تحقیق موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان



موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

1.
میزان ذخایر بالفعل و بالقوه نفت خام کشور و تاثیر تزریق گاز بر آنها
میزان ذخایر" نفت خام در جای" کشور حدود 450 میلیارد بشکه تخمین زده می شود. از این میزان، تا پایان سال 1380 جمعاً حدود 54 میلیارد بشکه از مناطق خشکی و دریایی برداشت شده است.
میزان ذخایر بالفعل نفت خام کشور با توجه به ذخایر کشف شده جدید، حدود 37 میلیارد بشکه است. این رقم بر اساس گزارش های ارائه شده از مناطق خشکی و اطلاعات نگارنده از مناطق دریایی است. ارقام رسمی ارائه شده با توجه به حجم میعانات گازی و حجم نفت خام بالقوه از حدود 92 میلیارد بشکه تا 130 میلیارد بشکه بوده است.
میزان ذخایر بالقوه نفت خام ( برداشت ثانویه) کشور حدود 50 میلیارد بشکه است. این رقم، حدود 5 میلیارد بشکه نفت قابل بهره برداری- که در 50 تاقدیس شناخته شده کوچک، واقع شده است ـ را شامل میشود که هنوز حفاری اکتشافی در آنها شروع نشده است؛ 45 میلیارد بشکه دیگر نیز در مخازن نفتی شناخته شده واقع شده است.
تنها راه بالفعل نمودن حدود 45 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 20 میلیارد پای مکعب در روز است. چنین حجمی از گاز مورد نیاز را می توان از ذخایر پارس جنوبی، پارس شمالی ( مخازن گاز کشف شده G و F واقع در خلیج فارس)، گازهای همراه که قسمت اعظم آن سوخته می شود و سایر مخازن گاز ایران تامین نمود. بر اساس محسبات مهندسی مخازن انجام شده قبل و بعد از انقلاب، به ازای تزریق 5/2 تا 4 هزار پای مکعب گاز می توان یک بشکه نفت اضافی از مخازن نفتی ایران به دست آورد.
بنابراین اگر قیمت نفت را حدود 24 دلار برای هر بشکه فرض نماییم " قیمت سایه ای" هزار پای مکعب گاز، حدود 6 تا 10 دلار است. قیمت گاز صادراتی ایران به ترکیه بر اساس قیمت نفت 24 دلار، کمتر از 3 دلار برای هر هزار پای مکعب در نظر گرفته شده است، ضمن آنکه فاصله آن حدود 1000 کیلومتر دورتر از محل تزریق است. علاوه بر این، باید به این نکته توجه کرد که گاز تزریقی برای نسل های آینده باقی خواهد ماند.
ملاحظه می شود که تزریق گاز در مخازن نفتی، با صرفه ترین نحوه استفاده از آن است. در عین حال، این روش از نظر اصول، تنها راه صیانت از مخازن نفتی و تبدیل نفت بالقوه به نفت بالفعل برای نسلهای آینده کشور است.

2. سیاستهای تزریق گاز و مقایسهای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان
ذخایر واقعی نفت عربستان حدود 200 میلیارد بشکه است، در حالی که ذخایر نفت و گاز ایران 37 میلیارد بشکه نفت بالفعل و 50 میلیارد نفت بالقوه و حدود 800 تریلیون پای مکعب گاز را شامل میشود. در نتیجه، مجموع حجم نفت و گاز ایران حدود 220=133+37+50 میلیارد بشکه ( معادل نفت خام) است. در صورتی که فرض شود ایران روزانه به طور متوسط 5/3 میلیارد بشکه نفت و عربستان به طور متوسط روزانه حدود 10 میلیون بشکه نفت بهرهبرداری می کند در نتیجه در 15 سال آینده، ذخایر نفت ایران در حدود 201=19-220 میلیارد بشکه و ذخایر نفت عربستان حدود 145=55-200 میلیارد بشکه خواهد بود.
ملاحضه می شود که در 15 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 احتمالاً در عربستان در فرایند 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 15 سال آینده به نحو شدیدی افزایش خواهد یافت علت این امر کمبود عرضه نفت در برابر تقاضا از یک طرف و بالا رفتن روند مصرف گاز در سالهای آینده میباشد. بنابراین ارزش گاز در آن زمان به میزان بیشتری در مقایسه با ارزش فعلی آن ـ یعنی هزار پای مکعب گاز معادل حرارتی یک ششم قیمت یک بشکه نفت ـ خواهد رسید. ضمن آنکه باید توجه داشت که ما نمی توانیم هم روزانه 20 میلیارد پای مکعب گاز در مخازن خود تزریق کنیم و هم حجم قابل ملاحظه ای از گاز را صادر نماییم.
در این جا لازم است توضیح داده شود که 800 تریلیون پای مکعب ذخایر گاز ایران، گازهای همراه نفت و کلاهک گازی مخازن نفتی و مخازن مستقل گازی را شامل می شود. حجم گازهای همراه با میزان نفت استخراجی متناسب است. بنابراین تنها از میدانهای مستقل گازی است که می توان با حجم بالایی گاز استخراج نمود.
باید توجه داشت که در کشورهای غربی از هم اکنون برنامه تامین انرژی مصرفی خود را 25 سال آتی، برنامه ریزی می کنند. بنابراین باید راههای موجود و مطمئن تامین آن را با کم ترین قیمت ممکن بررسی و برنامه ریزی نمایند. لذا تامین منابع گازی غرب از سال 2015 به بعد ایجاب می کند که ایران موضوع تزریق گاز را در مخازن خود فراموش نموده و از هم اکنون در راه صادرات گاز به کشورهای همسایه اقدام کند.
برنامه ریزی شرکت های خارجی در تزریق آب به مخازن سیری، درود، سروش، نوروز، سلمان و غیره به جای گاز، از نمونه های 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 ـ فیناـ الف" و " شل" در مقالات مختلف خود از طریق کارهای آزمایشگاهی و عملی نشان داده اند. که حتی تزریق هوا در مخازنی که شبیه مخازن ایران است در مقایسه با تزریق آب از بازدهی به مراتب بیش تری برخوردار است. با وجود این، سیاست همین شرکت ها در تجویز تزریق آب به مخازن ایران در چارچوب قرارداد های بیع متقابل، موجب شده است که گاز آن مخازن سوزانده شود. مثلاً در حالی که شرکت نفت توتال در مخزن " ابوالبخوش" ابوظبی گاز تزریق می کند، با تزریق آب در میدان سلمان موافقت شده است، در حالی که این دو مخزن (ابوالبخوش و سلمان) در واقع مخزنی مشترک و با موقعیتی کاملاً مشابه است. متاسفانه قرار است گاز طبقه خوف میدان سلمان جهت فروش به ناحیه عسولیه منتقل شود و در مقابل، آب به مخزن سلمان تزریق گردد! همچنین متاسفانه در حال حاضر میدان های سروش و نوروز از طریق آب روانی و تزریق آب، بهرهبرداری می شود و گاز آنها به جزیره خارک جهت فروش منتقل می گردد! سایر پروژهای بیع متقابل نیز عمدتاً چنین نقایصی دارند.

3. فقدان سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز
متاسفانه نه قبل و نه بعد از انقلاب، کوششی جدی برای طراحی سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز کشور صورت نگرفته است. کشور ما از این بابت، فرصت های زیادی را از دست داده و ضررهای هنگفتی را تحمل نموده است، به عنوان مثال، عدم برنامه ریزی جهت جلوگیری از انعقاد قرارداد ارسال گاز قطر به دبی ـ که چندین سال قبل از شروع آن، نگارنده مراتب را به استحظار مقامات وقت رساندم ـ نمونه ای 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 سرمایه گذاری کمتری قابل اجرا بود، پیشنهاد نمودم، اما متاسفانه اقدامات مقتضی صورت نگرفت. همین امر موجب شد که ارتباط شیخ نشین های منطقه که همیشه با یکدیگر در زمینه ارسال گاز اختلاف داشتند، بهبود یابد؛ به گونه ای که با ارسال گاز قطر به آن کشور، ضمن بهتر شدن روابط، به برداشت سهمیه بیش تر قطر از میدان گازی مشترک با ایران نیز کمک شد.
لذا باید تردید داشت که برنامه ریزی سیاسی، فنی و اقتصادی انرژی در کشورمان به معنی واقعی آن وجود داشته باشد. فروش گاز به کشورها همسایه و نزدیک مانند ترکیه، هند و پاکستان بدون توجه به احتیاجات داخلی و بدون برنامه ریزی سیاست انرژی منطقه ای و جهانی اتخاذ شده است. فقدان چنین سیاستهایی موجب می شود 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 طبعاً هزینه ها و اثراتی بسیار سنگین برای نسل های آینده به دنبال خواهد داشت.

4. سوابق استعماری
در دوران قاجار، سفرای کشورهای بزرگ غربی سیاست های استعماری خود را از نزدیک در ایران پیاده کردند، ولی امروزه تحمیل سیاست های مورد نظر غرب به کشورهای در حال توسعه به شیوه ها و طرق پیچیده تری انجام می پذیرد. این ابزارها عبارتند از:
1. فن آوری پیشرفته و تحمیل آن به جهان سوم.
2. قدرت مالی وسیع.
3. برنامه ریزی سیاسی ـ اقتصادی بلند مدت و پیگیری آن از طرق مختلف.
4. استفاده از وسایل ارتباط جمعی.
5. استفاده از تضادهای منطقهای و تهدید و تشویق کشورهای ضعیف.
6. استفاده از نهادهای بین المللی مانند حق وتو جهت اعمال و پیاده نمودن سیاست های سلطه اقتصادی و سیاسی.
7. استفاده از وسایل پیشرفته فضایی برای کسب اطلاعات.
8. استفاده از عدم آشنایی به مسائل برنامه ریزی بسیار کلان اقتصادی ـ فنی ـ سیاسی به وسیله ایجاد رقابت بین کشورهای صادر کننده نفت و گاز.
روابط نابرابر کشورهای پیشرفته صنعتی با کشورهای در حال توسعه، موجب شده است که کشورهای ضعیف در وضعیتی قرار بگیرند که بالا جبار مواد اولیه مورد نیاز کشورهای ثروتمند را با پایین ترین قیمت عرضه کننده و دانسته یا ندانسته برنامه های 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 فنآوری های بالا دسترسی نیافته اند بلکه تبدیل به بازارهای مصرف برای تولیدات کشورهای صنعتی شده اند.

