موقعیت نفت و گاز کشور در بازار‌های نفت و گاز جهان

● میزان ذخایر بالفعل و بالقوه نفت خام کشور و تاثیر تزریق گاز بر آن‌ها
میزان ذخایر «نفت خام در جای» کشور حدود ۴۵۰ میلیارد بشکه تخمین‌ زده می‌شود. از این میزان، تا پایان سال ۱۳۸۰ جمعا حدود ۵۴ میلیارد بشکه از مناطق خشکی و دریایی برداشت شده است.
میزان ذخایر بالفعل نفت خام کشور با توجه به ذخایر کشف شده جدید، حدود ۳۷ میلیارد بشکه است. این رقم بر اساس گزارش‌های ارائه شده از مناطق خشکی و اطلاعات نگارنده از مناطق دریایی است. ارقام رسمی ارائه شده با توجه به حجم میعانات گازی به حجم نفت خام بالقوه از حدود ۹۲ میلیارد بشکه تا ۱۳۰ میلیارد بشکه بوده است.
میزان ذخیره بالقوه نفت خام (برداشت ثانویه) کشور حدود ۵۰ میلیارد بشکه است. این رقم، حدود ۵ میلیارد بشکه نفت قابل بهره‌برداری- که در ۵۰ تاقدیس شناخته شده کوچک، واقع شده است- را شامل می‌شود که هنوز حفاری اکتشافی در آنها شروع نشده است؛ ۴۵ میلیارد بشکه دیگر نیز در مخازن نفتی شناخته شده واقع شده است.
تنها راه بالفعل نمودن حدود ۴۵ میلیارد بشکه نفت موجود در مخازن ایران تزریق گاز به میزان لازم و کافی در آنهاست. میزان گاز مورد نیاز جهت تزریق در این مخازن به منظور بالفعل نمودن این ذخایر، حدود ۲۰ میلیارد پای مکعب در روز است. چنین حجمی از گاز مورد نیاز را می‌توان از ذخایر پارس جنوبی، پارس شمالی (مخازن گاز کشف شده G و F واقع در خلیج فارس)، گازهای همراه که قسمت اعظم آن سوخته می‌شود و سایر مخازن گاز ایران تامین نمود. براساس محاسبات مهندسی مخازن انجام شده قبل و بعد از انقلاب، به ازای تزریق هر۵/۲ تا ۴ هزار پای مکعب گاز می‌توان یک بشکه نفت اضافی از مخازن نفتی ایران به دست آورد. (اختلاف بین ۵/۲ تا ۴ هزار پای مکعب مربوط به موقعیت هریک از این مخازن است)
بنابراین اگر قیمت نفت را حدود ۲۴ دلار برای هر بشکه فرض نماییم «قیمت‌ سایه‌ای» هزار پای مکعب گاز، حدود ۶ تا ۱۰ دلار است. قیمت گاز صادراتی ایران به ترکیه براساس قمیت نفت ۲۴ دلار، کمتر از ۳ دلار برای هزار پای مکعب در نظر گرفته شده است، ضمن آن که فاصله آن حدود ۱۰۰۰ کیلومتر دورتر از محل تزریق است. علاوه براین، باید به این نکته توجه کرد که گاز تزریقی برای نسل‌های آینده باقی خواهد ماند.
ملاحظه می‌شود که تزریق گاز در مخازن نفتی، با صرفه‌ترین نحوه استفاده از آن است. درعین حال، این روش از نظر اصول، تنها راه صیانت از مخازن نفتی و تبدیل نفت بالقوه به نفت بالفعل برای نسل‌های آینده کشور است.
● سیاست‌های تزریق گاز و مقایسه‌ای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان
ذخایر واقعی نفت عربستان حدود ۲۰۰ میلیارد بشکه است، در حالی که ذخایر نفت و گاز ایران ۳۷ میلیارد بشکه نفت بالفعل و ۵۰ میلیارد نفت بالقوه و حدود ۸۰۰ تریلیون پای مکعب گاز را شامل می‌شود. در نتیجه، مجموع حجم نفت و گاز ایران (براساس ۶ هزار پای مکعب گاز معادل یک بشکه نفت) حدود ۲۲۰=۱۳۳+۳۷+۵۰ میلیارد بشکه (معادل نفت خام) است. در صورتی که فرض شود ایران روزانه به طور متوسط ۵/۳ میلیون بشکه نفت و عربستان به طور متوسط روزانه حدود ۱۰ میلیون بشکه نفت بهره‌برداری می‌کند و در نتیجه در ۱۵ سال آینده، ذخایر نفت ایران در حدود ۲۰۱=۱۹-۲۲۰ میلیارد بشکه و ذخایر نفت عربستان حدود ۱۴۵=۵۵-۲۰۰ میلیارد بشکه خواهد بود.
ملاحظه می‌شود که در ۱۵ سال آینده، ایران در مقام اول و عربستان در مقام دوم از نظر ذخایر نفت و گاز در خاورمیانه خواهند بود. لازم به تذکر است ذخایر گازی که احتمالا در عربستان در فرآیند اکتشاف تولید خواهد شد. به مصارف داخلی، شامل تولید برق و تهیه آب آشامیدنی (شیرین سازی آب) خواهد رسید. ایران نیز امکان کشف ذخایر گازی جدید را داراست.
اعتبار سیاسی در منطقه بدون امکانات و توانایی اقتصادی ممکن نیست. از طرف دیگر تقاضای گاز در جهان در ۱۵ سال آینده به نحو شدیدی افزایش خواهد یافت علت این امر کمبود عرضه نفت در برابر تقاضا از یک طرف و بالارفتن روند مصرف گاز در سال‌های آینده می‌باشد. بنابراین ارزش گاز در آن زمان به میزان بیشتری در مقایسه با ارزش فعلی آن- یعنی هزار پای مکعب گاز معادل حرارتی یک ششم قیمت یک بشکه نفت- خواهد رسید. ضمن آن که باید توجه داشت که ما نمی‌توانیم هم روزانه ۲۰ میلیارد پای مکعب گاز در مخزن خود تزریق کنیم و هم حجم قابل ملاحظه‌ای از گاز را صادر نماییم.
در این جا لازم است توضیح داده شود که ۸۰۰ تریلیون پای مکعب ذخایر گاز ایران، گازهای همراه نفت و کلاهک گازی مخازن نفتی و مخازن مستقل گازی را شامل می‌شود. حجم گازهای همراه با میزان نفت استخراجی متناسب است. بنابراین تنها از میدان‌های مستقل گازی است که می‌توان با حجم بالایی گازاستخراج نمود.
باید توجه داشت که کشورهای غربی از هم اکنون برنامه‌ تامین انرژی مصرفی خود تا ۲۵ سال آتی، برنامه‌ریزی می‌کنند. بنابراین باید راه‌های موجود و مطمئن تامین آن را با کمترین قیمت ممکن بررسی و برنامه‌ریزی نمایند. لذا تامین منابع گازی غرب از سال ۲۰۱۵ به بعد ایجاب می‌کند که ایران موضوع تزریق گاز را در مخازن خود فراموش نموده و از هم اکنون در راه صادرات گاز به کشورهای همسایه اقدام کند.
برنامه‌ریزی شرکت‌های خارجی در تزریق آب به مخازن سیری، درود، سروش، نوروز، سلمان و غیره به جای گاز، از نمونه‌های روشن در راستای چنین سیاستی است. این در حالی است که بالاتر بودن ضریب بازدهی نفت از طریق تزریق گاز در مخازن مختلف جهان در مقایسه با آب به اثبات رسیده است. متخصصان شرکت «توتال- فینا- الف» و «شل» در مقالات مختلف خود از طریق کارهای آزمایشگاهی و عملی نشان داده‌اند که حتی تزریق هوا در مخازنی که شبیه مخازن ایران است در مقایسه با تزریق آب از بازدهی به مراتب بیش‌تری برخوردار است. با وجود این ، سیاست‌ همین شرکت‌ها در تجویز تزریق آب به مخازن ایران در چارچوب قراردادهای بیع‌ متقابل، موجب شده است که گاز آن مخازن سوزانده شود. (به عنوان مثلا میدان‌های سیری Eو A) مثلا در حالی که شرکت نفت توتال در مخزن «ابوالبخوش» ابوظبی گاز تزریق می‌کند، با تزریق آب در میدان سلمان موافقت شده است، در حالی این دو مخزن (الولبخوش و سلمان) در واقع مخزنی مشترک و با موقعتی کاملا مشابه است. متاسفانه قرار است گاز طبقه خوف میدان سلمان جهت فروش به ناحیه عسلویه منتقل شود و در مقابل، آب به مخزن سلمان تزریق گردد! همچنین متاسفانه در حال حاضر میدان‌های سروش و نوروز از طریق آب روانی و تزریق آب، بهره‌برداری می‌شود و گاز آنها به جزیره‌ خارک جهت فروش منتقل می‌گردد! سایر پروژه‌های بیع متقابل نیز عمدتا چنین نقایصی دارند.
