قدس آنلاین: پس از روی کارآمدن دولت یازدهم، وزارت نفت از ماه‌های ابتدایی با هدف جلب سرمایه‌گذاری خارجی در بخش بالادست صنعت نفت، کارگروهی جهت تدوین نسل جدید قراردادهای بالادست زیر نظر سیدمهدی حسینی که به بیژن زنگنه بسیار نزدیک بود، شکل داد.

در نهایت این تلاش‌ها منجر به شکل‌گیری نمونه اولیه قراردادهای موسوم به IPC انجامید. یکی از اشکالات عمده که کارشناسان در آن مقطع زمانی به این شکل از قراردادها وارد می‌دانستند، واگذاری اختیار بهره‌برداری میدان به مدت ۲۵ سال به شرکت‌های خارجی، علیرغم تجربه بیش از یکصد ساله بهره‌برداری از میادین نفتی در صنعت ملی نفت ایران بود.

با فشار افکار عمومی و کارشناسان صنعت نفت، تغییراتی بر روی نمونه‌های اولیه این قراردادها توسط هیئت وزیران انجام شد. یکی از این تغییرات مربوط به تغییر مشمولیت قراردادهای IPC از میدان‌های نفتی کم‌ریسک به میادین نفت با ریسک بالاتر (میادینی که ضریب بازیافت آنها زیر ۲۰ درصد می باشد) بود.

البته با امضای برجام و نهایی شدن شکل قراردادهای IPC، فرصت خوب جذب سرمایه‌گذاری‌های خارجی به آن صورت که مسئولین وزارت نفت انتظار داشتند، حاصل نشد و آنها تنها مجبور به عقد قراردادهایی با شرکت‌های نه چندان مطرح خارجی با مشارکت شرکت‌های داخلی شدند.

از جمله این قراردادها که اخیرا نهایی شده است، قراردادهای سرمایه‌گذاری و توسعه میادین چشمه خوش، دالپری و پایدار شرق که در حوزه شرکت نفت مناطق مرکزی ایران هستند که تحت قراردادهای IPC منقعد شده است.

۱- میدان چشمه خوش (مخازن آسماری و بنگستان): میدان چشمه خوش براساس آخرین مطالعات تایید شده توسط شرکت ملی نفت (مطالعات شرکت اسپانیایی Cepsa)، با ۲۲۴۰ میلیون بشکه نفت درجا و با ضریب بازیافت اولیه ۱۹ درصد، یکی از میادین اصلی تولید نفت در شرکت نفت مناطق مرکزی است.

بر اساس آخرین آمار تا پایان بهمن ماه ۹۹ تولید تجمعی از این میدان ۴۶۰.۲ میلیون بشکه بوده که نشان می‌دهد ضریب بازیافت از این میدان تاکنون ۲۱ درصد می‌باشد. متوسط تولید نفت از این میدان در سال‌های ۹۵ و ۹۶ به ترتیب ۷۳.۸ و ۷۳.۳ هزار بشکه در روز بوده است. این میدان شامل دو مخزن اصلی آسماری و بنگستان می‌باشد.

براساس آخرین مطالعات تایید شده در کمیته مشاورین مخازن در شرکت ملی نفت، در مطالعه شرکت خارجی فقط طرح غربالگری برای سناریوهای مختلف این میدان انجام شده است، ولی علی‌رغم موفقیت‌آمیز بودن سناریوهای مختلف تزریق امتزاجی، انجام پروژه‌های ازدیاد برداشت در چشمه‌خوش به روش تزریق امتزاجی در شرح کار قرارداد IPC با شرکت خارجی در نظر گرفته نشده است.

نکته جالب توجه اینکه قبل از انعقاد قرارداد با شرکت خارجی، پیشرفت پروژه تزریق گاز به میدان چشمه خوش (آسماری) ۹۰ درصد بوده است ولی با انعقاد قرارداد این پروژه به حال خود رها شده است.

لازم به ذکر است بر اساس مصوبه هیئت مدیره شرکت ملی نفت ایران در سال ۱۳۸۲ با توجه به نتایج مطالعات شرکت اسپانیایی Cepsa با نصب و راه‌اندازی تاسیسات جمع‌آوری گازهای همراه میادین پایدار غرب پایدار شرق و دالپری و تزریق به صورت امتزاجی، ضریب بازیافت مخزن آسماری میدان چشمه‌خوش تا ۳۳ درصد افزایش خواهد یافت.