5. مروری بر موقعیت صنعت نفت ایران در سال های قبل از انقلاب و نحوه اعمال مقاصد شرکت های عامل نفت
1-5- ایجاد محیط استعماری
مدرسه فنی آبادان که مدرسه ای حرفه ای بود در سال 1327 شروع به کار کرد سالیانه تعداد حدود 30 نفر دانش آموز مورد نیاز را از طریق کنکور از بین فارغ التحصیلان کلاس یازدهم انتخاب می شدند. دوره کامل این مدرسه فنی جمعاً 4 سال بود و لذا فارغ التحصیلان این مدرسه حرفه ای دارای 5 سال ارشدیت در مقایسه با مهندسان فارغ التحصیل سایر دانشگاههای داخلی و خارجی بودند. تعدادی از شاگردان سال اول این مدرسه حرفهای به بیرمنگام (انگلستان) اعزام می شدند و طی برنامه خاصی پس از دریافت مدارک تحضیلی ـ که عموماً در رشته شیمی بود ـ با ارشدیت چندین ساله در پست های بالا گماشته می شدند. لازم به تذکر است که این مدرسه فنی تنها در بخش بالادستی درس های علمی را آموزش می دادند ولی تعدادی از فارغ التحصیلان رشته شیمی دانشگاه بیرمنگام در پستهای بالادستی منصوب شدند.
این گروه تشکیلاتی به نام " گروه شام مینا" داشتند و پست های بالای شرکت نفت، عموماً در اختیار آنان بود. مدیر اکتشاف و تولید، مدیر امور بین الملل، مدیر پتروشیمی، مدیر امور غیر صنعتی در جنوب، مدیر پروژه IGAT، رئیس پخش، 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 می نمود.
شرکت های عامل با اعمال روش تحقیر و به کار بردن فشارهای روانی و شکستن شخصیت و انگیزه ملی و حرفهای، به جای استخدام مهندس نفت و یا مهندسان نزدیک به رشته نفت، تعداد 20 نفر از فارغ التحصیلان دانشکده علوم تهران را که اطلاعی از نفت نداشتند استخدام نمودند و پس از سال ها کار در مناطق نفتی و اعزام بعضی از آنان به دورههای چند ماهه، در واقع افرادی نیمه فنی تربیت نمودندکه بدون درک اصول علمی مربوطه، همیشه محتاج به کمک افراد خارجی باشند.
از زمان شروع کار دکتر اقبال، فراماسیونرها نیز چندین پست غیر فنی مانند فروش نفت را در اختیار گرفتند و ارتباط نسبتاً دوستانهای با گروه شام مینا داشتند.
2-5- مقاومتها و تلاشها
علی رغم 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 1341 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 یا تزریق آب است.
قرارداد کنسرسیوم، اجازه هیچ گونه دخالتی جهت پیاده نمودن چنین پروژههایی را به شرکت ملی نفت ایران
نمیداد. تنها وسیله ما اتکاء به دو نکته مندرج در قرارداد بود که عبارت بودند از:
1. Good Petroleum Practice؛ یعنی انجام فعالیتهای نفتی باید بر اساس ضوابط علمی و منطقی باشد.
2. Mindful of Iran's Interest؛ یعنی منافع ایران باید رعایت شود.
در دهه 40، میزان بهرهبرداری از مناطق خشکی، حدود یک میلیون بشکه در روز بود. بنابراین شرکتهای عامل نفت احتیاجی به سرمایهگذاری در بخش ازدیاد برداشت نمی دیدند؛ زیرا هر نوع سرمایه گذاری که باعث استمرار بهرهبرداری نفت از مخازن ایران می شد در سالهای بعد از اتمام قرارداد در 1373 ( 1994) به نتیجه میرسید که در واقع نتیجه آن نصیب ایران می گردید.
شرکتهای عامل با بهانههای مختلف، تاثیر برخی از فرایندهای موثر در استخراج نفت از داخل سنگهای متخلخل را نمیپذیرفتند و اثبات آن فرایندها را به انجام کار آزمایشگاهی موکول می کردند. همزمان با این مخالفتها و به منظور اثبات نظریات خود، مرکزی را در لندن تاسیس نمودند. همچنین این شرکتها مدل ریاضی خاصی را تهیه کردندو 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 نمی دادند و تنها موافقت کردند که صرفاً جواب هر نوع مطالعه با مشخصات معینی را که نگارنده طراحی نماید در اختیار ما بگذارند.
نزدیک به 100 مورد مطالعه میدانی در ظرف 9 سال 1350- 1341 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.
متقابلاً از طریق مطالعات انجام شده، مشخص شده که مدل ریاضی آنها صحیح نبوده و آنها محاسبات را به نحوی انجام دادند که همواره به ضرر تزریق گاز بوده است. این اشتباهها به مرور تصحیح شده و در نتیجه، برتری تزریق گاز و یا حداقل، مساوی بودن تاثیر آن با تزریق آب از طریق مدل شبیه ساز تهیه شده توسط آنها در سال های 1349 به بعد آشکار گردید.
در سالهای 1349-1341 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 مخصوصاً کارهایی را که شرکت نفت شل و سایر شرکتهای اروپایی و امریکایی انجام دادند نشان میداد که گاز بهتر از آب میتواند نفت را جا به 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-1-6) انجام میدادند، نگارنده در ظرف یک سال مدل ریاضی کاملاً جدیدی طراحی نمود که برای اولین بار در جهان، کلیه فرایندهایی را که تا آن زمان به نحوه صحیح منظور نشده بود مانند ریزش ثقلی، دیفوژیون،کانوکشن و فرایندهای دیگر را همزمان در نظر میگرفت.
اولین مطالعهای که نگارنده با استفاده از این مدل انجام داد در سال 1350 به اتمام رسید و مشخص شد که گاز از هر لحاظ بهتر از آب، نفت را جا به جا می نماید و حتی تخلیه طبیعی مخزن، بهتر از تزریق آب است. این مطالعه برای اولین بار در سال 1351 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 کنسرسیوم برسد.
شرکتهای عامل چارهای را جز قبول این مطالعه نداشتند. از سوی دیگر، اگر این مطالعه را می پذیرفتند شرکت ملی نفت ایران می توانست ادعای خسارات گذشته ـ شامل سوزاندن تریلیونها پای مکعب گاز و عدم النفع ناشی از انجام ندادن تزریق گاز ـ 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.

3-5- تغییر شرکتهای عامل نفت به شرکتهای خدمات ایران ( OSCO)
شرکتهای عامل نفت با آینده نگری خاص خود، قبل از قبول رسمی تزریق گاز در مخازن نفتی ایران اقدام به تغییردادن شکل " IOE & PC" به " OSCO" نمودند. این اقدام سه نکته اساسی را شامل میشد:
1. پیشنهاد نمودند که سطح تولید نفت از رقم حدود 3 میلیون به 8 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.
2. میزان سرمایه گذاری شرکت ملی نفت ایران را از صفر به حدود 40 درصد افزایش دادند. قبلاً شرکتهای عامل نفت 100 درصد سرمایه گذاری را انجام میدادند.
3. بر اساس یکی از موارد قرارداد، " طرفین از تاریخ عقد قرارداد جدید از کلیه دعاوی قبلی خود صرف نظر می نمایند".
بدین ترتیب، هدف اصلی شرکتهای عامل که همان نکته سوم بود، تحت موضوع جذاب افزایش سطح تولید به 8 میلیون بشکه در روز پنهان شد.
شرکتهای عامل پس از تایید رئیس وقت اداره حقوقی شرکت ملی نفت و تصویب آن در مجلس و امضاء شاه در آذر 1352، تزریق گاز را در کلیه مخازن اصلی ایران قبول کردند.
ملاحظه میشود که عدم شناخت کافی از سیاستهای شرکتهای بین المللی 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 زیانهای 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 این که گاز آثار بهتری از آب در مخازن ایران دارد، اولین پیش بینی فنی ـ 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 40 هزار بشکه نفت از ناحیهای که قبلاً آب، آن را جا به جا نموده بود استخراج میشود، و پیش بینی نگارنده ـ که در اثر تزریق گاز حدود چند صد میلیون بشکه نفت اضافی استراج خواهد شد ـ 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 می شود نیز به اثبات رسیده است.
د) جهت تثبیت قیمت نفت با توجه به بالارفتن تقاضا، نیاز به بالا بردن سطح تولید در کشورهای اوپک بود که بدین وسیله این هدف نیز به تحقق می رسید.
پس از بررسی قرارداد شرکت خدمات نفتی ایران OSCO که پس از تصویب، جهت برنامه ریزی به نگارنده ابلاغ شد، متوجه شدم که امکان بهرهبرداری 8 میلیون بشکه در روز از مخازن خشکی ایران غیر ممکن است. این مطلب طی گزارشی به اطلاع مدیر اکتشاف، تولید و امور بین الملل وقت رسید و پس از مدتی بالاخره به اطلاع شاه نیز رسید. در این گزارش، سطح تولید را از مخازن خشکی، حداکثر 6 میلیون بشکه در روز پیش بینی شد.
نکته قابل توجه اینکه اداره حقوقی شرکت ملی نفت ایران که با قرارداد شرکت خدمات موافقت کرده بود قبلاً با نگارنده و یا مدیریت اکتشاف و تولید شرکت ملی نفت در مورد صحت و امکان بهرهبرداری روزانه 8 میلیون بشکه مشورت نکرده بود.
شاه پس از ملاحضه گزارش و دلایل مندرج در آن، با کاهش سقف تولید از 8 میلیون بشکه به 6 میلیون بشکه در روز موافقت نمود. این مساله برای اعضاء کنسرسیوم و نمایندگان آنها در جنوب در تهران تشکیل شده بود آنان برنامه 8 میلیون بشکه در روز خود را به شرکت ملی نفت ایران ارائه نمود.
میدانیم که در عمل، سطح تولید نفت در ناحیه کنسرسیوم سابق ( مناطق خشکی) از 2/5 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.

6. مروری بر 22 سال گذشته
بعد از انقلاب، سطح برنامه ریزی شده تولید در مورد کلیه مخازن ایران ( اعم از خشکی و دریا) از حدود 3/6 میلیون بشکه در روز به حدود 3 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. نحوه 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 تولید قیمت نفت به بیش از 35 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.
مدیریت وقت امور اداری شرکت ملی نفت ایران عنوان نمود که اگر قرار است سطح تولید از 3/6 به 3 میلیون بشکه در روز کاهش یابد 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 1358 نگارنده، شرکت ملی حفاری را تاسیس نمود. علت تاسیس این شرکت این بود که حدود 4500 نفر از کارکنان و مهندسان شرکتهای سرویس دهنده، بلاتکلیف شده بودند. نگارنده بر طبق اساس نامه تهیه شده که به ریاست هیات مدیره آن شرکت به عنوان اولین رئیس هیات مدیره شرکت ملی حفاری ایران منصوب گردیدم. تعداد 12 دستگاه حفاری در مدت چند ماه راهاندازی شد. یکی از دستگاهها در ناحیه نیر کبیر ( آزادگان فعلی) بود که متاسفانه عراقی ها این دستگاه را به همراه تعدادی دیگر از دستگاههای حفاری به غنیمت بردند.
عدم توجه به ابعاد مالی ـ حقوقی و مسائل بین المللی، همواره موجب زیان هایی برای شرکت ملی نفت ایران بوده است. به عنوان مثال می توان به تحویل 3 دستگاه حفاری متعلق به شرکت سانتافه اشاره کرد که بخش حقوقی شرکت ملی نفت ایران قرارداد تحویل آن را در سال 1980 در نیویورک و لوس آنجلس بدون پرداخت وجهی، رسماً انجام داد؛ در حالی که نزدیک به 7 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 19 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 پارس جنوبی اشاره کرد. اگرچه نگارنده با تحلیل موقعیت سیاسی وقت، این نکته را تبیین 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 امریکایی کونوکو موجب شد که توجه لازم به جهت گیری 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 ـ امریکایی داماتو به تصویب کنگره امریکا رسید و دولت امریکا قرارداد کونوکو را لغو کرد.