● فقدان سیاست‌ روشن منطقه‌ای و جهانی در بخش نفت و گاز
متاسفانه نه قبل و نه بعد از انقلاب، کوششی جدی برای طراحی سیاست‌ روشن منطقه‌ای و جهانی در بخش نفت و گاز کشور صورت نگرفته است. کشور ما از این بابت، فرصت‌های زیادی را از دست داده و ضررهای هنگفتی را تحمل نموده است، به عنوان مثال عدم برنامه‌ریزی جهت جلوگیری از انعقاد قرارداد ارسال گاز قطر به دبی- که چندین سال قبل از شروع آن، نگارنده مراتب را به استحضار مقامات وقت رساندم- نمونه‌ای از این موارد است. در آن گزارش نحوه جلوگیری از قرارداد مذکور را از طریق فروش گاز میدان سلمان (در مقابل گاز میدان قطر) که با سرمایه‌گذاری کمتری قابل اجرا بود، پیشنهاد نمودم، اما متاسفانه اقدامات مقتضی صورت نگرفت. همین امر موجب شد که ارتباط شیخ نشین‌های منطقه‌ که همیشه با یکدیگر در زمینه‌ ارسال گاز اختلاف داشتند، بهبود یابد؛ به گونه‌ای که با ارسال گاز قطر به آن کشور، ضمن بهتر شدن روابط، به برداشت سهمیه بیش‌تر قطر از میدان گازی مشترک با ایران نیز کمک شد.
لذا باید تردید داشت که برنامه‌ریزی سیاسی، فنی و اقتصادی انرژی در کشورمان به معنی واقعی آن وجود داشته باشد. فروش گاز به کشورهای همسایه و نزدیک مانند ترکیه، هند و پاکستان بدون بدون توجه به احتیاجات داخلی و بدون برنامه‌ریزی سیاست‌ انرژی منطقه‌ای و جهانی اتخاذ شده است. فقدان چنین سیاست‌هایی موجب می‌شود که نتوان ذخایر بالقوه نفت ایران را به ذخایر بالفعل تبدیل کرد. بدیهی است در چنین وضعیتی، کشور ما از صادر کننده نفت به صادر کننده گاز تبدیل خواهد شد که طبعا هزینه‌ها و اثراتی بسیار سنگین برای نسل‌های‌ آینده به دنبال خواهد داشت.
● سوابق استعماری
در دوران قاجار، سفرای کشورهای بزرگ غربی سیاست‌های استعماری خود را از نزدیک در ایران پیاده کردند، ولی امروزی تحمیل سیاست‌های مورد نظر غرب به کشورهای در حال توسعه به شیوه‌ها و طرق پیچیده‌تری انجام می‌پذیرد. این ابزارها عبارتند از:
ـ فن‌آوری پیشرفته و تحمیل آن به جهان سوم.
ـ قدرت مالی وسیع.
ـ برنامه‌ریزی سیاسی- اقتصادی بلند مدت و پیگیری آن از طرق مختلف.
ـ استفاده از وسایل ارتباط جمعی
ـ استفاده از تضادهای منطقه‌ای و تهدید و تشویق کشورهای ضعیف.
ـ استفاده از نهادهای بین‌المللی مانند حق وتو جهت اعمال و پیاده نمودن سیاست‌های سلطه اقتصادی و سیاسی.
ـ استفاده از وسایل پیشرفته فضایی برای کسب اطلاعات.
ـ استفاده از عدم آشنایی به مسائل برنامه‌ریزی بسیار کلان اقتصادی- فنی- سیاسی به وسیله ایجاد رقابت بین‌ شورهای صادر کننده نفت و کاز.
روابط نا برابر کشورهای پیشرفته صنعتی با کشورهای در حال توسعه، موجب شده است که کشورهای ضعیف در وضعیتی قرار بگیرند که بالاجبار مواد اولیه مورد نیاز کشورهای ثروتمند را با پایین‌ترین قیمت عرضه کنند و دانسته یا ندانسته برنامه‌های توسعه اقتصادی و سیاسی خود را چنان طراحی نمایند که تعارضی با اهداف کشورهای پیشرفته صنعتی نداشته باشد. ثمره چنین ساختاری این بوده است که نه تنها کشورهای در حال توسعه به فن‌آوری‌های بالا دسترسی نیافته‌اند بلکه تبدیل به بازارهای مصرف برای تولیدات کشورهای صنعتی شده‌اند.
● مروری بر موقعیت‌ صنعت نفت ایران در سال‌های قبل از انقلاب و نحوه اعمال مقاصد شرکت‌های عامل نفت
▪ ایجاد محیط استعماری
مدرسه فنی آبادان که مدرسه‌ای حرفه‌ای بود در سال ۱۳۲۷ شروع به کار کرد سالیانه تعداد حدود ۳۰ نفر دانش‌آموز مورد نیاز را از طریق کنکور از بین فارغ‌التحصیلان کلاس یازدهم انتخاب می‌شدند. دوره کامل این مدرسه فنی جمعا ۴ سال بود و لذا فارغ التحصیلان این مدرسه حرفه‌ای دارای ۵ سال ارشدیت در مقایسه با مهندسان فارغ‌التحصیل سایر دانشگاه‌های داخلی و خارجی بودند. تعدادی از شاگردان سال اول این مدرسه حرفه‌ای به بیرمنگام (انگلستان) اعزام می‌شدند و طی برنامه‌ خاصی پس از دریافت مدارک تحصیلی- که عموما در رشته شیمی بود- با ارشدیت چندین ساله در پست‌هایی بالا گماشته می‌شدند. لازم به تذکر است که این مدرسه فنی تنها در بخش بالادستی درس‌های عملی را آموزش می‌دادند ولی تعدادی از فارغ‌التحصیلان رشته شیمی دانشگاه بیرمنگام در پست‌های بالادستی منصوب شدند.
این گروه تشکیلاتی به نام «گروه شام مینا» داشتند و پست‌های بالای شرکت نفت، عموما در اختیار آنان بود. مدیر اکتشاف و تولید، مدیر امور بین‌الملل، مدیر پتروشیمی، مدیر امور غیرصنعتی در جنوب، مدیر پروژه IGAT، رئیس فروش و صادرات نفت، رئیس تحقیقات و غیره عضو این گروه‌ بودند.
مدیر اکتشاف، تولید، پالایش و پخش شرکت ملی نفت ایران، عضو هیات مدیره کنسرسیوم بود و تصمیمات اتخاذ شده در جلسات شش ماهه کنسرسیوم را در شرکت ملی نفت ایران پیاده می‌نمود.
شرکت‌های عامل با اعمال روش تحقیر و به کار بردن فشارهای روانی و شکستن شخصت و انگیزه ملی و حرفه‌ای، به جای استخدام مهندس نفت و یا مهندسان نزدیک به رشته نفت، تعداد ۲۰ نفر از فارغ‌التحصیلان دانشکده علوم تهران را که اطلاعی از نفت نداشتند استخدام نمودند و پس از سال‌ها کار در مناطق نفتی و اعزام بعضی از آنان به دوره‌های چند ماهه، در واقع افرادی نیمه فنی تربیت‌ نمودند که بدون درک اصول علمی مربوطه، همیشه محتاج به کمک افراد خارجی باشند.
زمان شروع کار دکتر اقبال، فراماسیونرها نیز چندین پست غیر فنی مانند فروش نفت را در اختیار گرفتند و ارتباط نسبتا دوستانه‌ای با گروه شام مینا داشتند.
▪ مقاومت‌ها و تلاش‌ها
علی‌رغم وضعیت مذکور، نگارنده توفیق آن را به دست آورد که کار پایه‌ای ازدیاد برداشت از مخازن نفتی ایران را با همکاری مهندسان دلسوز وقت انجام دهد. این پروژه در سال ۱۳۴۱ به سرپرستی نگارنده شروع شد. با بررسی مخازن هفتکل و آغاجاری به این نتیجه رسیدیم که تزریق گاز در این مخازن بسیار موثرتر از بهره‌برداری طبیعی و ای تزریق آب است.
قرارداد کنسرسیوم، اجازه هیچ‌گونه دخالتی جهت پیاده نمودن چنین پروژه‌هایی را به شرکت ملی نفت ایران نمی‌داد. تنها وسیله‌ ما اتکا به دو نکته مندرج در قرار داد بود که عبارت بودند از:
ـ Good Petroleum Practice؛ یعنی انجام فعالیت‌ها نفتی باید براساس ضوابط علمی و منطقی باشد.
ـ Mindful of Iran s Interest؛ یعنی منافع ایران باید رعایت شود.
