ما پشتوانه وزارت نفت و شرکت ملی نفت را داریم. یعنی در عمل نماینده شرکت ملی نفت و وزارت نفت هستیم. ونزوئلا کشور بسیار ثروتمندی است، تقریباً تحریم‌هایش لغو شده و صادرات نفت هم به اروپا دارد. ما هم با ونزوئلا اشتراک راهبردی داریم.
همکاری شما با کوبایی‌ها به چه صورتی است؟
درباره کوبا سه نشست در شرکت پتروپارس با قائم مقام اتحادیه نفت و گاز کوبا داشتیم، دو نشست ویدیوکنفرانسی کارشناسی و تخصصی داشتیم، درباره کوبا باید بگویم که سطح دانش و تخصصی در کوبا در بخش نفت نسبت به ونزوئلا پایین‌تر است، به همین دلیل آنها خیلی علاقه‌مند هستند که دوره‌های آموزشی برای آنها برگزار کنیم، ما هم پیشنهادمان را در این ارتباط داده‌ایم.
تفاوت کوبا با ونزوئلا این است که پیشنهاد کوبا پیشنهاد مطالعات برای رسیدن به شناسایی میدان‌هاست، در صورتی که در ونزوئلا میدان‌های شناسایی شده و باید توسعه یابند. در واقع همکاری ما با کوبایی‌ها مطالعات برای شناسایی میدان‌ها برای توسعه است در صورتی که با ونزوئلایی‌ها مطالعات انجام شده و در فاز توسعه هستیم.
با توجه به تفاهم‌نامه ۴۰ میلیارد دلاری که میان شرکت ملی نفت ایران و گازپروم امضا شده، آیا قرار است با روس‌ها هم در این زمینه همکاری کنید؟
متولی همکاری با روس‌ها شرکت ملی نفت ایران است، طبیعتاً پتروپارس به‌عنوان یکی از بازوهای اجرایی شرکت ملی نفت درگیر این پروژه‌ها خواهد شد. تدبیر شرکت ملی نفت در امضای تفاهم‌نامه با طرف روس که در تاریخ صنعت نفت سابقه نداشته، ستودنی است و با این ریل‌گذاری فرصت مناسبی را برای استفاده از ظرفیت شرکت‌های خارجی در تأمین مالی و فناوری‌های خاص آنها، همچنین انتقال فناوری فراهم ساخته و به امید خدا برای نهایی شدن این تفاهم‌نامه به قرارداد، تدابیر مناسب و لازم و حرفه‌ای از سوی شرکت ملی نفت اتخاذ شده است.
در این تفاهم‌نامه قرار است روس‌ها در تعدادی از میدان‌های گازی و نفتی مشترک سرمایه‌گذاری کنند که ایجاد یک اشتراک راهبردی و بلندمدت می‌تواند ضامن تولید بیشتر و ایجاد ارزش و کارآفرینی در مملکت شود.
شرکت پتروپارس هم‌اکنون به‌صورت ارزی و ریالی چقدر پروژه در حال اجرا دارد؟
هم‌اکنون قراردادهایی که جاری است بین ۱۰ تا ۱۲ میلیارد دلار است، تعهد باقی‌مانده حدود ۵ تا هفت میلیارد دلار است. اگر سرجمع قراردادهایی که در پتروپارس وجود دارد و بخشی از آن هم سنواتی است را در نظر بگیریم چیزی حدود ۲۴ تا ۲۷ میلیارد دلار پروژه اجرا کردیم.
به‌عنوان پرسش پایانی آیا شرکت پتروپارس که هم‌اکنون پروژه‌های متعددی در دست اجرا دارد، ظرفیت اجرای پروژه‌های بیشتر را در آینده نزدیک دارد؟
ظرفیت‌های مغزافزاری پتروپارس به‌قدری بالاست که به تناسب پروژه‌های جدید ظرفیت ایجاد می‌کند، هرچند که اکنون هم ما با همه ظرفیتمان کار نمی‌کنیم و ظرفیت خالی برای اجرای پروژه داریم. یکی از راهبردهای شش‌گانه‌ای که برای شرکت تدوین کردم توسعه مشارکت‌های راهبردی برای توسعه سبد پروژه‌ها بود. اکنون با هلدینگ خلیج فارس توافقنامهای برای توسعه میدان‌های گازی امضا کردیم. هلدینگ خلیج فارس به خوراک گازی برای مجموعه‌های خود احتیاج دارد، آنها تجربه‌ای در توسعه میدان‌های گازی ندارند، اما پتروپارس این تجربه را دارد، پس می‌توانیم یک مشارکت هم‌افزا ایجاد کنیم. برای نمونه برای میدان‌های مارون (خامی) که از پرفشارترین میدان‌های ما هستند توافقنامهای برای توسعه آن امضا کردیم و قرار است خوراک آن را به هلدینگ خلیج‌فارس بدهیم تا در حوزه تکمیل زنجیره ارزش افزوده محصولات سبد پروژه پایین‌دستی تولید کند، این یعنی یک رویکرد راهبری توسعه مشارکت‌ها برای توسعه صنعت.
شرکت‌های پروژه‌محور به تناسب پروژه‌هایی که می‌گیرند ظرفیت ایجاد می‌کنند و وقتی پروژه خاتمه می‌یابد از ظرفیت‌ها در جاهای دیگر استفاده می‌کنند یا اینکه منقبض می‌شوند. ذات این شرکت‌ها انقباض و انبساط است. قرار نیست همیشه ۱۰ هزار نفر نیرو داشته باشیم، زمانی دو هزار نفر نیرو داریم و زمانی هم ۲۰ هزار نفر نیرو داریم. طی این مدت نیز با اضافه شدن پروژه‌ها به‌خصوص با اجرایی و عملیاتی شدن آنها خیلی جذب نیرو داشتیم.
انتهای پیام/.
https://naftara.ir/vdcg.z9trak97wpr4a.html
پربيننده ترين خبرها