7. اولین پیشنهاد سرمایه گذاری در ایران از طرف شرکت ژاپنی جپکس
در اواخر جنگ ایران و عراق، تولید نفت به حدود 2 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. بنابراین بعد از جنگ، ضرورت افزایش سریع تولید کاملاً محسوس بود. در چنین وضعیتی برای افزایش تولید باید سرمایه گذاری های خارجی را در میدان هایی به کار گرفت که با حداقل سرمایه گذاری، حداکثر بازدهی را دارند. به عنوان مثال اگر در پروژههای دریایی فرضاً در سه ناحیه هنگام ( شرق جزیره قشم)، سیری و ابوذر، توان هایی به ترتیب ضعیف، متوسطو بالا، با میزان سرمایه گذاری به ترتیب بسیار بالا، بالا و به نسبت متوسط وجود داشته باشد و ایران درصدد بالا بردن سطح تولید خود با صرف کم ترین هزینه باشد، منطقی است که میدان ابوذر در الویت قرار گیرد؛ در حالی که متاسفانه پروژه هنگام با توانی پایین تر و سرمایه گذاری بالاتر و ریسک بیشتر، انتخاب شد و به شرکت ژاپنی جپکس پیشنهاد گردید.
شرکت جپکس حاضر به سرمایه گذاری با بهره حدود 3 درصد در بخش اکتشاف و بهره حدود 12 درصد در بخش توسعه و تولید بود. مطالعات این شرکت نشان داد که توسعه و تولید روزانه حدود 200 هزار بشکه، احتیاج به سرمایه گذاری 2/1 میلیارد دلاری داشت که برای پرداخت آن لازم بود حدود 90 درصد نفت حاصل به شرکت مذکور پرداخت شود. با توجه به میزان سرمایه گذاری و میزان برگشت آن، دولت وقت به درستی آن را نپذیرفت.

8. عدم توفیق برنامه افزایش تولید
هدف برنامه ریزی افزایش تولید نفت در سال 1372 رسیدن به سطح 5/4 میلیون بشکه در روز بود. جهت رسیدن به این هدف، قرار شد با سرمایه گذاری 2 میلیارد دلاری، سطح تولید مناطق خشکی در ظرف 2 سال به رقم مورد نظر برسد.
نگارنده در همان زمان طی گزارشی نشان داد که امکان بالا بردن سطح تولید به جز از طریق تزریق گاز به میزان لازم و کافی در کلیه مخازن اصلی ایران غیر ممکن است. تولید و تزریق گاز، مستلزم سرمایه گذاری چندین میلیارد دلاری و توسعه میدان پارس جنوبی به میزان 8 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 8/3 میلیون بشکه در روز نیز نرسید.
تا سال 1373 علی رغم 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 عملاً قابل استحصال نیست. نکته جالب توجه این است که شرکت نفت شل در جریان توسعه میدان پارس شمالی 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 نشان داد که ادامه مطالعه بر روی میدان پارس شمالی در مقایسه یا استفاده از پارس جنوبی، کاری غیر اقتصادی است و شایسته است ضمن توقف آن، کلیه فعالیتها بر اساس استخراج 8 میلیارد پای مکعب در روز از پارس جنوبی جهت تزریق در مخازن خشکی متمرکز گردد.
متاسفانه هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران در عمل، به تولید یک میلیارد پای مکعب گاز با بودجه 900 میلیون دلار اکتفا کرد. قرار شد نسبت به فازهای بعدی میدان پارس جنوبی، از یک شرکت خارجی جهت برنامه ریزی آینده استفاده شود.

9. قرارداد سیری ـ توتال
بر اساس قراداد سیری ـ توتال شرکت توتال متعهد شد که روزانه 100 هزار بشکه از میدان E و 20 هزار بشکه از میدان A بهرهبرداری نماید. نگارنده طی گزارشی، دو مورد زیر را گوشزد نمود:
1. ارقام 100و 20 هزار بشکه برای این مخازن بالاست و این مخازن نمیتواند در چنین سطحی تولید داشته باشند.
2. سوزاندن گاز استخراجی به جای تزریق آن، غیز صیانتی است.
اکنون بیش از حدود دو سال از شروع تولید این دو مخزن میگذرد و جمعاً حدود 70 هزار بشکه در روز به جای 120 هزاز بشکه از آنها تولید می شود. 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 1000 پای مکعب برای هر بشکه نفت تنزل یابد، رقم 70 هزار بشکه در روز به سطح پایین تری کاهش خواهد یافت.
به نظر نگارنده، حد متوسط بهرهبرداری از مخازن فوق، حدود 65 هزار بشکه در روز برای 10 سال آینده است. لذا در صورتی که نفت حاصل از این میدان بر اساس قیمت 9 دلار برای هر بشکه ـ که محسبات اقتصادی این پروژه در سال 1374 بر این اساس انجام شده بود ـ در نظر گرفته شود شرکت ملی نفت ایران جهت پرداخت 2/1 میلیارد دلار مورد تعهد برای اصل و فرع و جایزه این پروژه، میبایست برای حدود 8 سال کل نفت بهرهبرداری شده این مخازن را به شرکت توتال پرداخت مینمود؛ بعد از این هم که نفت قابل ملاحظهای باقی نمی ماند. لازم به تذکر است که در این قرارداد، هیچ گونه جریمهای وجود ندارد.

10. قرارداد " الف" درود
قبل از امضاء قراداد "الف" در حوزه نفتی " درود"، نگارنده طی گزارشهایی نشان داد که نحوه انجام پروژه فوق ـ که شامل تزریق آب در بهترین لایه نفتی این مخزن است ـ باعث از دست دادن حدود یک میلیارد بشکه نفت خواهد شد، اما متاسفانه مورد توجه قرار نگرفت. در واقع شرکت نفت "الف" با پایین آوردن پیش بینی میزان تولید این میدان و سرعت دادن به یک فرایند کم بازده، آن را به عنوان پروژهای پر منفعت به شرکتهای نفت ایران معرفی نموده است؛ ضمن اینکه با پایین آوردن درصد بهرهدهی مخزن، آثارمنفی 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 12 حلقه چاه تعمیر و تعداد 3 حلقه چاه جدید حفر نمود. در اثر این عمل، سطح تولید میدان به حدود 180 هزار بشکه در روز افزایش یافت. این عملیات تعمیری و حفاری با هزینهای حدود 50 میلیون دلار انجام گردیدمقایسه هزینهای حدود 50 میلیون دلار، با کاری که شرکت "الف" قرار بود با 540 میلیون دلار سرمایه گذاری و بازپرداخت بیش از یک میلیارد انجام دهد، بسیار آموزنده است.
به نظر نگارنده، ضریب بهرهدهی طبیعی این مخزن حدود 35 درصد می باشد، درحالی که شرکت "الف" جهت پایین آوردن توان بهرهدهی مخزن، آن را حدود 20 درصدگزارش کرده بود که کاملاً 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 300 هزار بشکه در روز را نمود. با مطالعاتی که نگارنده در سالهای 1376- 1375 بر روی این مخزن انجام داد مشخص شد که با تزریق روزانه 600 میلیون پای مکعب گاز، ضریب بهرهدهی آن را از میزان 35 درصد به بیش از 60 درصد افزایش مییابد.
نکته جالب توجه این است که پیشنهاد شرکت "الف" مبنی بر افزایش سطح تولید از وضع فعلی به 300 هزار بشکه در روز نشان میدهد که پیشنهاد اولیه این شرکت مبنی بر بالا بردن سطح تولید از 140 به 220 هزار بشکه در روز، کاملاً نا صحیح بوده است. ضمناً این موضوع، تاییدی بر نظریه ارائه شده در بالا بودن ضریب بهرهدهی این مخزن نیز هست.
11. پروژه نوروز ـ سروش ـ شل
میادین نوروز و سروش حاوی نفت نیمه سنگین و سنگین بوده و زیر فشار اشباع قراردارد. به عبارت ساده تر،فشارمخزن از فشارنقطه حباب نفت بالاتر است؛ لذا اگر گاز در آنها تزریق شود در اثر حل شدن گاز در نفت، باعث انبساط و پایین آوردن گرانروی نفت میگردد. در صورت اشباع نمودن نفت میدان سروش با گاز، گرانروی آن تا حدود 4 برابر کاهش مییابد. درنتیجه، بهرهدهی چاهها تقریباً به همان نسبت بالا میرود و ضریب بهرهدهی مخزن نیز تا حدود 18 درصد افزایش مییابد.
از آنجا که سنگ مخازن نوروز و سروش " نفت دوست" است، هجوم آب به داخل مخزن نمی تواند به راحتی نفت را جا به جا نماید و این باعث افت شدید ضریب بهرهدهی مخزن خواهد شد.
پیش بینی میشود که بهرهبرداری از مخزن سروش از طریق تزریق آب و یا بهرهبرداری طبیعی، حدود 7 تا 8 درصد بیش تر نباشد؛ در حالی که با تزریق گاز، ضریب بهرهدهی مخزن را میتوان به بیش از 50 درصد افزایش داد.
در مورد میدان نوروز نیز آب روانی طبیعی مخزن میتواند حدود 15 درصد از نفت را جا به جا نماید؛ در حالی که با تزریق گاز، بیش از 50 درصد آن جا به جا 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 قطعاً به ضرر این مخازن خواهد بود.
در حال حاضر روزانه نزدیک به 150 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 ضریب بهرهدهی این میادین خواهد شد.