در دهه۴۰، میزان بهره‌برداری از مناطق خشکی، حدود یک میلیون بشکه در روز بود. بنابراین شرکت‌های عامل نفت احتیاجی به سرمایه‌گذاری در بخش ازدیاد برداشت نمی‌دیدند؛ زیرا هر نوع سرمایه‌گذاری که باعث استمرار بهره‌برداری نفت از مخازن ایران می‌شد در سال‌های بعد از اتمام قرارداد در ۱۳۷۳ (۱۹۹۴) به نتیجه می‌رسید که در واقع نتیجه آن نصیب ایران می‌گردید.
شرکت‌های عامل با بهانه‌های مختلف، تاثیر برخی از فراِیندهای موثر در استخراج نفت از داخل سنگ‌های متخلخل را نمی‌پذیرفتند و اثبات آن فرآیندها را به انجام کار آزمایشگاهی موکول می‌کردند. هم‌زمان با این مخالفت‌ها و به منظور اثبات نظریات خود، مرکزی را در لندن تاسیس نمودند. همچنین این شرکت‌ها مدل ریاضی خاصی را تهیه کردند و از این راه، مطالعه مخازن هفتکل و آغاجاری را آغاز نمودند. شرکت‌های عامل نفت اجازه وارد شدن به جزئیات مدل ریاضی فوق را به متخصصان شرکت‌ ملی نفت ایران نمی‌دادند و تنها موافقت کردند که صرفا جواب هر نوع مطالعه با مشخصات معینی را که نگارنده طراحی نماید دراختیار ما بگذارند.
نزدیک به ۱۰۰ مورد مطالعه میدانی در ظرف ۹ سال ۱۳۵۰- ۱۳۴۱ پیشنهاد شد و مورد مطالعه قرار گرفت ولی جواب آن‌ها همیشه این بود که تزریق آب در مخازن نفتی مذکور بهتر از تزریق گاز است.
متقابلا از طریق مطالعات انجام شده، مشخص شد که مدل ریاضی آن‌ها صحیح نبوده و آن‌ها محاسبات را به نحوی انجام دادند که همواره به ضرر تزریق گاز بوده است. این اشتباهات به مرور تحصیح شد و در نتیجه، برتری تزریق گاز و یا حداقل، مساوی بودن تاثیر آن با تزریق آب از طریق مدل شبیه‌ساز تهیه شده توسط آن‌ها در سال‌های ۱۳۴۹ به بعد آشکار گردید.
در سال‌های ۱۳۴۹- ۱۳۴۱ شرکت‌ها و موسسات خارجی و یا مهندسان ایرانی و خارجی شاغل در کنسرسیوم نفت با همکاری یکدیگر، مطالعات متعددی را انجام دادند. کلیه این مطالعات بدون استثنا نشان داد که تزریق آب در مخازن مذکور، بهتر از تزریق گاز است. اما از طرف دیگر کارهای آزمایشگاهی انجام شده در آن سال‌ها مخصوصا کارهایی را که شرکت نفت شل و سایر شرکت‌های اروپایی و امریکایی انجام دادند نشان می‌داد که گاز بهتر از آب می‌تواند نفت را جابه جا نماید.
جهت مقابله با مدل ریاضی تهیه شده توسط شرکت‌های عامل نفت و همچنین مطالعاتی که اعضای کنسرسیوم با استفاده از مدل مذکور (MARK-۱-۶) انجام می‌دادند، نگارنده در ظرف یک سال مدل ریاضی کاملا جدیدی طراحی نمود که برای اولین بار در جهان، کلیه فرآیندهایی را که تا آن زمان به نحو صحیح منظور نشده بود مانند ریزش ثقلی، دیفوژیون، کانوکشن و فرآیندهای دیگر را همزمان در نظر می‌گرفت.
اولین مطالعه‌ای که نگارنده با استفاده از این مدل انجام داد در سال ۱۳۵۰ به اتمام رسید و مشخص شد که گاز ازهر لحاظ بهتر از آب، نفت را جابه‌جا می‌نماید و حتی تخلیه طبیعی مخزن، بهتر از تزریق آب است. این مطالعه برای اولین بار در سال ۱۳۵۱ در مسجد سلیمان طی نشستی به اطلاع اعضاء کنسرسیوم نفت رسید و سپس درخواست گردید تا در هلند و هیوستون نیز نتایج این نشست به اطلاع سایر مهندسان شرکتهای نفتی عضو کنسرسیوم برسد.
شرکت‌های عامل چاره‌ای را جز قبول این مطالعه نداشتند. از سوی دیگر، اگر این مطالعه را می‌پذیرفتند شرکت ملی نفت ایران می‌توانست ادعای خسارت گذشته- شامل سوزاندن تریلیون‌ها پای مکعب گاز و عدم النفع ناشی از انجام ندادن تزریق گاز- را بنماید؛ بنابراین شرکت‌های مذکور با برنامه‌ زیرکانه‌ای فشار را از دوش خود برداشتند و با ترفندهایی مطلب را از نظر حقوقی برای خود حل نمودند.
▪ تغییر شرکت‌های عامل نفت به شرکت های خدمات ایران (OSCO)
شرکت‌های عامل نفت با آینده‌نگری خاص خود، قبل از قبول رسمی تزریق گاز در مخازن نفتی ایران اقدام به تغییر دادن شکل‌ "IOE& PC" به "OSCO" نمودند. این اقدام سه نکته اساسی را شامل می‌شد:
ـ پیشنهاد نمودند که سطح تولید نفت از رقم حدود ۳ میلیون به ۸ میلیون بشکه در روز افزایش یابد. این نکته‌ای بود که شاه را بسیار خوشحال می‌کرد؛ زیرا نامبرده فکر می‌کرد به این وسیله، سطح تولید عربستان هرگز بالاتر از ایران نخواهد رفت.
ـ میزان سرمایه‌گذاری شرکت‌ ملی نفت ایران را از صفر به حدود ۴۰ درصد افزایش دادند. قبلا شرکت‌های عامل نفت ۱۰۰ درصد سرمایه‌گذاری را انجام می‌دادند.
ـ براساس یکی از مواد قرارداد جدید از کلیه دعاوی قبلی خود صرف نظر می‌نمایند».
بدین ترتیب، هدف اصلی شرکت‌های عامل که همان نکته سوم بود، تحت موضوع جذاب افزایش سطح تولید به ۸ میلیون بشکه در روز پنهان شد.
شرکت‌های عامل پس از تایید رئیس وقت اداره حقوقی شرکت ملی نفت و تصویب آن در مجلس و امضای شاه در آذر ۱۳۵۲، تزریق گاز را در کلیه مخازن اصلی ایران قبول کردند.
ملاحظه می‌شود که عدم شناخت کافی از سیاست‌های شرکت‌های بین‌المللی نفتی در بهره‌برداری از منابع کشور و عدم رعایت شرایط و ضوابط تولید صیانتی و فقدان درک مسائل سیاسی و حقوقی نفت، چگونه می‌تواند منجر به زیان‌هایی هنگفت برای اقتصاد کشورمان باشد. در واقع، ایران می‌توانست به علت از دست دادن حجم عظیمی از نفت خود و سوزاندن تریلیون‌ها پای مکعب گاز و سایر بدهکاری‌های آن شرکت، تقاضای خسارت چند میلیارد دلاری در دادگاه لاهه از شرکت‌های عامل بنماید؛ لکن با امضاء قرارداد فوق از رسیدن به حقوق واقعی خود محروم شد! ماجرای فوق از جهات زیر آموزنده است:
الف) با قبول اینکه گاز‌ آثار بهتری از آب در مخازن ایران دارد، اولین پیش‌بینی فنی- علمی یک ایرانی در مقابل مهندسان و متخصصان شرکتهای عظیم نفتی جهان به اثبات رسید.
ب) معلوم شد که شرکت‌های نفتی به چه نحوی می‌توانند با دست کاری اعداد و ارقام، مطالب خلاف واقع را به طرف مقابل خود تحمیل کنند؛ لذا نباید به صحت‌ ادعاهای آنان در مقابل نظر کارشناسان حقیقی داخلی اعتماد نمود.
ج) نظر نگارنده موقعی به طور کامل به اثبات رسید که ملاحظه شد در اثر تزریق گاز در میدان هفتکل، روزانه حدود ۴۰ هزار بشکه نفت از ناحیه‌ای که قبلا آب، آن را جابه‌جا نموده بود استخراج می‌شود و پیش‌بینی نگارنده- که در اثر تزریق گاز حدود چند صد میلیون بشکه نفت اضافی استخراج خواهد شد- به اثبات رسید. این مطلب در مورد میدان‌های گچساران و مارون که در حال حاضر تنها بخشی از میزان گاز مورد نیاز به آنها تزریق می‌شود نیز به اثبات رسیده است.
د) جهت تثبیت قیمت نفت با توجه به بالا رفتن تقاضا، نیاز به بالابردن سطح تولید در کشورهای اوپک بود که بدین وسیله این هدف نیز به تحقق می‌رسید.