علیرغم خرید کمپرسور برای تزریق گاز و نصب تجهیزات و همچنین انجام پروژه مطالعات آزمایشگاهی توسط پژوهشگاه صنعت نفت، این آزمایشات توسط شرکت خارجی مورد بررسی و مطالعه قرار نگرفته است.

۲- میدان دالپری (مخزن سروک): میدان دالپری بر اساس آخرین مطالعه که توسط شرکت IPAC در سال ۱۳۸۹ انجام شده است، دارای ۳۶۷ میلیون بشکه نفت درجا در مخزن سروک می‌باشد. این مخزن از نوع کربناته بوده و دارای شکستگی‌های طبیعی گسترده در سراسر مخزن است.

بهترین سناریو برای حداکثرسازی برداشت از میدان بر اساس آخرین مطالعات تزریق گاز در این مخزن معرفی شده که می‌تواند ضریب بازیافت از میدان را تا ۳۲ درصد افزایش دهد، ولی در این میدان نیز علیرغم وجود مطالعات، پروژه تزریق گاز توسط شرکت خارجی در نظر گرفته نشده است.

۳- میدان پایدار شرق (مخازن آسماری و بنگستان): میدان پایدار شرق با دو مخزن اصلی آسماری و بنگستان در حوزه شرکت نفت مناطق مرکزی ایران قرار دارد. میزان نفت درجای مخزن آسماری پایدار شرق بر اساس آخرین مطالعات صورت گرفته توسط شرکت نروژی سینتف به میزان۸۳۷ میلیون بشکه گزارش گردیده که پیش‌بینی می‌شود از این میزان تاکنون ۸.۸ میلیون بشکه نفت استحصال گردیده است که نشان از ضریب بازیافت اولیه ۱ درصد در میدان می‌دهد.

طبق آخرین مطالعات شرکت ملی نفت، بهترین سناریو برای توسعه این میدان، حفر چاه‌های جدید و نصب پمپ‌های درون چاهی است که پس از اجرای سناریو بهینه، ضریب بازیافت میدان پایدار شرق تا حدود ۹ درصد افزایش خواهد یافت.

*اذعان کمیته مشاورین مدیریت مخازن بر عدم تایید طرح شرکت خارجی

طرح توسعه پیشنهادی شرکت خارجی طرف قرارداد IPC این میادین برای توسعه میادین چشمه خوش، دالپری و پایدار شرق در جلسه ۹۷/۷/۲۵ کمیته مشاورین مدیریت مخازن شرکت ملی نفت ایران بررسی گردید و بر اساس صورتجلسه رسمی (نامه شماره م ب ت/۳۵۱۴۵۱ مورخ ۱۳۹۷/۷/۲۹) هیچ کدام از طرح‌ها و خط پایه‌های تولیدی ارائه شده توسط شرکت خارجی در کمیته مشاورین مورد تایید قرار نگرفته است.

اما در این مصوبه ذکر شده است که به دلیل شرایط خاص بین‌المللی و لزوم استفاده از سرمایه‌گذاری‌های خارجی، همکاری با شرکت خارجی مذکور در صورت ارائه محورهای اصلی توسعه توسط شرکت ملی نفت ایران و اجرا توسط آن شرکت امکان‌پذیر خواهد بود. این در حالی است که طرح توسعه و برآورد مالی شرکت خارجی با برنامه‌های توسعه‌ای شرکت نفت مناطق مرکزی ایران تفاوت‌های فاحشی دارد.

*اختلاف فاحش سناریوهای تولید نفت شرکت خارجی با ارقام واقعی

همانطور که گفته شد، طرح شرکت خارجی برای توسعه این میادین به دلایل ذکر شده توسط کمیته مشاورین مدیریت مخازن شرکت ملی نفت موردتایید قرار نگرفت، اما این کمیته با تکه و تاکید بر ضرورت جذب سرمایه و با شرط رعایت محورهای اصلی برنامه توسعه شرکت نفت مناطق مرکزی، به انعقاد این قرارداد رضایت داد.

