به گززارش نفت دیلی، رهام قاسمی تاکید میکند: «به‌ویژه در شرایطی که طرف مقابل با همه توان و امکانات مشغول بهرهبرداری از این میدان مشترک است، نباید زمان را از دست داد».
وی در شرایطی که برخی اصرار دارند شرکتهای ایرانی متولی اصلی توسعه میدانهای بزرگی مثل آزادگان شوند، میگوید: «پتروایران به دلیل کمبود سرمایه، برای فعالیت به عنوان راهبر اصلی حتی در میدانهای متوسط و کوچک هم محدودیت دارد».
مرور اهداف و برنامههای شرکتهای ایرانی صاحب صلاحیت برای فعالیت در قالب اکتشاف و تولید (E&P) که پتروایران هم از جمله آنهاست، خالی از لطف نیست:
کار در طرح لایه نفتی چطور پیش می‌رود؟ به‌تازگی بازدیدی از FPSO داشتهاید؟
بله. هفته گذشته بازدیدی داشتم. الحمدلله اوضاع مرتب است. روزانه بهطور میانگین 25 هزار بشکه نفت تولید می شود. تولید تجمعی از مرز یک میلیون و 600 هزار بشکه گذشته است و احتمال می‌رود سومین محموله نفتی میدان به میزان حدود 500 هزار بشکه تا پایان هفته بارگیری میشود.
پتروایران به ادامه همکاری در فازهای بعدی توسعه این میدان هم تمایل دارد؟
بله. مایلیم به عنوان شریک ایرانی شرکت خارجی در فرآیند توسعه میدان همکاری کنیم. فاز یک، فاز توصیف مخزن بود و بر اساس اطلاعات خوبی که از مطالعه چاهها حاصل شد، برنامه فاز دوم و سوم توسعه در دستور کار است که بر پایه برآوردهای اولیه، تولید در فاز دوم به 80 هزار بشکه و در فاز سوم به 150 هزار بشکه در روز میرسد. البته فاز سوم به نتیجه برنامه توسعه در فاز دوم و تکمیل اطلاعات مخزن بستگی دارد.
به جز مرسک، شرکت بینالمللی دیگری هم برای توسعه لایه نفتی پیشقدم شده است؟
تا جایی که اطلاع دارم خیر. لایه نفتی، میدانی پیچیده و سرمایهبر است و هر شرکتی نمیتواند در این میدان عملکرد موفقی داشته باشد. در سمت کشور قطر هم ابتدا شرکتهای بزرگی آمدند و مطالعه کردند و گفتند اقتصادی نیست؛ اما مرسک آمد و گفت بر اساس تجربهای که در دریای شمال دارد میتواند نتیجه بگیرد و نتیجه گرفت. مرسک از کار در الشاهین تجارب خوبی دارد و توان این شرکت در حفاری چاههای چندشاخهای با لگهای طولانی تا بیش از 10 کیلومتر هم بسیار میتواند در توسعه لایه نفتی راهگشا باشد چراکه با استفاده از فناوریهای موجود در کشور، حداکثر نمیتوانیم بیش از سه کیلومتر حفاری مشابه انجام دهیم.
پس مهمترین محدودیت را فقدان فناوری میدانید؟
فناوری و سرمایه. لایه نفتی پارس جنوبی با ضخامت کم و سنگ مخزن سخت، از میدانهایی است که توسعه آن بدون شک به فناوریهای روزآمد دنیا نیاز دارد؛ به ویژه در شرایطی که طرف مقابل با همه توان و امکانات مشغول بهرهبرداری از این میدان مشترک است، نباید زمان را از دست بدهیم. از طرف دیگر، تامین منابع هم یکی از چالشهای اصلی ما در فرایند توسعه میادین است.
پتروایران اگر به عنوان شریک ایرانی انتخاب شود، چگونه ایفای نقش میکند؟
ما تجربه و اطلاعات خوبی از لایه نفتی داریم و هدفمان از همکاری با شرکتی بینالمللی در این میدان، انتقال فناوری و بهرهمندی از سرمایه خارجی برای پیشبرد اهداف توسعهای است. ببینید؛ ما در فاز نخست توسعه لایه نفتی، حدود 39 کیلومتر چاه زدیم و هزاران تن سازه دریایی نصب کردیم. FPSO را هم با حدود 10 هزار تن سازه ظرف 2 سال راهاندازی کردیم. بنابراین فکر میکنم حضور مرسک در این میدان مشترک، فرصت مغتنمی است و ما تمایل داریم به عنوان شریک ایرانی از این فرصت برای انتقال تجربیات و فناوری استفاده کنیم؛ اما انتظار داریم که شریک فعالی باشیم.