پس از بررسی قرارداد شرکت خدمات نفتی ایران OSCO که پس از تصویب، جهت برنامه‌ریزی به نگارنده ابلاغ شد، متوجه شدم که امکان بهره‌برداری ۸ میلیون بشکه در روز از مخازن خشکی ایران غیر ممکن است. این مطلب طی گزارش به اطلاع مدیر اکتشاف، تولید و امور بین‌الملل وقت رسید و پس از مدتی بالاخره به اطلاع شاه نیز رسید. در این گزارش، سطح تولید را از مخازن خشکی، حداکثر حدود ۶ میلیون بشکه در روز پیش‌بینی شد.
نکته قابل توجه اینکه اداره حقوقی شرکت ملی نفت ایران که با قرارداد شرکت خدمات موافقت کرده بود قبلا با نگارنده و یا مدیریت اکتشاف و تولید شرکت ملی نفت در مورد صحت و امکان بهره‌بردرای روزانه ۸ میلیون بشکه مشورت نکرده بود.
شاه پس از ملاحظه گزارش و دلایل مندرج در آن، با کاهش سقف تولید از ۸ میلیون بشکه به ۶ میلیون بشکه در روز موافقت‌ نمود. این مساله برای اعضاء کنسرسیوم غیرقابل پیش‌بینی بود؛ زیرا در جلسه‌ای که با حضور کلیه نمایندگان کنسرسیوم و نمایندگان آن‌ها در جنوب در تهران تشکیل شده بود آنان برنامه‌ ۸ میلیون بشکه در روز خود را به شرکت ملی نفت ایران ارائه نمودند.
می‌دانیم که در عمل، سطح تولید نفت در ناحیه کنسرسیوم سابق (مناطق خشکی) از۲/۵ میلیون بشکه در روز، آن هم برای مدت کوتاهی، تجاوز نکرد؛ در حالی که در برنامه‌ افزایش تولید، هیچ مشکل مالی و یا انسانی وجود نداشت.
● مروری بر ۲۲ سال گذشته
بعد از انقلاب، سطح برنامه‌ریزی شده تولید در مورد کلیه مخازن ایران (اعم از خشکی و دریا) از حدود۳/۶ میلیون بشکه در روز به حدود ۳ میلیون بشکه در روز کاهش یافت. (علت کاهش تولید نفت خام کشور عبارت بود از اولا، تولید از میادینی که قبل از انقلاب، پیش‌ از سطح بهینه مورد بهره‌برداری قرار گرفته بودند، ثانیا، عدم نیاز به درآمدهای بالای حاصل از صادرات نفت، به علت کاهش شدید خرید تسلیحات. ثالثا، تعرضات عراق (قبل ازشروع جنگ) به تاسیسات میادین دریایی که می‌توانست به فوران چاه‌های واقع در دریا منجر شود. رابعا، کاهش تولید و افزایش شدید قیمت، درآمد کشور به بیش از میزان قبل از انقلاب افزایش یافت). نحوه‌ی اجرای این برنامه طی گزارش کاملی تهیه شد و به تصویب هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران رسید. مدیریت وقت سازمان برنامه، علاقمند بود سطح تولید، بالاتر برود ولی به او تذکر داده شد که بالا رفتن قیمت نفت به بیش از ۳۵ دلار برای هر بشکه به علت پایین آمدن سطح تولید ایران است و اگر سازمان برنامه به دنبال درآمد است، سقف تولید فوق نظر وی را تامین خواهد نمود.
مدیر وقت امور اداری شرکت ملی نفت ایران عنوان نمود که اگر قرار است سطح تولید از ۳/۶ به ۳ میلیون بشکه در روز کاهش یابد که کارمندان و کارکنان شرکت نیز باید به همان نسبت و یا نزدیک به آن کاهش یابند. علی رغم مخالفت نگارنده، سرانجام این سیاست‌ اجرا شد و در نتیجه بهترین افراد فنی شرکت ملی نفت ایران باز خرید شدند. این اولین لطمه بزرگ در زمینه‌ از دست دادن افراد فنی با سابقه در شرکت‌ ملی نفت ایران بود.
در دی ماه ۱۳۵۸ نگارنده، شرکت ملی حفاری را تاسیس نمود. علت تاسیس این شرکت این بود که حدود ۴۵۰۰ نفر از کارکنان و مهندسان شرکتهای سرویس دهنده، بلاتکلیف شده بودند. نگارنده بر طبق اساسنامه تهیه شده، به ریاست هیات مدیره آن شرکت به عنوان اولین رئیس هیات مدیره شرکت ملی حفاری ایران منصوب گردید. تعداد ۱۲ دستگاه حفاری در مدت چند ماه راه‌اندازی شد. یکی از دستگاه‌ها در ناحیه نیرکبیر (آزادگان فعلی) بود که متاسفانه عراقی‌ها این دستگاه را به همراه تعدادی دیگر از دستگاه‌های حفاری به غنیمت بردند.
عدم توجه به ابعاد مالی- حقوقی و مسائل بین‌المللی، همواره موجب زیان‌هایی برای شرکت ملی نفت ایران بوده است. به عنوان مثال می‌توان به تحویل ۳ دستگاه حفاری متعلق به شرکت سانتافه (شرکت آمریکایی SANTAFE) اشاره کرد که بخش حقوقی شرکت ملی نفت ایران قرارداد تحویل آن را در سال ۱۹۸۰ در نیویورک و لوس‌آنجلس بدون پرداخت وجهی، رسما انجام داد؛ در حالی که نزدیک به ۷ میلیون دلار بابت فعالیت‌های حفاری و نصب اسکله آذرپاد به شرکت مذکور بدهکار بودیم. متاسفانه وزیر نفت وقت در آخرین روز مهلت مقرر، با تحویل آنها موافقت نکرد؛ لکن در چارچوب بیانیه الجزایر در دادگاه لاهه، مبلغ ۱۹ میلیون دلار جریمه آن به شرکت سانتافه پرداخت شد.
به عنوان مثالی دیگر، می‌توان به سیاست‌ امریکا در ایجاد محدودیت در استخراج گاز از میدان پارس‌جنوبی اشاره کرد. اگر چه نگارنده با تحلیل موقعیت سیاسی وقت، این نکته را تببین کرده بود که استفاده از گاز پارس جنوبی برای تزریق در مخازن نفتی ایران باعث بالا بردن ذخایر بالفعل و استمرار موقعیت برتر کشور در خاورمیانه می‌شود؛ اما با وجود این، مذاکرات مقامات نفتی با شرکت آمریکایی کونوکو موجب شد که توجه لازم به جهت‌گیری کلی سیاست‌های دولت امریکا در منطقه خلیج فارس و حمایت این کشور از سیاست‌های گازی قطر در مقابل همسویی این کشور با سیاست‌های اسرائیل، انجام نگیرد. چند ماه بعد، قانون اسرائیلی- امریکایی داماتو به تصویب کنگره امریکا رسید و دولت امریکا قرارداد کونوکو را لغو کرد. (نشست سال ۱۳۷۴ در دفتر مطالعات بین‌المللی وزارت امور خارجه. نگارنده در این نشست چنین سیاستی را از طرف آمریکا پیش‌بینی نمود، اما مورد تایید حاضرات بخش بین‌المللی شرکت ملی نفت ایران قرار نگرفت)
● اولین پیشنهاد سرمایه‌گذاری در ایران از طرف شرکت ژاپنی جپکس (Japex)
در اواخر جنگ ایران و عراق، تولید نفت به حدود ۲ میلیون بشکه در روز کاهش یافت. بنابراین بعد از جنگ ، ضرروت افزایش سریع تولید کاملا محسوس بود. در چنین وضعیتی برای افزایش تولید باید سرمایه‌گذاری‌های خارجی را در میدان‌هایی به کار گرفت که با حداقل سرمایه‌گذاری، حداکثر بازدهی را دارند. به عنوان مثال اگر در پروژه‌های دریایی فرضا در سه ناحیه هنگام (شرق جزیره قشم) سیری و ابوذر، توان‌هایی به ترتیب ضعیف، متوسط و بالا، با میزان سرمایه‌گذاری به ترتیب بسیار بالا، بالا و به نسبت متوسط وجود داشته باشد و ایران درصدد بالابردن سطح تولید خود با صرف کمترین هزینه باشد، منطقی است که میدان ابوذر در اولویت‌ قرار گیرد؛ در حالی که متاسفانه پروژه هنگام با توانی پائین تر و سرمایه‌گذاری بالاتر و ریسک بیشتر، انتخاب شد و به شرکت ژاپنی جپکس پیشنهاد گردید.
شرکت جپکس حاضر به سرمایه‌گذاری با بهره‌ حدود ۳ درصد در بخش اکتشاف و بهره حدود ۱۲ درصد در بخش توسعه و تولید بود. مطالعات این شرکت نشان داد که توسعه و تولید روزانه حدود ۲۰۰ هزار بشکه، احتیاج به سرمایه‌گذاری ۲/۱ میلیارد دلاری داشت که برای پرداخت آن لازم بود حدود ۹۰ درصد نفت حاصل به شرکت مذکور پرداخت شود. با توجه به میزان سرمایه‌گذاری و میزان برگشت آن، دولت وقت به درستی آن را نپذیرفت.