12. پروژه سلمان
مخزن سلمان از دو لایه سنگ آهکی عرب D و C تشکیل شده است. حدود 40 درصد این مخزن در آبهای ابوظبی و 60 درصد آن در آبهای ایران قرار دارد. شرکت نفت توتال سالهاست با استفاده از گاز طبقه زیرین این میدان، روزانه بیش از 100 میلیون پای مکعب گاز را به طبقات عرب تزریق مینماید. انجام این تزریقات نشان داده است که میزان ضریب برداشت آن ناحیه از حدود 45 درصد به بیش از 60 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 کم تر مورد توجه مسئولان قرار میگیرد. به عنوان مثال میتوان به نشستی که در شهریور ماه 1379 در تهران تشکبل گردید اشاره کرد. در این نشست، مسئول مطالعات 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 ملاحضهای نفت اضافی از این میدان تولید میشود.
بنابراین لازم است به جای بهرهبرداری از گاز خوف میدان سلمان و حمل آن به عسولیه، بخش مورد نیاز آن را به لایههای نفتی عرب D و C تزریق نمود و باقیمانده را به محل فوق منتقل کرد. بدین تریب میتوان ضریب بازدهی میدان سلمان را تا بیش از 60 درصد بالا برد. با توجه به نکات بالا، ملاحضه میشود که با صرف هزینهای به مراتب بسیار کم تر از 800 میلیون دلار نیز میتوان ضریب بازدهی این میدان را به بالاتر از اهداف تعیین شده رساند.

13. پروژه مسجد سلیمان
میدان نفتی مسجد سلیمان، قدیمی ترین میدان نفتی ایران است و مدت 90 سال است که از آن بهرهبرداری میشود. اکنون روزانه کم تر از 5 هزار بشکه نفت از این میدان استخراج میشود. میزان نفت در جای اولیه این میدان، حدود 5/6 میلیارد بشکه و ضخامت ستون نفتی اولیه آن حدود 1500 پا است. ضریب بهرهدهی این مخزن حدود 5/17 درصد است. براساس تغییرات ضخامت نفتی این مخزن در 90 سال گذشته پیش بینی میشود حدود 30 میلیون بشکه نفت دیگر نیز بتوان از این میدان بهرهبرداری نمود. از آنجا که سطح تماس " گاز ـ نفت" و " آب ـ نفت" این میدان با سرعت بسیار آهستهای در 20 سال گذشته حرکت کرده است، فعل و انفعلات جا به جایی نفت به وسیله گاز و یا آب در اعماق مختلف به طور کامل انجام گرفته است.
اکنون شرکتی ادعا می کند که با حفر چند حلقه چاه افقی و تعمیر چند چاه قدیمی، سطح تولید این مخزن را به 20 هزار بشکه در روز خواهد رساند و به جای 30 میلیون بشکه نفت باقیمانده، حدود 96 میلیون بشکه نفت از 200 پای ضخامت نفتی باقیمانده در 10 سال آینده استخراج خواهد نمود. مفهوم این ادعا این است که شرکت مذکور با انجام حفاری های فوق الذکر، ضریب برداشت از ضخامت نفتی 200 پای باقیمانده را از حدود 5/17 درصد به حدود 60 درصد افزایش میدهد. اگر این شرکت چنین فنآوری خارقالعادهای را در اختیار دارد مخازن دیگر ایران را نیز ـ با سنگ مخزن مناسب تر ضخامت ستون نفتی بیش تر با ضریب بهرهدهی بالاتر ـ باید بتوان حداقل به همان ضریب بازدهی 60 درصد افزایش دهد! این پیشنهاد جز ادعایی غیر علمی و ناممکن بیش نیست.

14. پروژه LNG
حدود دو سال بیش قطر، نشستی در زمینه نفت برگزار کرد. در این نشست اعلام شد که این کشور قرار است سالانه 30 میلیون تن LNG تهیه و صادر نماید. این تصور که قطر بازار LNG شرق و غرب را به خود اختصاص خواهد داد ظاهراً موجب نگرانی مقامات ایرانی شده است. ابتدا باید به این نکته توجه کرد که علت این که 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 گران ترین و کم صرفه ترین 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 10 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 برابر آن 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 20 میلیارد پای مکعب گاز در روز دارد. این عمل از بازدهی بسیار بالاتر و کم هزینه تری در مقایسه با فروش مستقیم گاز یا فروش گاز به صورت LNG برخوردار است.
بدیهی است که شرکتهای بزرگ کشتی سازی و سایر شرکتهایی 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 8 میلیارد این پروژه، صرف هزینه کشتی های مخصوص خواهد شد. میزان اشتغال زایی این پروژه با توجه به هزینه گزاف آن، بسیار ناچیز است.
گاز حاصل از فازهای 11 و 12 پارس جنوبی به این پروژه اختصاص یافته است، اما ظاهراً تا کنون شرکتههای خارجی قراردادی در این زمینه امضاء نکردهاند؛ زیرا موقعیت جغرافیایی این فازها دارای امتیازات فازهای 2، 3، 4، و 5 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.

15. پروژه ارتقاء سقف تولید به 5 میلیون بشکه در روز
اگر موقعیت سال 1357 را با موقعیت سال 1380 مخازن نفتی خشکی، مقایسه نماییم خواهیم دیدکه در سال 1357 روزانه حدود 1/5 میلیون بشکه نفت با استفاده از حدود 400 حلقه چاه استخراج میگردید؛ در حالی که اکنون حدود 2/3 میلیون بشکه نفت در روز از ناحیه خشکی با استفاده از حدود 1500 حلقه چاه استخراج میشود. بنابراین، بهرهدهی متوسط چاهها از 12500 بشکه در روز به حدود 2500 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 ـ یعنی با کاهش حدود 2 میلیون بشکه در روز در خلال 18 سال آینده ـ پیش برویم، تقریباً در سال 1396 شمسی، سطح بهرهبرداری از این مخازن به حدود یک میلیون بشکه در روز و بهرهدهی متوسط چاهها از 2500 بشکه در روز به حدود 650 بشکه کاهش خواهد یافت، در آن زمان تولید حاصل از توسعه میدانهای دارخویین، آزادگان، درود، سروش و لایههای بنگستان مخازن اهواز، منصوی 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 350 هزار بشکه در روز خواهد رسید. بنابراین،کل تولید کشور در آن زمان، حدود 35/2 میلیون بشکه در روز خواهد 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 150 هزار بشکه در سال است که در 5 سال آینده حدود 750 هزار بشکه در روز خواهد بود. حال اگر بخواهیم علاوه بر جلوگیری از کاهش فوق، روزانه 2/1 میلیون بشکه سقف تولید را در مدت 5 سال افزایش دهیم، باید برای افزایش تولید 2 میلیون بشکه در روز، برنامه ریزی نماییم. اما امکان رسیدن به چنین ظرفیتی حتی با صرف دهها میلیارد دلار در مدت 5 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 رو به رو خواهیم بود.
در 25 سال گذشته ـ یعنی از سال 1355 تا کنون ـ حدود 32 میلیارد بشکه نفت از مخزن ایران بهرهبرداری شده است. میزان بهرهبرداری روزانه در سال 1355 حدود 3/6 میلیون بشکه و میزان ذخایر نفتی، حدود 75 میلیارد بشکه بوده؛ لذا درصد متوسط برداشت سالانه در این مدت، حدود 3 درصد ذخایر کشور بوده است(30/0= 75000/365 ×3/6).
در صورتی که 3 درصد برداشت از ذخایر فعلی در نظر گرفته شود به رقم بهرهبرداری05/3 میلیون بشکه در روز خواهیم رسید. در صورتی که سطح تولید به سقف فعلی 5/3 میلیون بشکه در روز نگهداری شود این ضریب به حدود 45/3 درصد در سال میرسد و معنی آن این است که هم اکنون فشار بیشتری به مخازن ایران وارد میشود.
حال اگر 15 سال آینده را با میزان تولید فعلی در نظر بگیریم ( تا 1396) و فرض نماییم که در این مدت، جمعاً 8 میلیارد بشکه نفت به ذخایر کشور اضافه شود، ذخایر باقی مانده از 37 میلیارد بشکه فعلی به 26 میلیارد بشکه فعلی تنزل خواهد یافت. در این صورت، میزان تولید روزانه در سال 1396 بر اساس برداشت 3 درصد در سال به حدود 14/2 میلیون بشکه در روز خواهد رسید. نکته اساسی دیگر که باید به آن توجه نمود میزان بهرهدهی چاههاست. در صورتی که متوسط بهرهدهی چهها به حدود 650 بشکه در روز کاهش یابد،بر اساس تولید 5/3 میلیون بشکه و توان تولی 4 میلیون بشکه در روز احتیاج به حدود 6400 حلقه چاه خواهیم داشت؛ لذا نیاز به حفر حدود 6000 حلقه چاه جدید با سرمایهگذاری حدود 33 میلیارد دلار در مدت 15 سال آینده خواهد بود.

16. مقایسه قرارداد شرکت سابق خدمات نفتی ایران ( OSCO) با قراردادهای بیع متقابل
در قرارداد 1352 شرکت ملی نفت ایران بر نحوه اجرا و حتی انجام سفارشها نظارت کامل داشت. بر اساس قراداد مذکور، کنسرسیوم سابق 40 درصد میزان سرمایهگذاری و صد درصد هزینههای جاری را پرداخت مینمود. در مقابل، مبلغ 23 سنت برای هر بشکه نفت صادراتی به شرکتهای مذکور تخفیف داده میشد که اگر مصرف داخل کشور یعنی 2/1 میلیون بشکه در نظر گرفته شود، رقم فوق به 17 سنت برای هر بشکه تقلیل مییابد.
با مقایسه اجمالی قرارداد 1352 شرکت خدمات با قرارداد بیع متقابل توتال در حوزه سیری ملاحظه میشود که اگر فرض واقعی 300 میلیون بشکه تولید نفت را در مدت 15 سال آینده ( معادل 55000 بشکه در روز ) و همچنین میزان سرمایه گذاری واقعی را بر اساس توسعه صحیح میدان یعنی 400 میلیون دلار در نظر بگیریم، شرکت ملی نفت ایران در چارچوب قرارداد کنسرسیوم سابق، باید مبلغ 240 میلیون دلار برای 4 سال توسعه میدان و51 میلیون دلار بابت کل نفت بهرهبرداری شده در 15 سال پس از شروع بهرهبرداری پرداخت مینمود. مبلغ فوق بر اساس ارزش فعلی با بهره 9 درصد پس از 10 سال از شروع پروژه، جمعاً حدود 600 میلیون دلار میشد؛ در حالی که مبلغ پرداختی در بیع متقابل بر اساس 400 میلیون دلار سرمایه گذاری، بالغ بر 800 میلیون دلار است. در این محاسبات، هزینههای جاری که کنسزسیوم میپرداخت منظور نگردیده است. مقایسه دو رقم فوق نشان میدهد که مبلغ پرداختی با روش بیع متقابل، نزدیک 3/1 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 بی جهت پروژهها نمی کردند؛ در حالی که شرکتهای توتال ( سیری)، الف ( درود)، شل ( سروش و نوروز) و غیره چنین تلاشی مینمودند. به عنوان مثال در پروژه سیری ـ توتال که سرمایه گذاری واقعی آن میتوانست حدود 400 میلیون دلار باشد نزدیک به 600 میلیون دلار سرمایه گذاری شده است در این صورت لازم است مبلغ 600 میلیون دلار فوق را با 1200 میلیون دلاری که عملاً قرار است به آنها پرداخت شود ( با توجه به بهره، پاداش و غیره) مقایسه نماییم؛ نتیجه میگیریم که نسبت این دو پرداخت ( کنسرسیوم سابق با بیع متقابل) بالغ بر 2 برابر است.