در جدول ۱ مقایسه سناریوهای ارائه شده توسط شرکت نفت مناطق مرکزی و شرکت خارجی و تولیدات تجمعی در اثر اجرای سناریوهای پیشنهادی برای توسعه این سه میدان انجام شده است.

جدول ۱

همانطور که در جدول ۱ قابل مشاهده است، سناریو پایه و افزایش تولید شرکت نفت مناطق مرکزی برای تولید تجمعی ۱۰ساله به ترتیب ۲۵۲.۶ و ۳۸۴ میلیون بشکه است درحالیکه در سناریو شرکت خارجی این ارقام ۱۷۲.۱ و ۳۳۴.۸ میلیون بشکه در نظر گرفته شده است که تفاوت‌های فاحشی دارند. نکته جالب توجه اینکه این شرکت خارجی هیچ برنامه‌ای برای تولید از مخزن بنگستان میدان پایدار شرق ندارد.

*آیا شرکت خارجی طرف قرارداد IPC به دنبال هزینه‌تراشی است؟ 

موضوع بعدی که در این قرارداد باید مورد توجه قرار گیرد مربوط به اقتصاد پروژه است. بر اساس طرح توسعه میادین سه‌گانه که با روش EPCF از طرف شرکت نفت مناطق مرکزی ایران (نامه شماره ۹۲۶۱۲ مورخ ۲۴/۱۱/۹۷) کل هزینه‌های مربوط به توسعه این سه میدان (CAPEX) به شرح ذیل است (جدول ۲).

جدول ۲- محاسبات شرکت ملی نفت درباره هزینه توسعه و درآمد

طبق گزارش شرکت ملی نفت در سال ۹۸، مجموع هزینه‌های مستقیم برای توسعه این میادین معادل ۳۶۷ میلیون دلار محاسبه شده است ولی شرکت خارجی هزینه‌ای معادل (CAPEX) ۸۶۴ میلیون دلار برای توسعه (بدون در نظر گرفتن میدان پایدار شرق-بنگستان) برآورد کرده است که بیش از دو برابر رقم شرکت ملی نفت است.

لازم به ذکر است این شرکت خارجی، برای هزینه‌های بهره‌برداری (OPEX) این میادین مجموعا برای ده سال ۱.۲۵ میلیارد دلار برآورد کرده است، درحالیکه طبق محاسبات شرکت نفت مناطق مرکزی ایران، این هزینه‌ها حدود ۱۰۰ میلیون دلار برای ده سال برآورد شده است.

* ۱۶۰ میلیون دلار تشویقی به خاطر هیچ!

از سوی دیگر همانطور که در جدول ۱ قابل مشاهده است؛ با توجه به اینکه در پیش‌بینی برنامه تولید این میادین، دبی تولیدی خط پایه شرکت خارجی کمتر از دبی تولیدی واقعی (خط پایه شرکت نفت مناطق مرکزی ایران) است، افزایش دبی تولیدی به خط پایه کنونی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران توسط شرکت خارجی می‌تواند، عایدات مالی زیادی بدون هیچ اقدامی برای آن شرکت داشته باشد. با توجه به پتانسیل بالای چاه‌های میدان چشمه‌خوش، با توسعه و راه‌اندازی تاسیسات نمک‌زدایی به صورت محدود، شرکت خارجی به تولید اولیه تثبیت شده (FTP) خواهد رسید.

به بیان ساده با توجه به اینکه میزان تولید خط پایه شرکت خارجی کمتر از خط پایه واقعی است، این شرکت به راحتی می‌تواند به تولید نفت معادل خط پایه خود برسد و بعد از هر چه نفت تولید کند، طبق قرارداد با عایدات مالی یا به اصطلاح تشویقی مواجه می‌شود، درحالیکه این تشویقی به دلیل افزایش تولید بلکه به خاطر پایین در نظر گرفتن خط پایه تولیدی نسبت به رقم واقعی تولید نفت از این میادین بوده است.

با فرض حداقل ۲ دلار به ازای هر بشکه نفت مازاد بر خط پایه به عنوان تشویقی که رقم معقولی محسوب می‌شود، افزایش تولید از خط پایه شرکت خارجی به خط پایه شرکت نفت مناطق مرکزی (با توجه به اختلاف تولید تجمعی ۸۰ میلیون بشکه بین دو خط پایه) حدود ۱۶۰ میلیون دلار سود بدون هیچ سرمایه‌گذاری و اقدامی در مدت ۱۰ سال برای شرکت خارجی به همراه خواهد داشت.