● عدم توفیق برنامه‌ افزایش تولید
هدف برنامه‌ریزی افزایش تولید نفت در سال ۱۳۷۲ رسیدن به سطح ۵/۴ میلیون بشکه در روز بود. جهت رسیدن به این هدف، قرار شد با سرمایه‌گذاری ۲ میلیارد دلاری، سطح تولید مناطق خشکی در ظرف ۲ سال به رقم مورد نظر برسد.
نگارنده در همان زمان طی گزارشی (این گزارش را آقای دکتر ولایتی وزیر امور خارجه وقت در سال ۱۳۷۲ خدمت آقای رفسنجانی رئیس جمهور وقت ارسال نمود)نشان داد که امکان بالا بردن سطح تولید به‌جز از طریق تزریق گاز به میزان لازم و کافی در کلیه مخازن اصلی ایران غیر ممکن است. تولید و تزریق گاز، مستلزم سرمایه‌گذاری چندین میلیارد دلاری و توسعه میدان پارس جنوبی به میزان ۸ میلیارد پای مکعب در روز جهت تزریق بود. متاسفانه به جای تولید و تزریق گاز، مبادرت به حفر چاه‌های اضافی شد؛ لذا تولید نفت حتی به سقف ۸/۳ میلیون بشکه در روز نیز نرسید.
تا سال ۱۳۷۳ علی‌رغم اطمینان از وجود منبع عظیم پارس جنوبی، شرکت ملی نفت ایران اقدامی جهت استفاده از این منبع عظیم خدادادی ننمود، در حالی که قطر با حداکثر توان خود، مشغول بهره‌برداری از این مخزن مشترک بود. متاسفانه توجه شرکت ملی نفت معطوف به توسعه میدان پارس شمالی شده بود که میدانی مستقل و حاوی کندانسه بسیار کمی است که عملا قابل استحصال نیست. نکته جالب توجه این است که شرکت نفت شل در جریان توسعه میدان پارس‌شمالی در مورد صدور گاز آن به کشورهای هند و پاکستان فعالیت می‌نمود؛ در حالی که می‌دانیم شرکت نفت شل از اعضاء کنسرسیوم تولید «گنبد شمالی» (بخش جنوبی میدان پارس جنوبی در قطر) است.
نگارنده طی گزارشی (گزارش نگارنده که در تاریخ ۲/۴/۱۳۷۳ خدمت جناب آقای رفسنجانی ارسال شده بود و ایشان مرقوم فرموده بود که «نکات قابل توجهی دارد. اگر چه تازه نیست و قبلا مطرح بوده و به خصوص در مورد سرعت عمل تزریق و اولویت‌ استخراج گاز پارس جنوبی و عدم عجله در فروش از به مسافت دور دست و اولویت‌ مصرف داخلی در شرایط فعلی قیمت گاز توجه ویژه لازم است») نشان داد که ادامه مطالعه بر روی میدان پارس شمالی در مقایسه با استفاده از پارس جنوبی، کاری غیر اقتصادی است و شایسته است ضمن توقف آن، کلیه فعالیت‌ها براساس استخراج ۸ میلیارد پای مکعب در روز از پارس جنوبی جهت تزریق در مخازن خشکی متمرکز گردد.
متاسفانه هیت مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران در عمل، به تولید یک میلیارد پای مکعب گاز با بودجه ۹۰۰ میلیون دلار اکتفا کرد. قرار شد نسبت به فازهای بعدی میدان پارس جنوبی، از یک شرکت خارجی جهت برنامه‌ریزی آینده استفاده شود. (تصویب نامه‌ هیات مدیره و شرکت‌ ملی نفت ایران پس از دریافت دستور مذکور در فوق)● قراردادهای سیری- توتال
براساس قرارداد سیری- توتال شرکت توتال متعهد شد که روزانه ۱۰۰ هزار بشکه از میدان E و ۲۰ هزار بشکه از میدان A بهره‌برداری نماید. نگارنده طی گزارشی،(گزارش نگارنده در مورخ ۳۰/۵/۱۳۷۴ به جناب آقای رفسنجانی. ایشان در پی‌نوشت این گزارش، مرقوم فرموده بود: «جناب آقای آقازاده، بررسی و توضیع بدهند») دو مورد زیر را گوشزد نمود:
ـ ارقام ۱۰۰ و ۲۰ هزار بشکه برای این مخازن بالاست و این مخازن نمی‌توانند در چنین سطحی تولید داشته باشند.
ـ سوزاندن گاز استخراجی به جای تزریق آن، غیر صیانتی است.
اکنون بیش از حدود دو سال از شروع تولید این دو مخزن می‌گذرد و جمعا حدود ۷۰ هزار بشکه در روز به جای ۱۲۰ هزار بشکه از آنها تولید می‌شود. این در حالی است که میزان GOR (نسبت گاز به نفت) در چندین چاه این مخازن بسیار بالاست. در صورتی که سطح GOR آن چاه‌ها به حد معقول یعنی ۱۰۰۰ پای مکعب برای هر بشکه نفت تنزل یابد، رقم ۷۰ هزار بشکه در روز به سطح پایین‌تری کاهش خواهد یافت.
به نظر نگارنده، حد متوسط بهره‌برداری از مخازن فوق، حدود ۶۵ هزار بشکه در روز برای ۱۰ سال آینده است. لذا در صورتی که نفت حاصل از این میدان براساس قیمت ۹ دلار برای هر بشکه- که محاسبات اقتصادی این پروژه در سال ۱۳۷۴ بر این اساس انجام شده بود- در نظر گرفته شود شرکت ملی نفت ایران جهت پرداخت ۲/۱ میلیارد دلار مورد تعهد برای اصل و فرع و جایزه این پروژه، می‌بایست برای حدود ۸ سال کل نفت بهره‌برداری شده این مخازن را به شرکت توتال پرداخت می‌نمود؛ بعد از این هم که، نفت قابل ملاحظه‌ای باقی نمی‌ماند. لازم به تذکر است که در این قرارداد، هیچ‌گونه جریمه‌ای وجود ندارد.
● قرارداد «الف» (شرکت نفتی Elf) درود
قبل از امضاء قرارداد «الف» در حوزه‌ نفتی «درود»، نگارنده طی گزار‌ش‌هایی نشان داد که نحوه انجام پروژه‌ فوق- که شامل تزریق آب در بهترین لایه نفتی این مخزن است- باعث از دست دادن حدود یک میلیارد بشکه نفت خواهد شد (این گزارشها در تاریخ‌های ۲۵/۲/۱۳۷۷ و ۱۹/۸/۱۳۷۷، خدمت آقای زنگنه وزیر نفت و در ۵/۱۲/۱۳۷۷ خدمت آقای خاتمی رئیس جمهور محترم ارسال شده است) اما متاسفانه مورد توجه قرار نگرفت. در واقع شرکت نفت «الف» با پائین آوردن پیش‌بینی میزان تولید این میدان و سرعت دادن به یک فرآیند کم بازده، آن را به عنوان پروژه‌ای پرمنفعت به شرکت‌های نفت ایران معرفی نموده است؛ ضمن اینکه با پائین آوردن درصد بهره‌دهی مخزن، آثار منفی تزریق آب را در پشت آن مخفی نموده است.
در طول مذاکرات و عقد قرارداد بین‌ «الف» و شرکت‌ ملی نفت ایران، شرکت‌ نفت فلات قاره تعداد ۱۲ حلقه چاه تعبیر و تعداد ۳ حلقه چاه جدید حفر نمود. در اثر این عمل، سطح تولید میدان به حدود ۱۸۰ هزار بشکه در روز افزایش یافت. این عملیات تعمیری و حفاری با هزینه‌ای حدود ۵۰ میلیون دلار انجام گردید مقایسه‌ی هزینه‌ای حدود ۵۰ میلیون دلار، با کاری که شرکت «الف» قرار بود با ۵۴۰ میلیون دلار سرمایه‌گذاری و باز پرداخت بیش از یک میلیارد دلار انجام دهد، بسیار آموزنده است.
به نظر نگارنده، ضریب بهره‌دهی طبیعی این مخزن حدود ۳۵ درصد می‌باشد، در حالی که شرکت «الف» جهت پایین آوردن توان بهره‌دهی مخزن، آن را حدود ۲۰ درصد گزارش کرده بود که کاملا در جهت اطمینان از نتایج تزریق آب و گاز در آن میدان بود. پس از ابطال نظریه و پیشنهاد اولیه «الف» پیشنهاد جدید بالا بردن سطح تولید به ۳۰۰ هزار بشکه در روز را نمود. با مطالعاتی که نگارنده در سا‌ل‌های ۱۳۷۶-۱۳۷۵ بر روی این مخزن انجام داد مشخص شد که با تزریق روزانه ۶۰۰ میلیون پای مکعب گاز، ضریب بهره‌دهی آن از میزان ۳۵ درصد به بیش از ۶۰ درصد افزایش می‌یابد.