تداوم و افزایش تولید در لایه نفتی منوط به اقداماتی از جمله تزریق آب است. در این زمینه فکری شده است؟
درست است. اگر تزریق آب متناسب با تولید باشد، احتمال افزایش ضریب بازیافت از سه تا چهار درصد کنونی به حدود 10 تا 15 درصد وجود دارد. به این منظور مجوز حفاری سه حلقه چاه تزریقی را از هیئت مدیره شرکت ملی نفت ایران گرفتهایم؛ اما هنوز مشخص نیست که این عملیات در قالب فاز دوم توسعه بگنجد یا اینکه پتروایران این عملیات را عهدهدار شود. مدلسازیهای ما و تجربه مرسک در الشاهین نشان میدهد تولید در لایه نفتی به شدت به تزریق آب وابسته است.
اگر قرار شود این عملیات خارج از فرایند توسعه فاز دوم و به صورت مجزا از سوی پتروایران اجرایی شود، فکر میکنید ظرف چه بازه زمانی اجرایی شود؟
دکل ما آماده است و کالاهای مورد نیاز هم خریداری شده است. محدودیت چندانی نداریم و اگر اجازه کارفرما باشد، گمان میکنم این عملیات را بتوانیم طی 9 ماه اجرایی کنیم.
قصد ندارید در توسعه میدان یا میدانهایی به عنوان پیمانکار اصلی فعالیت کنید؟
ما تمایل زیادی داریم که روی استفاده از روشهای ازدیاد برداشت که شرکتهای ایرانی E&P کمتر در آن زمینه کار کردهاند، کار کنیم. تجربهاش را هم داریم. البته پروژههای ازدیاد برداشت، سرمایه قابل توجهی میخواهد و به تکنولوژیهای پیشرفتهای هم نیاز دارد؛ اما زنجیره مغفولی است که باید به داد آن رسید. امیدوارم بتوانیم در این حوزه البته باز هم نه به عنوان پیمانکار اصلی بلکه به عنوان شریک ایرانی فعالیت کنیم.
چه میدانی را برای این کار در نظر دارید؟
میدانهایی را انتخاب کردیم و مذاکراتی نیز انجام شد که پیشبرد این مذاکرات از تغییر دولت آمریکا تا حدودی تاثیر پذیرفت؛ اما همچنان موضوع را در دستور کار داریم. تولید مستمر و بهینه نفت در آینده به اعمال روشهای ازدیاد برداشت بستگی دارد و شرکت ملی نفت ایران هم با درک این مهم، از پروژههایی که در این زمینه باشد استقبال میکند. اولویت ما میدانهای سروش و نوروز است که تاکنون جلساتی را هم با محوریت افزایش ضریب بازیافت از این میدانها داشتهایم.
همانطور که میدانید شرکتهای اکتشاف و تولید ایرانی میتوانند در میدان های متوسط و کوچک به عنوان پیمانکار اصلی فعالیت کنند. دوباره میپرسم: پیمانکار اصلی پروژهای نخواهید شد؟
بله. شرکت ملی نفت ایران چنین امکانی را فراهم کرده است؛ اما ما سرمایه کافی برای فعالیت به عنوان پیمانکار اصلی نداریم. اما اگر میدان کوچک یا متوسطی باشد و فاینانسور قابل اعتمادی هم پیدا شود، از توسعه میدانهای در قالب EPCF استقبال میکنیم.
همانگونه که میدانید، شرکتهایE&P ایرانی باید فعالیتهای خود را صرفا بر حوزه اکتشاف و تولید متمرکز و سایر فعالیتهای جاری را متوقف کنند. پتروایران در این زمینه قدمی برداشته؟
زمانی میتوان این انتظار را از شرکتهای E&P داشت که آنها در قالب اکتشاف و تولید بکار گرفته شوند. بله؛ اگر چنین اتفاقی بیفتد، پتروایران تنها به عنوان شرکت اکتشاف و تولید فعالیت میکند و شرکت حفاری ما به صورت مجزا به ارائه خدمات حفاری میپردازد و در مناقصههای مختلف حوزه حفاری شرکت میکند.
امیدوارم روزهای پرکاری پیش رو داشته باشید.
امید پتروایران به تعیین تکلیف فاز دوم توسعه لایه نفتی پارس جنوبی است تا با آغاز فرآیند توسعه این فیلد مشترک و در صورت همکاری ما به عنوان شریک ایرانی، شرکت جان تازهای بگیرد.