توجه داشته باشید که تولید نفت با خط مبنای شرکت نفت مناطق مرکزی ایران هزینه چندانی برای این شرکت نخواهد داشت ولی درآمدی معادل ۱۶۰ میلیون دلار به همراه دارد.

*هزینه قرارداد IPC، حدود ۵ برابر رقم واقعی برای ایران آب میخورد

مقایسه برنامه ارائه شده از طرف شرکت خارجی جهت توسعه میادین با برنامه شرکت ملی نفت ایران نشان دهنده تفاوت فاحش در میزان برداشت طی برنامه ده ساله افزایش تولید، خط پایه، هزینه و درآمد، برداشت صیانتی از مخازن (عدم توسعه مخزن کربناته میدان چشمه خوش و تاخیر قابل توجه در اجرای طرح پایلوت تزریق گاز در برنامه شرکت خارجی)، توسعه مخازن توسعه نیافته(مخزن بنگستان پایدار شرق) می‌باشد.

در جدول ۳ خلاصه‌ای از تفاوت‌های تولیدی و هزینه اجرای طرح‌های توسعه مابین شرکت نفت مناطق مرکزی ایران و شرکت خارجی ارائه می‌شود.

جدول ۳

همانطور که در جدول ۳ قابل مشاهده است، طبق محاسبات شرکت نفت مناطق مرکزی می‌توان تنها با صرف هزینه ۴۶۵ میلیون دلار، تولید تجمعی از این سه میدان را به ۳۸۴ میلیون بشکه رساند ولی شرکت خارجی قرار است با صرف هزینه ۲.۸ میلیارد دلار صرفا تولید تجمعی را به رقم ۳۳۴ میلیون بشکه برساند. به بیان دیگر هزینه تمام شده برای توسعه این سه میدان در قالب قرارداد IPC با شرکت خارجی، حدود ۵ برابر هزینه واقعی است.

طبق آخرین اطلاعات به دست آمده، در حال حاضر این قرارداد با شرکت خارجی منعقد شده است، ولی هنوز تاسیسات به این شرکت برای شروع عملیات واگذار نشده است.

بیژن زنگنه وزیر نفت روز گذشته در آیین بهره‌برداری از سه طرح ملی صنعت نفت به این موضوع اشاره کرد و گفت: «اقدام‌های گسترده‌ای در زنجیره فعالیت‌های نفت، گاز و پتروشیمی در استان ایلام در حال اجراست. از جمله مهم‌ترین این طرح‌ها افزون بر طرح توسعه میدان آذر، می‌توان به توسعه ۶ میدان نفتی آبان، پایدار غرب، چنگوله، چشمه‌خوش، دالپری و پایدار شرق در قالب الگوی جدید قراردادهای نفتی اشاره کرد».

*فراموش‌کاری وزارت نفت درباره اولویت توسعه میادین مشترک

همانطور که اشاره شد در سه میدان چشمه خوش، دالپری و پایدار شرق، طرح شرکت خارجی به هیچ وجه از منظر فنی و اقتصادی قابل توجیه نیست که این موضوع توسط کمیته مشاورین مدیریت مخازن شرکت ملی نفت نیز اذعان شده است. حال به همه این اوصاف چه اصراری وجود دارد که توسعه این سه میدان به یک شرکت خارجی سپرده شود، وقتی حتی این سه میدان جز میادین مشترک ما نیز نیستند. در این راستا ذکر چند نکته الزامی است:

با توجه به اینکه میادین چشمه خوش، دالپری و پایدار شرق جزو میادین مشترک نمی‌باشند، سرمایه‌گذاری در این میادین و آنهم با این شرایط خاص، اولویت قابل قبولی را برای توسعه این میادین در شرکت ملی نفت ایران ندارد و بدنه کارشناسی شرکت ملی نفت پیشنهاد کرده است سرمایه‌گذاری با این حجم و توسط شرکت خارجی به میادین مشترک توسعه نیافته غرب کارون (مهر، سهراب، خرمشهر، خرمشهر جنوبی، مینو و اروند) که جزو تاکیدات وزیر نفت در برنامه ارائه شده به مجلس شورای اسلامی نیز بوده است منتقل گردد.