نکته جالب توجه این است که پیشنهاد شرکت «الف» مبنی بر افزایش سطح تولید از وضع فعلی به ۳۰۰ هزار بشکه در روز نشان می‌دهد که پیشنهاد اولیه این شرکت مبنی بر بالا بردن سطح تولید از ۱۴۰ به ۲۲۰ هزار بشکه در روز، کاملا ناصحیح بوده است. ضمنا این موضوع، تاییدی بر نظریه ارائه شده در بالا بودن ضریب بهره‌دهی این مخزن نیز هست.
● پروژه نوروز- سروش- شل
میادین نوروز و سروش حاوی نفت نیمه سنگین و سنگین بوده و زیر فشار اشباع (Undersatunted) قرار دارد. به عبارت ساده‌تر، فشار مخزن از فشار نقطه حباب نفت (نقطه حباب، فشاری است که در زیر آن، گاز محلول در نفت از آن خارج می‌شود) بالاتر است؛ لذا اگر گاز در آنها تزریق شود در اثر حل شدن گاز در نفت، باعث انبساط و پایین آوردن گرانروی (Viscosity) نفت می‌گردد. در صورت اشباع نمودن نفت میدان سروش با گاز، گرانروی آن تا حدود ۴ برابر کاهش می‌یابد. در نتیجه، بهره‌دهی چاه‌ها تقریبا به همان نسبت بالا می‌رود و ضریب بهره‌دهی مخزن نیز تا حدود ۱۸ درصد افزایش می‌یابد.
از آنجا که سنگ مخازن نوروز و سروش «نفت دوست» است، هجوم آب به داخل مخزن نمی‌تواند به راحتی نفت را جابه جا نماید و این باعث افت شدید ضریب بهره‌دهی مخزن خواهد شد.
پیش‌بینی می‌شود که بهر‌ه‌برداری از مخزن سروش از طریق تزریق آب و یا بهره‌برداری طبیعی، حدود ۷ تا ۸ درصد بیشترنباشد؛ در حالی که با تزریق گاز، ضریب بهره‌دهی مخزن را می‌توان به بیش از ۵۰ درصد افزایش داد.
در مورد میدان نوروز نیز آب‌روانی طبیعی مخزن می‌تواند حدود ۱۵ درصد از نفت را جابه‌جا نماید؛ در حالی که با تزریق گاز، بیش از ۵۰ درصد آن جابه‌جا خواهد شد.
متاسفانه بدون توجه به نکات فنی فوق، شرکت شل توجه خود را به تزریق آب یا استفاده از آبرانی آب زیر طبقات نفتی، معطوف کرده است که قطعا به ضرر این مخازن خواهد بود. (سنگ میدان نوروز نفت دوست است و قابلیتی‌ جابه‌جایی نفت از طریق جابه‌جایی نفت از طریق آب در این میدان، بسیار پایین‌تر از گاز است)
در حال حاضر روزانه نزدیک به ۱۵۰ میلیون پای مکعب گاز در میدان فروزان سوخته می‌شود. انتقال این حجم گاز به میدان سروش و استفاده از گاز اضافی موجود در اطراف میدان نوروز و تزریق در آن باعث افزایش ضریب بهره‌دهی این میادین خواهد شد.
● پروژه سلمان
مخزن سلمان از دو لایه سنگ آهکی عرب DوC تشکیل شده است. حدود ۴۰ درصد این مخزن در آبهای ابوظبی و ۶۰ درصد آن در آبهای ایران قراردارد. شرکت‌ نفت توتال سالهاست با استفاده از گاز طبقه زیرین این میدان، روزانه بیش از ۱۰۰ میلیون پای مکعب گاز را به طبقات عرب تزریق می‌نماید. انجام این تزریقات نشان داده است که میزان ضریب برداشت آن ناحیه از حدود ۴۵ درصد به بیش از ۶۰ درصد افزایش یافته است.
شایسته است که مدیریت فلات قاره، توجه ویژه‌ای به روش شرکت توتال در بهره‌برداری از این مخزن در آبهای ابوظبی بنماید تا با دقت کافی در علت تزریق گاز، بتوان روش‌های بهره‌برداری را در مخزن سلمان بهبود بخشید. توجه به روشهای جدید بازیافت، حائز اهمیت فراوان است؛ لکن کمتر مورد توجه مسولان قرار می‌گیرد. به عنوان مثال می‌توان به نشستی که در شهریور ماه ۱۳۷۹ در تهران تشکیل گردید اشاره کرد. (این مطلب را مهندسان شرکت توتال (S.Sakthikumar and F.Berson) در مقاله‌ای تحت عنوان ذیل ارائه نمودند: , "ََAir Injection into Light and Medium. Heavy Oil, Carbonate Reservoirs") در این نشست، مسئول مطالعاتی مهندسی مخازن شرکت نفت توتال نشان داد که در صورت فراهم نبودن گاز جهت تزریق در مخازنی مانند سلمان، حتی تزریق هوا بهتر از تزریق آب در این گونه مخازن است.
برای مثالی دیگر می‌توان به شرکت توتال اشاره کرد که هوا و گاز را به مخزن «هندیل» واقع در اندونزی تزریق می‌کند. این مخزن که سطح آب آن با بهره‌برداری طبیعی، به بالاترین سطح مخزن رسیده بود سالهاست که با عمل تزریق هوا و گاز، میزان قابل ملاحظه‌ای نفت اضافی از این میدان تولید می‌شود. (این مطلب را مهندسان شرکت توتال در مجله Society of Petroleum Engineers در سپتامبر ۱۹۹۵ تحت عنوان: "An Investigation of Air Injection into Water Flooded Reservoirs" به چاپ رساندند)
بنابراین لازم است به جای بهره‌برداری از گاز خوف میدان سلمان و حمل آن به عسلویه، بخش مورد نیاز آن را به لایه‌های نفتی عرب Dو C تزریق نمود و باقیمانده را به محل فوق منتقل کرد. بدین ترتیب می‌توان ضریب بازدهی میدان سلمان را تا بیش از ۶۰ درصد بالا برد. با توجه به نکات بالا، ملاحظه می‌شود که با صرف هزینه‌ای به مراتب بسیار کم‌تر از ۸۰۰ میلیون دلار نیز می‌توان ضریب بازدهی این میدان را به بالاتر از اهداف تعیین شده رساند.
● پروژه‌ مسجد سلیمان
میدان نفتی مسجد سلیمان، قدیمی‌ترین میدان نفتی ایران است و مدت ۹۰ سال است که از آن بهره‌برداری می‌شود. اکنون روزانه کمتر از ۵ هزار بشکه نفت از این میدان استخراج می‌شود. میزان نفت در جای اولیه این میدان، حدود ۵/۶ میلیارد بشکه و ضخامت ستون نفتی اولیه آن حدود ۱۵۰۰ پا است. ضریب بهره‌دهی این مخزن حدود ۱۷/۵ درصد است.
براساس تغییرات ضخامت نفتی این مخزن در ۹۰ سال گذشته پیش‌بینی می‌شود حدود ۳۰ میلیون بشکه نفت دیگر نیز بتوان از این میدان بهره‌برداری نمود. از آنجا که سطح تماس «گاز- نفت» و «آب- نفت» این میدان با سرعت بسیار آهسته‌ای در ۲۰ سال گذشته حرکت کرده است، فعل و انفعالات جابه‌جایی نفت به وسیله گاز و یا آب در اعماق مختلف به طور کامل انجام گرفته است.
اکنون شرکتی ادعا می‌کند (Sheer Engineering) که با حفر چند حلقه چاه افقی و تعمیر چند چاه قدیمی، سطح تولید این مخزن را به ۲۰ هزار بشکه در روز خواهد رساند و به جای ۳۰ میلیون بشکه نفت باقیمانده، حدود ۹۶ میلیون بشکه نفت از ۲۰۰ پای ضخامت نفتی باقیمانده در ۱۰ سال آینده استخراج خواهد نمود. مفهوم این ادعا این است که شرکت مذکور با انجام حفاری‌های فوق‌الذکر، ضریب برداشت از ضخامت نفتی ۲۰۰ پای باقیمانده را از حدود ۵/۱۷ درصد به حدود ۶۰ درصد افزایش می‌دهد. اگر این شرکت‌ چنین فن‌آوری خارق‌العاده‌ای را در اختیار دارد مخازن دیگر ایران را نیز- با سنگ مخزن مناسب‌تر و ضخامت ستون نفتی بیش‌تر با ضریب بهره‌دهی بالاتر- باید بتواند حداقل به همان ضریب بازدهی ۶۰ درصد افزایش دهد! این پیشنهاد جز ادعایی غیرعلمی و ناممکن بیش نیست.
