واقعیت هایی از فاز 12 پارس جنوبی

ميزنفت/ همانطور که در مقاله روزگذشته درباره لزوم مدیریت مهندسی مخازن و مطالعات مهندسی نکات مهمی گفته شد، فاز 12 به عنوان یکی از فازهایی است که برنامه مدنظر برای آن با تولیدش فاصله چشمگیری دارد؛ هدف از توسعه فاز 12 پارس جنوبی تولید روزانه 75 میلیون متر مکعب گاز و  120 هزار بشکه میعانات گازی و 750 تن گوگرد بود که این رقم در تولید عملیاتی به ترتیب حدودا روزانه 42 میلیون متر مکعب گاز طبیعی، 18 هزار بشکه میعانات گازی و 80 تن گوگرد است.

در اواخر سال 1393 بود که پروژه فاز 12 پارس جنوبی در عسلویه رسماً به بهره برداری رسید که با زحمات مدیران و کارکنان شرکت پتروپارس و تزریق مالی مناسب به بار نشست هرچند ار نظر کیفیت با آنی که برنامه شده بود تفاوت داشت اما این نقصان را می توان به واسطه تحریم ها طبیعی انگاشت.

این طرح دارای یک پالایشگاه با ظرفیت پالایشی گاز استحصالی و تولید میعانات گازی و گوگرد مطابق ارقام فوق الذکر بوده و همچنین دارای 3  سکوی بهره برداری و سه خطوط لوله زیردریایی و 42  عدد چاه حفاری شده بود.

گاز استحصالی از طریق سه خط لوله  32 اینچ از فاصله 140 تا 150  کیلومتری از سکوهایی دریایی به پالایشگاه در ساحل عسلویه انتقال می‌یابد. هزینه اولیه طرح 5.7  میلیارد یورو بوده است که در نهایت با احتساب همه تغییرات و اضافه کاری‌ها  جمعاً دو برابر برای آن هزینه شد. این پروژه در دو مرحله از سال 1382 در دستور کار شرکت نفت و گاز پارس قرار گرفت که نهایتاً در سال  1384 به شرکت پتروپارس در قالب قرارداد بیع متقابل واگذار شد. این پروژه در سال 1393 رسماً افتتاح شد. همچنین مقرر شده بود که سرمایه گذاری اولیه طرح از محل فروش محصولات طی 3 سال تولیدات طرح مستهلک شود. همه سکوها و تجهیزات مطابق پیش بینی اولیه شامل 3 سکوی دریایی و 42 حلقه چاه گازی همگی در عمق  1500 تا 2000 متری از کف دریا انجام شده است.

به عبارت دیگر در ابتدای قرارداد برآورد شده بود که درآمد روزانه 35 میلیون یورویی از این طرح محقق شود که با محاسبه تقریبی و مطابق آمار اعلام شده در زمان افتتاح درآمد 15 تا 17 میلیون یورو در روز حاصل شده است به بیان دیگر تقریبا 48٪ اهداف طرح تحقق پیدا کرده است و در خوشبینانه ترین حالت به 6 سال خواهد رسید.

هم اکنون این سوال مطرح می‌شود که علت تحقق 48  درصدی محصولات این طرح و کاهش درامدی روزانه  18 تا 20 میلیون یورویی را چگونه و به چه دلیل روی داده است؟ سوالی که خیلی از مدیران نفتی حاضر به شنیدن آن نیستند اما بررسی روند تحولات این طرح حقیقتی را آشکار می‌سازد که حاکی از ضعف در مدیریت و بی توجهی مفرط به بیت المال در پوشش لزوم برداشت از میادین مشترک گازی است.

در طراحی‌های اولیه برآورد وجود 62٪ سولفور در ترکیبات گاز ترش استحصالی لحاظ شده بود که امروز پس از بهره برداری مشخص شده است که میزان سولفور موجود در گاز مخزن حداکثر 37٪  است. پاسخ عوامانه  که به این سوال داده می‌شود این است که این طرح در شرقی‌ترین لایه گازی مرزی و در اولین لایه مخزن گازی موصوف به K1 و نزدیکترین ناحیه مرزی با کشور همسایه قرار دارد و چون میدان گازی مشترک و شیب مخزن هم به سمت کشور همسایه است پس طبیعی است؛ ضمن آنکه طی حدود 10 سال هم که از طراحی و اجرا گذشته است. مخزن یک موجود زنده است و مرتب از آن برداشت شده است و افت و دبی جریان گاز طبیعی و عقلایی است پس محصولات طرح به این دلیل به حدود کمتر از نصف طراحی اولیه تقلیل یافته است.