همچنین به دلیل اینکه تولید تجمعی دو میدان از این بسته ۳ میدان، بیش از ۲۰ درصد حجم درجا می‌باشد (ضریب بازیافت آن بیش از ۲۰ درصد است)، واگذاری در قالب قرارداد IPC به هیچ عنوان قابل توجیه نبوده و حتی مغایر با مصوبه اجرایی دولت در خصوص شرایط عقد قراردادهای IPC است.

اخیراً در یک تصویب نامه صادره از سوی هیئت وزیران در دی ماه سال جاری (نامه شماره ۱۱۵۲۶۹/ت۵۸۲۴۳ ه مورخ ۱۰/۱۰/۱۳۹۹) توسعه، تولید، بهبود و افزایش ضریب بازیافت میدان نفتی دالپری در قالب قرارداد مستقل و یا در یک قرارداد همراه با سایر میادین با وجود ضریب بازیافت بیشتراز ۲۰ درصد مجاز شمرده شده است و این میدان (به همراه دیگر میادین) را از شرایط عقد قراردادهای IPC مستثنی کرده‌اند.

نکته جالب توجه اینکه قرارداد شرکت ملی نفت با شرکت خارجی در اواخر سال ۹۶ منعقد شده است ولی مصوبه مربوط به مستثنی شدن آن از شرایط عقد قراردادهای IPC مربوط به دی ماه امسال است. یعنی در یک اقدام شگفت‌انگیز اول قرارداد با شرایطی مخالف قانون منعقد شده و سپس برای حل اشکالات حقوقی آن دستور صادر شده است، درحالیکه تقدم و تاخر این دو موضوع طبعا برعکس است.

*شرکت خارجی مطالعات جامعی برای تولید از میادین انجام نداده است

با توجه به پتانسیل بسیار خوب و بالای میدان چشمه خوش عمده برنامه‌های ارائه شده توسط شرکت خارجی (محدود به حفاری جدید و بدون در نظر گرفتن برنامه‌های ازدیاد برداشت و تزریق گاز) صرفاً برای این میدان در نظر گرفته شده و برنامه خاصی برای توسعه دو میدان پایدار شرق (بنگستان) و دالپری ارائه نشده است.

به نظر می‌رسد واگذاری این دو میدان پوششی برای گنجاندن یک میدان با پتانسیل خوب در بسته قراردادی می‌باشد. یعنی دو میدان با وضعیت نامناسب نیز به این قرارداد اضافه شده است تا توجه افکار عمومی به سمت آورده‌های مالی میدان چشمه‌خوش جلب نشود و شرکت خارجی نیز برنامه جدی برای آن دو میدان ندارد.

همچنین مطالعات انجام شده توسط شرکت خارجی به صورتFast-Track  بوده و مطالعات جامعی (FFS) برای این سه میدان توسط شرکت خارجی انجام نشده است. به همین دلیل کارشناسان صنعت نفت پیشنهاد کرده‌اند با در نظر گرفتن مطالعات ژئوفیزیکی جدید، مطالعات جامع توسط یک شرکت معتبر و با نظارت کارشناسان زبده و حتی شرکت بهره‌بردار، حداقل بر روی میدان چشمه‌خوش صورت گرفته و برنامه توسعه میدان حاصل از MDP در شورای عالی مخازن مورد بررسی قرار گیرد.

در مجموع با توجه به اینکه هزینه توسعه شرکت خارجی طرف قرارداد IPC حدود ۵ برابر رقم واقعی است و برنامه تولید تجمعی آن نیز کمتر از حد انتظار است و همچنین با توجه به اینکه سه میدان چشمه خوش، دالپری و پایدار شرق میادین مشترک ایران نیستند، بهتر است اگر وزارت نفت اصراری به انعقاد قرارداد با این شرکت دارد حداقل بر میادین مشترک توسعه نیافته ایران متمرکز شود، زیرا انعطاف‌پذیری مالی با شرکت خارجی در میادین غیرمشترک هیچ توجیه قابل اتکایی ندارد.

انتهای پیام/