● پروژه Liquified Natural Gas ) LNG)
حدود دو سال پیش، قطر نشستی در زمینه‌ نفت بر گزار کرد. در این نشست اعلام شد که این کشور قرار است سالانه ۳۰ میلیون تن LNG تهیه و صادر نماید. این تصور که قطر بازار LNG شرق و غرب را به خود اخصاص خواهد داد ظاهرا موجب نگرانی مقامات ایرانی شده است. ابتدا باید به این نکته توجه کرد که علت اینکه قطر به دنبال پروژه LNG است، نبودن امکانات دیگر جهت استفاده از گاز در آن کشور است؛ لذا قطر چاره‌ای جز تهیه و فروش LNG که گران‌ترین و کم صرفه‌ترین روش صدور گاز است ندارد. همچنین نباید فراموش کرد که پروژه‌ تزریق گاز در عموم مخازن نفتی کوچک و بزرگ آن کشور در دست اجراست. هنگامی که قیمت نفت خام، بشکه‌ای حدود ۱۰ دلار بود قطر گاز خشک حاصل از فاز یک خود را با ارزش صفر در اختیار شرکت تهیه LNG قرار می‌داد، اما اکنون که قیمت نفت به بیش از دو برابرآن زمان رسیده است قرار شده مبلغ کمی بابت گاز تحویلی دریافت کند. آیا ایران نیز دارای همان شرایط و موقعیت قطر است؟
کشور ما برای تزریق گاز در مخازن خود احتیاج به بیش از ۲۰ میلیارد پای مکعب گاز در روز دارد. این عمل از بازدهی بسیار بالاتر و کم هزینه‌تری در مقایسه با فروش مستقیم گاز و یا فروش گاز به صورت LNG برخوردار است.
بدیهی است که شرکتهای بزرگ کشتی‌سازی و سایر شرکتهای که در صنعت LNG فعال‌اند تمایل زیادی دارند که کشور ما وارد مسابقه غیر معقول تولید و صادرات LNG بشود. در واقع بخش مهمی از ۸ میلیارد دلار این پروژه، صرف هزینه‌ کشتی‌های مخصوص خواهد شد. میزان اشتغال‌زایی این پروژه با توجه به هزینه‌ گزاف آن، بسیار ناچیز است.
گاز حاصل از فازهای ۱۱ و ۱۲ پارس جنوبی به این پروژه اختصاص یافته است، اما ظاهرا تا کنون شرکت‌های خارجی قراردادی در این زمینه‌ امضا نکرده‌اند؛ زیرا موقعیت جغرافیایی این فازها دارای امتیازات فازهای ۲، ۳، ۴ و ۵ نیست. نکته قابل تامل این است که به نظر می‌رسد بدون تامین گاز مورد نیاز این پروژه، اقدام اولیه جهت سفارش ساخت کشتی‌های LNG در دست انجام است.
● پروژه ارتقاء سقف تولید به ۵ میلیون بشکه در روز
اگر موقعیت سال ۱۳۵۷ را با موقعیت سال ۱۳۸۰ مخازن نفتی خشکی، مقایسه نماییم خواهیم دید که در سال ۱۳۵۷ روزانه حدود۱/۵ میلیون بشکه نفت با استفاده از حدود ۴۰۰ حلقه چاه استخراج می‌گردید؛ در حالی که اکنون حدود ۲/۲ میلیون نفت در روز از ناحیه خشکی با استفاده از حدود ۱۵۰۰ حلقه چاه استخراج می‌شود. بنابراین بهره‌دهی متوسط چاه‌ها از ۱۲۵۰۰ بشکه در روز به حدود ۲۵۰۰ بشکه کاهش یافته است. این در حالی است که به علت کاهش قابل ملاحظه سطح بهره‌برداری پس از انقلاب و به خصوص در زمان جنگ، کمک زیادی به توانایی و بهبود این مخازن شده؛ به نحوی که ضخامت ستون نفتی تعدادی از این مخازن به میزان قابل ملاحظه‌ای افزایش یافته است.
حال اگر به همین نحو- یعنی با کاهش حدود ۲ میلیون بشکه در روز در خلال ۱۸ سال آینده- پیش برویم، تقریبا در سال ۱۳۹۶ شمسی، سطح بهره‌برداری از این مخازن به حدود یک میلیون بشکه در روز و بهره‌دهی متوسط چاه‌ها از ۲۵۰۰ بشکه در روز به حدود ۶۵۰ بشکه کاهش خواهد یافت، در آن زمان تولید حاصل از توسعه میدان‌های دارخویین، آزادگان، درود، سروش و لایه‌های بنگستان مخازن اهواز، منصوری و آب تیمور (اگر به نحو صحیحی انجام گیرد) حداکثر روزانه یک میلیون بشکه خواهد بود و سطح تولید از ناحیه دریایی، حداکثر به حدود ۳۵۰ هزار بشکه در روز خواهد رسید. بنابراین، کل تولید کشور در آن زمان، حدود ۳۵/۲ میلیون بشکه در روز خواهند بود. با توجه به نکات فوق ملاحظه می‌شود که کاهش طبیعی بهره‌برداری روزانه از مخازن خشکی در صورتی که چاه‌های مورد نیاز، سالانه حفر شوند، در حدود ۱۵۰ هزار بشکه در سال است که در ۵ سال آینده حدود ۷۵۰ هزار بشکه در روز خواهد بود. حال اگر بخواهیم علاوه بر جلوگیری از کاهش فوق، روزانه
۱/۲ میلیون بشکه سقف تولید را در مدت ۵ سال افزایش دهیم، باید برای افزایش تولید ۲ میلیون بشکه در روز، برنامه‌ریزی نماییم. اما امکان رسیدن به چنین ظرفیتی حتی با صرف ده‌ها میلیارد دلار در مدت ۵ سال آینده، کاری غیر عملی است. تنها ممکن است بتوانیم تولید کشور را برای مدت محدودی در سطح فعلی نگه داریم؛ هر چند با کاهش اجباری آن روبه‌رو خواهیم بود.
در ۲۵ سال گذشته- یعنی از سال ۱۳۵۵ تا کنون- حدود ۳۲ میلیارد بشکه نفت از مخازن ایران بهره‌برداری شده است. میزان بهره‌برداری روزانه در سال ۱۳۵۵ حدود
۶/۳میلیون بشکه و میزان ذخایر نفتی، حدود ۷۵ میلیارد بشکه بوده؛ لذا در صدد متوسط برداشت سالانه در این مدت، حدود ۳ درصد ذخایر کشور بوده است (۰۳/۰=۳۶۵/۷۵۰۰۰×۶/۳) .
در صورتی که ۳ درصد برداشت از ذخایر فعلی در نظر گرفته شود به رقم بهره‌برداری ۰۵/۳ میلیون بشکه در روزخواهیم رسید. در صورتی که سطح تولید به سقف فعلی۵/۳ بشکه در روز نگهداری شود این ضریب به حدود ۴۵/۳ درصد در سال می‌رسد و معنی آن این است که هم اکنون فشار بیش‌تری به مخازن ایران وارد می‌شود. حال اگر ۱۵ سال آینده را با میزان تولید فعلی در نظر بگیریم ( تا ۱۳۹۶) و فرض نماییم که در این مدت، جمعا ۸ میلیارد بشکه نفت به ذخایر کشور اضافه شود، ذخایر باقیمانده از ۳۷ میلیارد بشکه فعلی به ۲۶ میلیارد بشکه تنزل خواهد یافت. در این صورت، میزان تولید روزانه در سال ۱۳۹۶ براساس برداشت ۳ درصد در سال به حدود ۲/۱۴ میلیون بشکه در روز خواهد رسید. نکته اساسی دیگر که باید به آن توجه نمود میزان بهره‌دهی چاههاست. در صورتی که متوسط بهره‌دهی چاهها به حدود ۶۵۰ بشکه در روز کاهش یابد، براساس تولید ۵/۳ میلیون بشکه و توان تولید ۴ میلیون بشکه در روز احتیاج به حدود ۶۴۰۰ حلقه چاه خواهیم داشت؛ لذا نیاز به حفر حدود ۶۰۰۰ حلقه چاه جدید با سرمایه‌گذاری‌ حدود ۳۳ میلیارد دلار در مدت ۱۵ سال آینده خواهد بود.
● مقایسه قرارداد شرکت سابق خدمات نفتی ایران (OSCO) با قراردادهای بیع متقابل
در قرارداد ۱۳۵۲ شرکت ملی نفت ایران بر نحوه اجرا و حتی انجام سفارشها نظارت کامل داشت. براساس قرارداد مذکور، کنسرسیوم سابق ۴۰ درصد میزان سرمایه‌گذاری و صد درصد هزینه‌های جاری را پرداخت می‌نمود. در مقابل، مبلغ ۲۳ سنت برای هر بشکه نفت صادراتی به شرکت‌های مذکور تخفیف داده می‌شد که اگر مصرف داخل کشور یعنی حدود۲/۱ میلیون بشکه در نظر گرفته شود، رقم فوق به ۱۷ سنت برای هر بشکه کاهش می‌یاید.