17. چگونه میتوان سقف تولید فعلی را ثابت نگه داشت
با تزریق گاز در مخازن خشکی با حجم 20 میلیارد پای مکعب در روز میتوان بخش عمدهای از ذخایر بالقوه کشور را به ذخایر بالفعل تبدیل نمود. ذخایر بالقوه کشور بالغ بر 45 میلیارد بشکه است. لذا در صورتی که با تزریق گاز به میزان فوق، تنها 12 میلیارد بشکه نفت را از حالت بالقوه به ذخایر بالفعل در مدت 15 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 مناطق خشکی، دو نوع است:
1. مخازنی که فشار آنها بالاتر از فشار نقطه جوش نفت آن مخزن است. با تزریق گاز در این نوع مخازن ـ که حدود 20 نمونه آن در کشور ما وجود دارد ـ به ازای تزریق حدود هر 2500 پای مکعب، یک بشکه نفت بلافاصله از آنها حاصل خواهد شد. در صورتی که قیمت نفت خام 24 دلار برای هر بشکه در نظر گرفته شود " قیمت سایهای" گاز تزریقی حدود 6/9 دلار برای هر هزار پای مکعب خواهد بود. این رقم، حدود 3 تا 4 برابر ارزش گازی است که به ترکیه صادر می شود.
2. مخزنی که کلاهک گازی دارند. برای به دست آوردن یک بشکه نفت اضافی در یان نوع مخازن احتیاج به تزریق 3 تا 4 هزار پای مکعب گاز است.در این مورد نیز " قیمت سایهای" گاز تزریقی، معادل 6 تا 8 دلار خواهد شد. این رقم نیز تا حدود 2 تا 3 برابر ارزش گاز صادراتی است. ضمناً نباید فراموش کرد که در هر 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: اولاً با بالا بردن سطح تولید از هر یک از فازهای 1 تا 8 پارس جنوبی به حدود دو برابر میزان فعلی. ثانیاً استفاده از سایر مخازن گازی دریایی موجود مانند پارس شمالی ـ مخازن G و F واقع در خلیج فارس ـ که عموماً میعانات کمی دارند و میتوان از آنها مستقیماً جهت تزریق استفاده نمود.
بنابراین، دو راه برایمان وجود دارد: اولاً اتخاذ سیاست فروش گاز به انواع مختلف. ثانیاً تزریق گاز در مخازن نفتی کشورمان و فروش تدریجی آن از 15 سال آینده به بعد با سرمایه گذاری کم تر . بدیهی است که با اتخاذ راه حل دوم، میتوان ضمن بالفعل نمودن حدود 45 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.

18. جمع بندی و نتیجه گیری
در خاتمه به این نکته اشاره میکنیم که تولید صیانتی از ذخایر عظیم نفت و گاز کشور مستلزم رعایت موارد زیر است.
1. شناخت دقیق ساختار ذخایر نفت و گاز و توجه کافی به مطالعات کازشناسی انجام شده در اثبات الویت تزریق گاز در مقایسه با تزریق آب در میدان های نفتی کشور و توسعه این گونه مطالعات کارشناسی.
2. آشنایی با روشهای زیرکانه شرکتهای خارجی در عقد قراردادهای بیع متقابل که نوعاً مبتنی بر بالا نشان دادن هزینهها و دلسوزی برای منافع خود و عدم رعایت منافع نسلهای آینده کشور است.
3. بازنگری در استراتژی صدور گاز و انجام مطالعات کارشناسی برای آزمودن این 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 20- 15 سال آینده، چیزی جز تامین منافع غرب نیست.
4. برنامه ریزی اساسی و ضربتی برای تقویت کادر مسئولان فنی و بین المللی دستگاه نفت کشور.
5. آشنایی بیشتر نمایندگان محترم مجلس شورای اسلامی با ابعاد فنی، اقتصادی و سیاسی پروژههای کلان در نفت و گاز.
6. تقویت سازمان مدیریت و برنامه ریزی کشور در جهت انجام مطالعات جامع فنی و اقتصادی در تعیین اولویتها و نیازهای کشور به منابع انرژی و به درآمدهای حاصل از صادرات انرژی در میان مدت و بلند مدت.
7. توجه بیشتر به نظریات متخصصان ایرانی و تکیه نکردن مسئولین و سیاستگذاران نفت و گاز کشور بر ادعاهای شرکتهای خارجی، قبل از انجام مطالعات کارشتاسی دقیق. در این زمینه، توصیه میشود که مسئولان و مدیران غیر فنی ردههای بالای دستگاه نفت، هر چه بیشتر با کلیات مسائل فنی و تخصصی، به ویژه در حوزههایی که شرکتهای خارجی فعال هستند، آشنا شوند.

1. اختلاف بین 5/2 تا 4 هزار پای مکعب مربوط به موقعیت هر یک از این مخازن است.
2. بر اساس 6 هزار پای مکعب گاز معادل یک بشکه نفت.
3. این موضوع به طور مفصل در مقاله سوم اینجانب مورد بحث قرار گرفته است.
4. به عنوان مثال میدانهای سیری E و A
5. Technical Scool of Abadan
6. Iranian Gas Trunkline
7. Iranian Oil Exploration and Production Company
8. Oil Service Company of Iran
9. علت کاهش تولید نفت خام کشور عبارت بود از اولاً، کاهش تولید از میادینی که قبل از انقلاب، بیش از سطح بهینه مورد بهرهبرداری قرار گرفته بودند، ثانیاً، عدم نیاز به درآمدهای بالای حاصل از صادرات نفت، به علت کاهش شدید خرید تسهیلات. ثالثاً، تعرضات عراق ( قبل از شروع جنگ) به تاسیسات میادین دریایی که میتوانست به فوران چاههای واقع در دریا منجر شود. رابعاًف با کاهش تولید و افزایش شدید قیمت، درآمد کشور به بیش از میزان قبل از انقلاب افزایش یافت.
10. شرکت امریکایی SANTAFE
11. نشست سال 1374 در دفتر مطالعات بین المللی وزارت امور خارجه. نگارنده در این نشست چنین سیاستی را از طرف امریکا پیش بینی نمود، اما مورد تایید حاضران بخش بین المللی شرکت ملی نفت ایران قرار نگرفت.
12. Japex
13. این گزارش را آقای دکتر ولایتی وزیر امور خارجه وقت در سال 1372 خدمت آقای رفسنجانی رئیس جمهور وقت ارسال نمود.
14. گزارش نگارنده که در تاریخ 2/4/1373 خدمت جناب آقای رفسنجانی ارسال شده بود و ایشان مرقوم فرموده بودکه " نکات قابل توجهی دارد. اگر چه تازه نیست و قبلاً مطرح بوده و به خصوص در مورد سرعت عمل تزریق و الویت استخراج گاز پارس جنوبی و عدم عجله در فروش گاز به مسافت دور دست و الویت مصرف داخلی در شرایط فعلی قیمت گاز توجه ویژه لازم است".
15. تصویب نامه هیات مدیره و شرکت ملی نفت ایران پس از دریافت دستور مذکور در فوق.
16. گزارش نگارنده در مورخ 30/5/1374 به جناب آقای رفسنجانی. ایشان در پی نوشت این گزارش، مرقوم فرموده بود: " جناب آقای آقازاده، بررسی و توضیح بدهند".
17. شرکت نفتی Elf .
18. این گزارش ها در تاریخ های 25/2/1377، 1/4/1377 و 19/8/1377 خدمت آقای زنگنه وزیر نفت و در 5/12/1377 خدمت آقای خاتمی رئیس جمهور محترم ارسال شده است.
19. Undersatunted
20. نقطه حباب، فشاری است که در زیر آن، گاز محلول در نفت از آن خارج میشود.
21. Viscosity
22. سنگ میدان نوروز نفت دوست است و قابلیت جا به جایی نفت از طریق آب در میدان، بسیار پاییت تر از گاز است.
23. 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",
24. این مطلب را مهندسان شرکت توتال در مجله Society of Petroleum Engineers در سپتامبر 1995 تحت عنوان : "An Investigation of Air Injection into Water Flooded Reservoirs" به چاپ رساندند.
25. Sheer Engineering
26. Liquifed Natural Gas
27. این مبلغ بر اساس 300 میلیون بشکه برداشت و 17 سنت تخفیف برای هر بشکه به دست آمده است.