در اینجا لازم است توضیح دهیم که از 42  حلقه چاه حفاری شده تنها  37 حلقه چاه با حداکثر 70٪ قابلیت برداشت (Opening) در سرویس عملیاتی قرار دارد و  5 چاه گازی قابلیت استحصال گاز ندارند به عبارت دیگر گاز پرفشار برای خروج از آنها وجود ندارد و گازی از آنها خارج نمی شود.

اما نکته مهم و اساسی همین جاست که طی این سال‌ها چه مطالعه‌ای برروی مخزن گازی صورت گرفته است؟ از کدام دانش فنی و تکنولوژی در مطالعه میدان کمک گرفته شده است؟ کدام مرجع مستقل مطالعات میدان را تایید کرده است؟ نتایج مطالعات مهندسی مخزن گازی چه بوده است؟

و یک مسئله بسیار مهم دیگر این است که اگر این طرح نتوانسته است به اهداف اولیه خود دست یابد و شرایط مخزن گازی تغییر کرده است و قبول کنیم که همه فعالیت‌های مهندسی پیمانکار و کارفرما  کاملا صحیح بوده است آیا نباید برای طرح‌های آتی که در حال اجرا است بازنگری صورت بگیرد؟

چه بسا باید تغییراتی در طرح‌های اولیه داده شود و بعضی از ظرفیت‌ها کاهش و یا افزایش داده شود و اصولاً برای برداشت بهینه از میدان مشترک نیازمند مطالعه بیشتر و استفاده از دانش و فن آوری روز مطالعه و نحوه برداشت از میادین گازی هستیم چه بسا در همین فاز 12  می‌توانستیم در طول 10 سال گذشته تغییراتی را بدهیم که برداشت بیشتری از میدان داشته باشیم؛ همان موضوع مهم و مفغولی که به آن پرداخته نمی‌شود.

به عبارت دیگر عملا در پالایشگاه و سکوها و چاه‌های گازی باوجود تحریم ها و کمبود منابع مالی ظرفیت‌های اضافی ایجاد شده است و این به معنای اتلاف منابع، زمان و پایین بودن بهره وری و حرکت در محیطی بدون مطالعات مهندسی قابل اطمینان است.

اگر به جای پتروپارس یک شرکت خارجی طرح فاز 12 را انجام داده بود امروز قطعاً دستگاههای نظارتی پیگیر پاسخگویی عملکرد آنان می‌بوند و به آنها اعتراض می‌شد.

سوالات اصلی و نکات قابل تاملی که می توان دراین باره مطرح کرد این است که:
1ـ آیا آسیب شناسی علل و عوامل این فاجعه ملی انجام شده است ؟ اگر شده با کدامین عوامل بروز آن برخورد مناسب صورت گرفته است ؟

2ـ از آنجا که طرح به صورت بیع متقابل بوده است و شرکت پتروپارس می بایست پاسخگوی کاهش درآمد باشد. چرا پیمانکار مورد بازخواست از طرف کارفرما قرار نگرفته است ؟

3ـ تکلیف سرمایه هایی که به اشتباه از بیت المال در این طرح هزینه شده است وتقریبا با توجه به خاموش بودن حداقل 35 درصد ظرفیت پالایشگاه فاز 12 و چاه های اضافی و حفاری های اشتباه انجام شده  در دریا  با برآورد تقریبی چند میلیارد دلاری چیست و چه کسی باعث این اشتباه شده و باید پاسخگو باشد؟ اگر قرارداد بیع متقابل است باید شرکت پتروپارس این هزینه اشتباه را پرداخت کند در حالی که از بیت المال وبا تایید صورت وضعیت ها  توسط کارفرما ( شرکت نفت گاز پارس ) از بیت المال پرداخت شده است.

4ـ با توجه به تامین منابع مالی شرکت پترپارس از بیت المال عملا" بیع متقابل بودن طرح و سرمایه گذاری مستقل شرکت پتروپارس بی معنی بوده وشرکت پتروپارس باید در مقابل اعتبارات هزینه شده پاسخگوباشد.

5ـ نقش شرکت نفت و گاز پارس بعنوان کارفرما قابل بررسی بوده  و می بایست  در برابر کوتاهی احتمالی در فرآیند نظارتی پاسخگو باشد.

6ـ وزارت نفت هم اکنون در تلاش است تا با جذب شرکتهای خارجی درتوسعه میادین فعالیت نماید . سوال اساسی این است که وقتی این وزارت خانه به یک شرکت داخلی توان مدیریت واحقاق حقوق و نظارت بر برداشت بهینه و صیانتی  را ندارد چگونه می خواهد به شرکت های بین المللی مدیریت کند؟!
 

يکشنبه ۲۶ ارديبهشت ۱۳۹۵ ساعت ۱۰:۴۸