با مقایسه اجمالی قرارداد ۱۳۵۲ شرکت خدمات با قرارداد بیع متقابل توتال در حوزه سیری ملاحظه می‌شود که اگر فرض واقعی ۳۰۰ میلیون بشکه تولید نفت را در مدت ۱۵ سال آینده (معادل ۵۵۰۰۰ بشکه در روز) و همچنین میزان سرمایه‌گذاری‌ واقعی را براساس توسعه صحیح میدان یعنی ۴۰۰ میلیون دلار درنظر بگیریم، شرکت ملی نفت ایران در چارچوب قرارداد کنسرسیوم سابق، باید مبلغ ۲۴۰ میلیون دلار برای ۴ سال توسعه میدان و ۵۱ میلیون دلار(این مبلغ براساس ۳۰۰ میلیون بشکه برداشت و ۱۷ سنت تخفیف برای هر بشکه به دست آمده است) بابت کل نفت بهره‌برداری شده در ۱۵ سال پس از شروع بهره‌برداری پرداخت می‌نمود. مبلغ فوق براساس ارزش فعلی با بهره ۹ درصد پس از ۱۰ سال از شروع پروژه، جمعا حدود ۶۰۰ میلیون دلار می‌شد؛ در حالی که مبلغ پرداختی در بیع متقابل براساس ۴۰۰ میلیون دلار سرمایه‌گذاری، بالغ بر ۸۰۰ میلیون دلار است. در این محاسبات هزینه‌های جاری که کنسرسیوم می‌پرداخت منظور نگردیده است. مقایسه دو رقم فوق نشان می‌دهد که مبلغ پرداختی با روش بیع متقابل، نزدیک ۳/۱ برابر میزانی است که به شرکت‌های سابق نفت ( OSCO) پرداخت می‌گردید.
از آنجا که شرکت‌های عامل، مسئولیت و مدیریت پروژه‌ها را در مدت تولید بر عهده داشتند سعی در حجیم نمودن بی‌جهت پروژه‌های نمی‌کردند؛ در حالی که شرکت‌های توتال (سیری)، الف (درود) شل (سروش و نوروز) و غیره چنین تلاشی می‌نمودند. به عنوان مثال در پروژه‌ سیری- توتال که سرمایه‌گذاری واقعی آن می‌توانست حدود ۴۰۰ میلیون دلار باشد نزدیک به ۶۰۰ میلیون دلار سرمایه‌گذاری شده است. در این صورت لازم است مبلغ ۶۰۰ میلیون دلار فوق را با ۱۲۰۰ میلیون دلاری که عملا قرار است به آنها پرداخت شود (با توجه به بهره، پاداش و غیره) مقایسه نماییم؛ نتیجه می‌گیریم که نسبت به این دو پرداخت (کنسرسیوم سابق با بیع متقابل) بالغ بر ۲ برابر است.
● چگونه می‌توان سقف تولید فعلی را ثابت نگه داشت
با تزریق گاز در مخازن خشکی با حجم ۲۰ میلیارد پای مکعب در روز می‌توان بخش عمده‌ای از ذخایر بالقوه کشور را به ذخایر بالفعل تبدیل نمود. ذخایر بالقوه کشور بالغ بر ۴۵ میلیارد بشکه است. لذا در صورتی که با تزریق گاز به میزان فوق، تنها ۱۲ میلیارد بشکه نفت را از حالت بالقوه به ذخایر بالفعل در مدت ۱۵ سال آینده تبدیل نماییم؛ میزان بهره‌برداری روزانه کشور را می‌توان در میزان فعلی ثابت نگه داشت و از تعداد چاه‌های مورد نیاز نیز به میزان وسیعی کاست.
تزریق گاز در مخازن خشکی، دو نوع است:
۱) مخازنی که فشار آنها بالاتر از فشار نقطه جوش نفت آن مخزن است. با تزریق گاز در این نوع مخازن- که حدود ۲۰ نمونه آن در کشور ما وجود دارد- به ازای تزریق حدود هر ۲۵۰۰ پای مکعب، یک بشکه نفت بلافاصله از آنها حاصل خواهد شد. در صورتی که قیمت نفت خام ۲۴ دلار برای هر بشکه در نظر گرفته شود «قیمت‌ سایه‌ای» گاز تزریقی حدود ۶/۹ دلار برای هر هزار پای مکعب خواهد بود. این رقم، حدود ۳ تا ۴ برابر ارزش گازی است که به ترکیه صادر می‌شود.
۲) مخازنی که کلاهک گازی دارند. برای به دست آوردن یک بشکه نفت اضافی در این نوع مخازن احتیاج به تزریق ۳ تا ۴ هزار پای مکعب گاز است. در این مورد نیز «قیمت سایه‌ای» گاز تزریقی، معادل ۶ تا ۸ دلار خواهد شد. این رقم نیز حدود ۲ تا ۳ برابر ارزش گاز صادراتی است. ضمنا نباید فراموش کرد که درهر دو حالت، گازهای تزریقی برای نسل‌های آینده ذخیره می‌شود.
ممکن است که گفته شود با توجه به مصارف داخلی گاز، حجم عظیم گاز مورد نیاز جهت تزریق را به چه نحوی باید تامین نماییم؟ جواب این سوال بسیار روشن است: اولا بالا بردن سطح تولید از هر یک از فازهای ۱ تا ۸ پارس جنوبی به حدود دو برابر میزان فعلی، ثانیا استفاده از سایر مخازن گازی دریایی موجود مانند پارس شمالی- مخازن GوF واقع در خلیج فارس- که عموما میعانات کمی دارند و می‌توان از آنها مستقیما جهت تزریق استفاده نمود.
بنابراین دو راه برایمان وجود دارد: اولا اتخاذ سیاست‌ فروش گاز به انواع مختلف، ثانیا تزریق گاز در مخازن نفتی کشورمان و فروش تدریجی آن از ۱۵ سال آینده به بعد با سرمایه‌گذاری کمتر. بدیهی است که با اتخاذ راه حل دوم، می‌توان ضمن بالفعل نمودن حدود ۴۵ میلیارد بشکه نفت بالقوه کشورمان، گاز ذخیره شده را نیز با قیمت‌های به مراتب بالاتری در آینده فروخت و بدین وسیله، منافع نسل‌های آینده را در این ثروت خدادادی رعایت کرد.
● جمع‌بندی و نتیجه‌گیری
در خاتمه به این نکته اشاره می‌کنیم که تولید صیانتی از ذخایر عظیم نفت و گاز کشور مستلزم رعایت موارد زیر است.
ـ شناخت دقیق ساختار ذخایر نفت گاز و توجه کافی به مطالعات کارشناسی انجام شده در اثبات اولویت‌ تزریق گاز در مقایسه با تزریق آب در میدان‌های نفتی کشور و توسعه این گونه مطالعات کارشناسی.
ـ آشنایی با روشهای زیرکانه شرکتهای خارجی در عقد قراردادهای بیع متقابل که نوعا مبتی بر بالانشان دادن هزینه‌ها و دلسوزی برای منافع خود و عدم رعایت منافع نسلهای آینده کشور است.
ـ بازنگری در استراتژی صدور گاز و انجام مطالعات کارشناسی برای آزمون فرضیه که وضعیت حاکم بر اقتصاد سیاسی نفت و گاز در جهان و به ویژه در خلیج فارس، دلالت بر این می‌کند که صدور گاز به مقاصد نزدیک از طریق احداث خط لوله یا به مقاصد دور از طریق LNG تا ۲۰-۱۵ سال آینده، چیزی جز تامین منافع غرب نیست.
ـ برنامه‌ریزی اساسی و ضربتی برای تقویت‌ کادر مسئولان فنی و بین‌المللی دستگاه نفت کشور.
ـ آشنایی بیشتر نمایندگان محترم مجلس شورای اسلامی با ابعاد فنی، اقتصادی و سیاسی پروژه‌های کلان در نفت وگاز.
ـ تقویت‌ سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور در جهت انجام مطالعات جامع فنی و اقتصادی در تعین اولویت‌ها و نیازهای کشور به منابع انرژی و به درآمدهای حاصل از صادرات انرژی در میان مدت و بلند مدت.
ـ توجه بیشتر به نظریات متخصصان ایرانی و تکیه نکردن مسئولین و سیاستمگذاران نفت و گاز کشور بر ادعاهای شرکتهای خارجی، قبل از انجام مطالعات کارشناسی دقیق. در این زمینه، توصیه می‌شود که مسئولان و مدیران غیر فنی رده‌های بالای دستگاه نفت، هرچه بیشتر باکلیات مسائل فنی و تخصصی، به ویژه در حوزه‌هایی که شرکتهای خارجی فعال هستند، آشنا شوند.

منبع : خبرگزاری ایسنا