مقاله دوم: ضرورت تزریق گاز به میدانهای نفتی
تحلیلی بر بخش بالادستی گزارش وزارت نفت تحت عنوان " نفت و توسعه ـ گزارش اهم فعالیتهای وزارت نفت 1379- 1376 "
1. ضرورت تزریق گاز به میدانهای نفتی
وزیر نفت در پیشگفتار این گزارش با اشاره به تزریق گاز به میدانهای نفتی، متذکر شده است که " کمبود گاز برای تزریق در میدانهای نفتی، ضایعاتی جبران ناپذیر به همراه داشته و دارد". بر اساس همین گزارش، تزریق گاز در طول مدت 4 سال، از میزان متوسط روزانه 3/58 میلیون متر مکعب در سال 1375 به روزانه 14/71 میلیون متر مکعب در سال 1379 افزایش یافته است.
برنامه و پروژههای تزریق گاز در سالهای قبل از انقلاب، حدود 250 میلیون متر مکعب در روز بوده است. قرار بر این بود که از سال 1360 ضمن تزریق حجم مذکور، گازی در نواحی خشکی سوزانده نشود. متاسفانه به علت شروع جنگ تحمیلی، انجام این پروژه عظیم میسر نگردید. لازم به یادآوری است که:
1. اختصاص این حجم گاز شامل کلیه گازهای موجود در ناحیه کنسرسیوم سابق میدان گازی آغاز میباشد. میدان آغاز نیز که خارج از ناحیه کنسرسیوم سابق بود به پیشنهاد نگارنده در اختیار پروژه تزریق گذاشته شد.
2. در آن زمان اطلاعاتی از وجود میدان پارس جنوبی در دست نبود.
3. گاز میدان پازنان نیز در اختیار پروژه تزریق گاز گذاشته شد هر چند که این امر منجر به از دست دادن مقدار قابل ملاحظهای نفت از ناحیه نفتی این میدان میشد.
4. قرار بود بیش از 240 میلیون متر مکعب از گازهای تزریقی تنها، به میدانهای گچساران، مارون، آغاجاری، کرنج، پارسی و بی بی حکمیه اختصاص یابد.
اکنون پس از گذشت 23 سال و کاهش حدود 23 میلیارد بشکه از ذخایر نفتی، همچنین با کاهش قابل ملاحظه فشار مخازن اصلی کشور و اضافه شدن مخازن جدید به لیست قبلی، حجم گاز بیشتری جهت تزریق در این مخازن، مورد نیاز است. با یک حساب ساده میتوان نشان داد که برای جبران تاخیر تزریق گاز به مخازن اصلی و جدید، حداقل حدود 600 میلیون متر مکعب گاز در روز مورد نیاز است. اکنون روزانه حدود 50 میلیون متر مکعب از گازهای همراه میادین مختلف کشور میسوزد و پروژه خاصی جهت جمع آوری و تزریق آنها وجود ندارد. در مقابل، برای صدور گاز از طریق مایع نمودن گاز LNG و حمل آن به مسافتهای دور، اجازه 5/4 میلیارد دلار از مجلس شورای اسلامی اخذ شده است. صدور گاز از این طریق، نیازمند سرمایههای کلان است و در مقایسه با تزریق مخازن نفت، دارای درآمدهای بسیار پایین تری است.
نکته حائز اهمیت این است که قطر با هدف صدور سالانه 30 میلیون تن گاز مایع (LNG)، اکنون به بیشتر مخازن کوچک نفتی خود گاز تزریق میکند و برای استفاده از کندانسه حاصل از استخراج گاز خود، چارهای جز صدور گاز مایع ندارد؛ زیرا در غیر این صورت راهی به جز سوزاندن این گازها موجود نیست. در چنین وضعیتی، صدور گاز مایع قطر نمیتواند مبنای این استدلال قرار بگیرد که اگر ایران و قطر در صدور گاز رقابت نکند بازار جهانی را از دست خواهد داد. شایسته کشور ما مانند قطر پس از تکمیل تزریق گاز در کلیه مخازن نفتی، اضافه بر آن را با لوله یا با کشتی
(LNG) به کشورهای دیگر صادر نماید. و مسئله از دست دادن بازار در آن سالها به هیچ وجه منالوجوه برای کشورمان وجود ندارد.
وزارت نفت، در جهت فروش گاز به کشورهای همسایه در سالهای اخیر سعی در کوششی فراوانی نموده است. البته ممکن است اضهار شود که کوشش برای صدور گاز به هند و پاکستان جهت جلوگیری از صدور گاز قطر به این کشورها انجام میگیرد. در این صورت راه حل پیشنهادی این است که وزارت نفت به عنوان واسطه وارد عمل شود و ارسال گاز قطر را از طریق ایران به کشورهای هند و پاکستان پیگیری نماید. بدین ترتیب، ضمن دریافت حق ترانزیت، اختیار خط انتقال را در دست خواهد داشت و موقعیت خود را نیز به نحوه موثرتری حفظ مینماید.
علاوه بر نکات بالا، باید توجه داشت که کلیه پروژهها بیع متقابل ـ که در سالهای اخیر امضاء شده است عمدتاً بر اساس تزریق آب یا با سرعت دادن به آبرانی مخازن نفتی بوده که برای تولید صیانتی از میادین نفتی، بسیار مضر است.
در این زمینه، مسائل زیر مطرح میشود:
1. آیا عملکرد وزارت نفت واقعاً در جهت تحقق هدف این وزارتخانه مبنی بر جلوگیری از " خسارت جبران ناپذیر عدم تزریق گاز" در میادین نفتی ایران بوده است یا بر عکس، کوشش این وزارتخانه در جهت صدور گاز بیشتر به کشورهای همسایه متمرکز شده است؟ عرضه گاز به قیمت معادل حرارتی نفت کوره که حدود 5 دلار پایین تر از قیمت نفت خام است در واقع، کمک و مساعدت به کشورهای مصرف کننده خواهد بود؛ زیرا در غیر این صورت کشور مصرف کنده باید از فراوردهای نفتی با قیمتی بالاتر از قیمت نفت خام استفاده نماید. اگر مطرح شود که ارسال گاز به آن کشورها مستلزم سرمایه گذاری است باید گفت که تصفیه نفت خام نیز احتیاج به سرمایه گذاری اضافی دارد.
2. آیا صدور گاز در مقایسه با تزریق آن در مخازن نفتی کشور، درآمد و مزیت بیشتری دارد؟
عدم تزریق گاز به میزان لازم و کافی به میدان های نفتی کشور که " با خسارت جبران ناپذیری همراه است" به علت کمبود آن است و این کمبود به علت صدور آن است. به عبارت دیگر، سیاست گازی کشور بر اساس عدم استفاده لازم و کافی از آن برای بالفعل نمودن ذخایر نفتی بالقوه کشور و همچنین سعی در جهت ارسال گاز به همسایگان نزدیک دور استوار است.
3. با توجه به اظهارات وزیر نفت " کمبود گاز برای تزریق در میدان های نفتی، خسارات جبران ناپذیری به همراه داشته و دارد" آیا این کمبود، تنها در مورد تزریق گاز به مخازن کشور صادق است و کمبودی جهت صدور گاز به هند، پاکستان و اروپا وجود ندارد؟
4. چرا به موزات سرمایه گذاری های عظیم مطالعاتی در مورد صدور گاز به هند و پاکستان و پروژههای LNG چنین سرمایه گذاریهایی در مورد تزریق گاز به مخازن نفتی ایران به میزان لازم انجام نگرفته است؟
5. آیا با تخصیص دو فاز میدان پارس جنوبی جهت تزریق به میدان آغاجاری، دیگر نیازی به تزریق گاز در سایر مخازن نفتی ایران به میزان لازم و کافی نیست؟ البته نباید فراموش کرد که از نظر تزریق گاز، میدان آغا جاری در مقایسه با سایر میادین از الویت پایین تری برخوردار است.
6. آیا حدود یک میلیارد دلار سرمایه گذاری جهت توسعه میدان پارس شمالی و تزریق روزانه 5/2 میلیارد پای مکعب گاز به مخازن نفتی کشور و همچنین برداشت بیش از صد هزار بشکه نفت اضافی در روز، مقرون به صرفه است یا با همان میزان سرمایهگذاری و برداشت احتمالی صد هزار بشکه نفت سنگین میدان سروش با ارزش صادراتی بشکهای 6 دلار ارزان تر ؟

2. مبنای برنامه ریزی وزارت نفت
در مقدمهای که در صفحه 17 گزارش وزارت نفت آمده، چنین عنوان شده است: " نفت هنوز تامین کننده حدود 80درصد درآمد ارزی… مورد نیاز کشور است… لازم است…. از هم اکنون اقدام های جدی در خصوص افزایش توان تولید… صورت گیرد". همچنین در صفحه 21 این گزارش چنین میخوانیم: در سال 2020 و در محدودترین گزینه و برای این که کشور ما تنها سهم خود را در بازار جهانی نفت حفظ کند باید تولید کشور به حدود 5/6 میلیون بشکه در روز افزایش یابد".
محاسبات وزارت نفت مبتنی بر آمارهای منتشره وزارت انرژی امریکا ( DOE) ، موسسه EIA و دبیرخانه اوپک است. دبیرخانه اوپک تقاضای جهانی نفت را در سال 2020حدود 100 میلیون بشکه در روز پیش بینی نموده است؛ در حالی که وزارت انرژی امریکا (DOE) این رقم را 115 میلیون بشکه در روز گزارش کرده است. این در حالی است که حتی پیش بینی های دبیرخانه اوپک در سالهای اخیر، نوعاً بالاتر از میزان واقعی بوده است. در صورت استفاده از پیش بینی دبیرخانه اوپک در سالهای اخیر، نوعاً بالتر از میزان واقعی بوده است. در صورت استفاده از پیش بینی دبیرخانه اوپک و در صورتی که اصل نگهداری سهمیه فعلی ایران ( 6/5 درصد) در 20 سال آینده، دارای منطق و اصول صحیحی باشد (که خود قابل تامل است)، سقف تولید ایران حدود 6/5 میلیون بشکه در روز خواهد بود؛ در حالی که بر اساس پیش بینی وزارت انرژی امریکا این رقم به 5/6 میلیون بشکه در روز بالغ میگردد.
یش بینی وزارت انرژی امریکا در مورد سهمیه صادرات اوپک برای 2005، حدود 35 میلیون بشکه در نظر گرفته شده است؛ در حالی که موسسات دیگر، آن را حدود 9/25 میلیون بشکه پیش بینی نموده اند. اختلاف این دو پیش بینی، بیش از 9 میلیون بشکه در روز است. در حال حاضر، میزان تولید توافق شده بین کشورهای اوپک، حدود 5/22 میلیون بشکه در روز است که بر اساس اطلاعات موجود احتمالاً تا آخر سال 2002 ادامه خواهد داشت. استفاده از چنین ارقام و آمارهای نا مطمئن جهت برنامه ریزی کلان کشور با سرمایه گذاریهای چندین میلیارد دلاری، میتواند گمراه کننده باشد؛ ضمن این که کشور ما دارای چنین توانایی مالی و اقتصادی نیست که بتواند این گونه خطرات مالی را بپذیرد. البته بخش عظیمی از این سرمایه گذاریها به اقتصاد کشورهای بزرگ صنعتی کمک کرده و با ایجاد ظرفیت بیش از نیاز، در پایین نگه داشتن قیمت نفت و یا برای تامین امنیت عرضه نفت در سطح جهانی استفاده میشود.
در ابتدای سال 2002 شاهد چنین وضعیتی با مقیاسی کوچکتر بودیم. در حالی که حدود 190 هزار بشکه در روز از تولیدات میدانهای ابوذر ( 140 هزار بشکه در روز) و هندیجان و بهرگانسر( 50 هزار بشکه در روز) کاهش یافته است، ولی به علت سرمایه گذاری حدود یک میلیارد دلاری در مخزن سروش، روزانه حدود 60 هزار بشکه نفت سنگین با قیمت حدود 6 دلار پایین تر از قیمت متوسط نفت کشور، صادر میشود. به عبارت سادهتر، در حالی که کلیه هزینههای تولید مخازن ابوذر، هندیجان، بهرگانسر و غیره پرداخت میشود با سرمایه گذاری کلان، از مخزن سروش که هزینه تولید آن بسیار بالاتر از سایر مخازن کشور است، بهرهبرداری مینمودند.
اهم نکات و فرضیات مطرح شده در گزارش وزارت نفت به قرار زیر است:
1. برنامه ریزی 20 ساله نفتی کشور بر اساس اطلاعات آماری وزارت انرژی امریکا مبنی بر سهمیه کشورهای اوپک و تقاضای جهانی نفت، پایه گذاری شده است. در ادامه بحث به این نکته اشاره میکنیم که اولاً این آمارها از مبانی علمی کافی برخوردار نیست، ثانیاً در برنامه ریزی بخش عظیم نفت و گاز کشورمان نیاید صرفاً به یک یا دو منبع آماری اکتفا کرد که دارای پایه و اساس صحیحی نیست.
2. میزان سهمیه کشورهای اوپک در سالهای 2005، 2010، 2015، 2020 و به ترتیب 35، 8/38، 5/43 و 9/50 میلیون بشکه در روز پیش بینی شده است؛ در حالی که در سال 2002 سهمیه اوپک حدود 5/22 میلیون بشکه در روز است.
3. وزارت نفت مبنای برنامه ریزی تولیدات نفت را استمرار وابستگی به احتیاجات ارزی حاصل از صادرات نفت قرارداده است، اما توجه کافی به نیاز بلند مدت اقتصاد کشور به درآمدهای ارزی نشده است. چنین نگرشی به تولید نفت، میتواند بسیاری از نقایص و کاستیهای موجود را در پروژههای سرمایه گذاری نفتی مانند پروژههای سیری، درود، سروش و جز اینها توجیه کند؛ همچنین میتواند زمینه لازم را برای پذیرش ضرورت مازاد ظرفیت تولید فراهم آورد. بدیهی است در وضعیتی که تولیدکنندگان بزرگ در اوپک دارای مازاد ظرفیتهای تولید هستند کشور ما فرصت مناسب را برای بهرهبرداری از مازاد ظرفیت تولیددر کوتاه مدت و میان مدت نخواهد داشت.
جدولها ی مندرج در صفحات 19 و 20 و 21 گزارش وزارت نفت، بیانگر نکات فرضیات موجود در این گزارش است که در جدول شماره 1 منعکس شده است.

جدول شماره 1ـ دور نمای تولید، صادرات و مصرف نفت خام
واحد
2020
2010
2005
2002
سال
میلیون بشکه در روز
4/115
6/96
7/87
75
تقاضای جهانی
میلیون بشکه در روز
9/50
8/38
35
5/22
سهمیه اوپک
میلیون بشکه در روز
5/6
25/5
5/4
2/3
کل تولید ایران
میلیون بشکه در روز
6/3
9/2
9/2
6/1
صادرات ایران
میلیون بشکه در روز
9/2
25/2
6/1
6/1
مصرف داخلی
میلیارد دلار
8/25
1/19
1/19
00/11
درآمد ارزی
میلیون بشکه در روز
7/20
5/13
5/12
53/7
صادرات عربستان
میلیون بشکه در روز
6/5
7/4
2/4
49/2
صادرات ونزوئلا

لازم به تذکر است که ارقام مربوط به سال 2002 حدوداً واقعی است که نگارنده به این جدول اضافه کرده است. اختلاف شدید بین ارقام تولید سال 2002 ( واقعی) و 2005 ( پیش بینی شده)نشانگر احتمال بسیار ضعیف تحقق این پیش بینی ها ست. به عنوان مثال، اختلاف سهمیه اوپک در سالهای 2002 و 2005 بالغ بر 5/12 میلیون بشکه در روز است. معنای این حرف این است که در سال 3 سال آینده، سهمیه اوپک سالانه 4 میلیون بشکه در روز افزایش خواهد یافت. پیش بینی هایی که موسسات دیگر در همین مورد انجام دادند سهمیه اوپک را در سال 2005 حدود 9/25 میلیون بشکه در روز برآورد کردند که با میزان سهمیه اوپک در سال 2002 حدود 4/3 میلیون بشکه در روز اختلاف دارد. بنابراین، نا صحیح بودن آمار مورد استفاده وزارت نفت و بهرهبرداری از جهت برنامهریزی 20 ساله کشور، کاملاً مشهود است.
در جدول مندرج در صفحه 20 گزارش وزارت نفت ملاحضه میشود که در سال 2020صادرات کشورهای کویت، عربستان، امارات و ونزئولا به ترتیب 8/4، 7/20، 9/4، 6/5، میلیون بشکه در روز خواهد بود. این ارقام، تنها شامل صادرات بوده و مصارف داخلی آن کشورها منظور نشده است.
مروری بر این آمار و ارقام نشان میدهد که تهیه کنندگان آن با اعمال دیدگاه سیاسی، اقتصادی و منطقهای خاص خود، آن را تدوین نمودهاند که تا حدی قابل درک نیز هست. مفید است که با صرف وقت و سرمایهگذاری لازم، امکانات و موقعیت ذخایر نفتی هر یک از کشورهای مذکور را تا حد لازم، مطالعه نمود و پس از اطمینان از توانایی تولید نفت در این کشورها آن را به عنوان پایه و اساس کار خود قرار داد.
این حقیقت که سطح تولید چند سال پیش عربستان، روزانه حدود 5/11 میلیون بشکه بوده است و این کشور تصمیم گرفته سطح تولید را به 5/8 میلیون بشکه در روز کاهش دهد، این نکته را روشن میکند که مخازن عربستان با اشکالات فنی متعددی رو به رو گردیده است؛ به خصوص میدان قوار که بخش اعظم تولید را بر عهده دارد دچار آبزدگی شدید شده بود. مطالعاتی که مهندسان مشاور امریکایی در آن زمان انجام دادند نشان داد که سطح تولید مخازن آن کشور به خصوص مخزن قوار، باید به میزان قابل ملاحظهای کاهش یابد. به همین دلیل عربستان به تدریج میزان تولید را کاهش داد به نحوی که اکنون سال هاست از سطح تولید 5/11 میلیون بشکه در روز فاصله گرفته است.
اکتشاف جدید عربستان، هشت مخزن جدید را شامل میشود و کلاً دارای قدرت تولید پایینی است. از طرف دیگر بر اساس پیش بینی وزارت انرژی امریکا با تولید متوسط 5/13 میلیون بشکه نفت در روز در مدت 20 سال آینده ـ که معادل 9/4 میلیارد بشکه در سال است ـ ذخایر نفتی عربستان بیش از 98 میلیارد بشکه کاهش خواهد داشت. بنابراین ذخایر نفتی این کشور از رقم واقعی حدوداً 200 میلیارد بشکه، به حدود 100 میلیارد بشکه تنزل خواهد کرد. اگر این ذخایر بر مبنای 4 درصد در سال مورد بهرهبرداری قرار گیرد حداکثر تولید سالانه عربستان به حدود 4 میلیارد بشکه ـ یعنی معادل 11 میلیون بشکه در روز ـ خواهد رسید. همان گونه که در بالا اشاره شد این کشور قادر به استمرار چنین سطح تولید و در عین حال تولید صیانتی نخواهد بود. لازم به تذکر است که نسبت به تولید سالیانه به ذخایر واقعی این کشور هم اکنون حدود 2 درصد در سال است.
در این مورد لازم است توجه داشت که بخش اعظم تولید عربستان از میدان قوار است که حدوداً نیمی از ذخایر عربستان را شامل می شود و دارای توانایی تولید صیانتی حدود 5/3 میلیون بشکه نفت در روز است. اگر قرار شد این سطح تولید به حدود دو برابر افزایش یابد، صدماتی شدیدتر از آن چه حدود 20 سال پیش روی داد به وجود خواهد آمد.با اطمینان می توان ادعا نمود این امکان که عربستان بتواند به سقف تولید حدوداً 22 میلیون بشکه در روز برسد نه تنها کاملاً غیر عملی است بلکه برنامه ریزان نفت آن کشور نیز چنین هدفی با مقیاس فوق را دنبال نمی کنند.
بالا بردن سطح تولید ونزوئلا به رقمی حدود 5/6 میلیون بشکه در روز در سال 2020 شامل صادرات و مصرف داخلی آن کشور ـ نیز از محلات به نظر میرسد.
دولت کویت در سال گذشته ـ که دولت امریکا فشار زیادی به کشورهای عربی ( به خصوص کویت) جهت بالا بردن سطح تولید وارد آوردـ رسماً اعلام کرد که قادر به بالا بردن سطح تولید خود به بیش از 2/2 میلیون بشکه در روز نخواهد بود. معلوم نیست این کشور بر چه پایه و اساسی میتواند با توجه به کاهش میزان ذخایر نفتی خود در 20 سال آینده، سطح تولید را به بیش از دو برابر میزان فعلی آن افزایش دهد.
به همین طریق کشور امارات متحده نیز دارای تولید 5 میلیون بشکه در روز نخواهد بود سایر کشورهای تولیدکننده نفت مانند مکزیک ، انگلستان و نروژ نه تنها نخواهد توانست در 20 سال آینده تولید خود را حدود سطح فعلی حفظ نماید، بلکه امکان کاهش آن نیز بسیار محتمل است و کشورهای مذکور، چنین حقیقتی را انکار نمیکنند.
با آشنایی نزدیک نگارنده با موقعیت مخازن نفتی و گازی کشور مکزیک، با اطمینان میتوان گفت که از حدود 5 سال آینده، تولید نفت مکزیک نزدیک به یک میلیون بشکه در روز کاهش خواهد یافت. ملاحظه میشود که در پیشبینیهای وزارت انرژی آمریکا چنین کاهشی منظور نشده؛ لذا آمار و ارقام ارائه شده در جدول مذکور (DOE) که مورد استفاده وزارت نفت قرار گرفتهاست دارای پایه و اساس صحیحی نیست.
از مطالب بالا میتوان نتایج زیر را بدست آورد:
1. احتملاً از سالهای 2010 به بعد بحران کمبود عرضه نفت در جهان شروع شده و در نتیجه، قیمت نفت به میزان قابل ملاحظهای افزایش یابد.
2. بخش قابل ملاحظهای از گازهای مصرفی کشورهای اروپایی از طریق گازهای همراه تامین میشود؛ لذا با کاهش تولید نفت دریای شمال، کمبود عرضه گاز از حدود سال 2015 به بعد در اروپا اجتناب ناپذیر است. بنابراین به موازات افزایش قیمت نفت و کمبود عرضه گاز، به میزان بیشتری افزایش خواهدیافت.
3. پایین بودن ارزش فروش گاز در کشور که تاکنون براساس معادل حرارتی نفت کوره، قیمتگذاری شدهاست و همچنین نیاز شدید به تزریق گاز در مخازن کشور که از نظر اقتصادی و صیانتی، ارزش افزوده غیرقابل انکاری دارد، دلالت بر این میکند که هرگونه صدور گاز به کشورهای همسایه یا دورتر از طریق خط لوله یا LNG که خلاف اصول اقتصادی و منافع ملی است، نیاز به مطالعه مجدد دارد و شایسته است که از هرگونه اقدام در این جهت تا سالهای 2015 یا به بعد از آن خودداری شود.
4. با توجه به ذخایر بالفعل کشور، امکان بالابردن سقف تولید به بیش از چهار میلیون بشکه در بلندمدت، غیرعملی و حتی محال است؛ لذا هرگونه سرمایهگذاری در این مورد، بیفایده و باعث اتلاف سرمایههای ملی خواهد شد.
5. در صورتیکه وزارت نفت با برنامهریزی صحیح بتواند ظرفیت تولید کشور را تا حدود 4 میلیون بشکه در روز در میانمدت نگهداری نماید وظیفه اصلی خود را انجام داده و انتظار بیشتری از این دستگاه نباید داشت.
6. برنامهریزی ارزی کشور باید براساس متوسط تولید، حدود 5/3 میلیون بشکه در روز با توجه به مصرف داخلی و برآورد صحیح از قیمت نفت خام انجام گیرد تا با توجه به تعهدات ارزی که در سالهای آینده به شرکتهای سرمایهگذار در بیع متقابل پرداخت میشود میزان خالص ارز حاصل از صادرات نفت دچار اشکال نشود و به نحو شفافتری در بودجه کشور منعکس گردد.
7. براساس بند (6) مذکور در بالا، این امکان وجود دارد که کشور با کمبود درآمدهای ارزی در سالهای آتی روبرو شود؛ لذا بهنظر میرسد چارهای جز پارس جنوبی وجود ندارد. با حذف بخشی از پروژههای کم اهمیت یا با بازده پایین و یا حتی ضررده حداقل میتوان چند میلیارد دلار از سرمایهگذاریها را کاهش داد.
در این مورد لازم است هر چه زودتر نسبت به مطالعه بخشهایی که با حذف موقتی یا دائمی آنها اشکالی برای پروژهها ایجاد نمیشود، اقدام نمود و در مورد انجام آن، هرچه سریعتر عمل کرد.
8. در برنامهریزی توسعه تولید نفت باید اطلاعات ذخایر نفت خام کشور را به نحو صحیح و علمی مطالعه کرد و سپس براساس آن، امکان حفظ یا بالا بردن سقف تولید را بررسی نمود؛ نه آن که رسیدن به سقف تولید 5/6 میلیون بشکه در روز را بدون توجه به امکانات واقعی و حقیقی ذخایر نفت خام کشور، هدف قرارداد و سپس طرق مختلف تحقیق غیرعلمی آنرا به آینده سپرد.
متاسفانه در عمل، بدون توجه به میزان ذخایر واقعی و بالفعل کشور و بدون توجه به ابعاد فنی، صرفاً از مفروضات و آمار غیرحقیقی استفاده شده؛ بهگونهای که رقم تولید در سال 2020 به 5/6 میلیون بشکه در روز بالغ گردیدهاست.

3. روش اجرایی سیاست افزایش تولید و توسعه ظرفیت
میزان ذخایر نفت خام بالفعل ایران با توجه به اکتشاف جدید، حدود 37 میلیارد بشکه است. اگر سقف تولیدی فعلی ـ که حدود 5/3 میلیون بشکه در روز است ـ تا سال 2020 ادامه یابد، حدود 24 میلیارد بشکه از ذخایر نفت خام کشور استخراج خواهد شد. لذا نه تنها اجرای چنین برنامهای غیر عملی است بلکه در صورت انجام آن، جهت نگهداری این سقف تولید، به بیش از 30 میلیارد دلار سرمایه گذاری برای حفر چاههای جدید و تاسیس دستگاههای نمک زدایی و غیره نیاز خواهد بود؛ وانگهی این برنامه ریزی، صدمه بسیار شدید صیانتی نیز به مخازن ایران وارد خواهد کرد.
میدانیم نزدیک به 90 درصد از مخازن نفت کشور از نوع مخازن شکاف دار است. مخازن شکاف دار، دو بخش شکاف ها و ماتریسها ( سنگهایی با نفوذ پذیری بسیار پایین) را شامل میشود. شکافها حدود 10 درصد و ماتریسها 90 درصد نفت قابل بهرهبرداری در این نوع مخازن را در بر دارند. نفت موجود در شکافها را میتوان تقریباً تا سقف 100 درصد به وسیله تزریق آب یا گاز تخلیه نمود، اما با حفر چاههای جدید نمیتوان به تولیدات بیشتری از ماتریسها دست یافت؛ هر چند ممکن است درصدی از نفت موجود در شکافها را سریع تر استحصال نمود.
ملاحضه میشود که نفت قابل استحصال از مخازن نفت کشور مانند انباری نیست که به هر میزانی بتوان از آن به وسیله پمپ یا وسایل دیگر استخراج نمود؛ بلکه تنها به نحو خاص که مبتنی بر ضوابط علمی حرکت سیالات است عمل تخلیه انجام میگیرد. باید وسیلهای ایجاد نمود که نفت موجود در ماتریسها به نحو راحت تر و آسان تری بر اساس قانونمندی حرکت سیالات، وارد شکافها شود تا بتوان آن را استخراج نمود. تنها راه حل بهینه آن، تزریق گاز و بالا بردن فشار مخازن به حداکثر ممکن است.
بالا بردن سطح تولید از مخازن شکاف دار کشور و بدون انجام صحیح تزریق گاز باعث خواهد شد بهرهبرداری از شکافها با سرعت بیشتری انجام بگیرد و سطح "نفت ـ گاز" موجود در شکاف ها با فاصله بیشتری از سطح " نفت ـ گاز" موجود در سنگهای اصلی یا ماتریسها قرار بگیرند. بدین ترتیب نفت استحصالی از سنگ مخزن ( ماتریسها ) نیازمند زمان طولانی تری است تا به سطح " نفت ـ گاز" شکافها برسد تا آن گاه بتوان به وسیله چاههای حفر شده آن را استخراج نمود. ملاحظه میشود که نگهداری سقف تولید فعلی تا سال 2020 کاری بس دشوار است و به سرمایه گذاری بسیار بالایی نیاز خواهد داشت. به نظر نگارنده، امکان بالا بردن سقف تولید حتی به رقم 5/4 میلیون بشکه در روز غیر ممکن است. تنها راه حل نگهداری سقف تولید در دراز مدت، تزریق گاز به مخازن نفتی خشکی و دریایی به میزان کافی و لازم است تا بتوان بخش عظیمی از ذخایر بالقوه کشور را به ذخایر بالفعل تبدیل نمود.
تزریق گاز در مخازن با حجم فعلی، مشکلی را حل نمی کند و تنها میتواند تاثیر کمی در بالا بردن ذخایر بالفعل کشور داشته باشد. تنها با تزریق گاز به میزان لازم و کافی میتوان ذخایر نفتی بالقوه کشور را به ذخایر بالفعل تبدیل نمود. نتیجه میگیریم با توجه به نیازی که به حجم عظیمی از گاز جهت تزریق در مخازن نفتی داریم حجم گاز ناچیزی جهت تزریق در نظر گرفته شده است.
جهت آشنایی بیشتر با مطالب فوق لازم است به چند نمونه اشاره کنیم. یکی از طرحهای چند صد میلیون دلاری شرکت ملی نفت ایران بالا بردن سطح تولید مخازن نفتی خشکی به میزان 800 هزار بشکه در روز است. در این زمینه طرحی ارائه شد مبنی بر این که با بالا بردن نرخ تخلیه چند میدان نفتی و حفر بیش از 150 حلقه چاه جدید میتوان به هدف فوق دست یافت. بر اساس پیشنهاد فوق، شرکت ملی نفت ایران با طرح پروژه ضربتی " 8 میدان" شروع به کار نمود. خصوصیات این مخازن و میزان بالا بردن تولید از آنها در جدول شماره 2 نشان داده شده است.

جدول 2ـ تولیدات فعلی و پیشنهادی 8 مخزن نفتی
نسبت تخلیه یشنهادی به فعلی
اختلاف تولید پیشنهادی با فعلی به هزار بشکه در روز
تولید پیشنهاید به هزار بشکه در روز
تولید فعلی به هزار بشکه در روز
نام میدان
67/1
30
75
45
1- شادگان
22/2
55
100
45
2- منصوری ( آسماری)
25/6
42
50
8
3- مارون ( بنگستان)
25/2
250
450
200
4- کرنج
4
150
200
50
5- پارسی
25/1
120
600
480
6- گچساران
67/1
32
80
48
7- پازنان
76/1
130
300
170
8- رگ سفید

809
1855
1046
مجموع
منبع: گزارش عملکرد وزارت نفت 1380
نگارنده به محض ملاحضه جدول فوق ( حدود دو سال پیش) عدم توفیق صد در صد طرح میدانهای 4 تا 8 را به متصدیان پروژه متذکر شد.
نگارنده با آشنایی و احاطه وسیع به مخازن نفتی ایران، در سال 1358 طی دستوری به مناطق جنوب، هر گونه بهرهبرداری از میدان کرنج را تا زمان تزریق گاز به حجم کافی و لازم ممنوع نمود. حجم گاز مورد نیاز برای تزریق بر اساس 100 هزار بشکه تولید در روز، حدود 200 میلیون پای مکعب در روز است. با وجود این، مخزن مزبور به علت احتیاجات زمان جنگ ایران و عراق، شروع به تولید نمود ولی بعد از جنگ نیز تولید این مخزن، بیش از حد توانایی آن ادامه یافت؛ به نحوی اکنون ـ همان گونه که در جدول فوق آمده است ـ روزانه حدود 200 هزار بشکه از آن تولید می شود. در چند سال اخیر نیز به نحو غیر مستمر، روزانه به طور متوسط حدود 75 میلیون پای مکعب گاز در این مخزن تزریق میگردد. این حجم گاز تزریقی، تقریباً معادل 20 درصد حجم نفت خامی است که از این مخزن تولید میشود. استمرار تولید و عدم تزریق گاز با حجم کافی و لازم و عدم جبران معادل نفت و گاز بهرهبرداری شده در گذشته به وسیله گاز موجب شده است که این میدان اخیراً با کاهش فشار قابل ملاحظهای رو به رو شود؛ به نحوی که در پی کاهش سقف تولید اوپک بهرهبرداری از این میدان موقتاً تعطیل شده است.
در نتیجه اگر سطح تولید میدان کرنج از 200 هزاربشکه به 450 هزار بشکه با هزینه گزاف حفر بیش از 20 حلقه چاه جدید و سایر احتیجات سطح الارضی آن، افزایش مییافت، با چه وضع ناهنجارتری در مقایسه با وضع موجود رو به رو میشدیم. سایر مخازن 4 تا 8 نیز در صورت عدم تزریق گاز به حجم کافی و لازم و افزایش تولید آن، به چنین سرنوشتی دچار خواهند شد.
از طرف دیگر نکتهای که مسئولان شرکت ملی نفت ایران از آن غافل هستند میزان و نرخ تولید از چهار مخزن اصلی آغاجاری، گچساران، مارون، اهواز و احتمالاً بی بی حکمیه میباشد. این مخازن هم اکنون با نرخ تولیدی بیش از 2 برابر قبل از انقلاب از این مخازن بهرهبرداری میشود. این فشار بیش از حد به این مخازن باعث خواهد شد در مدت زمان کوتاهی ( در حدود 5 سال آینده )میزان تولید از آنها به میزان وسیعی کاهش یافته به نحوی که با یک کاهش یک میلیون بشکه در روز رو به رو گردیم.
تنها با تزریق گاز به میزان لازم و کافی در مخازن نفتی کشور میتوان سطح تولید فعلی را به نحو صحیح و سالمی برای نسلهای آینده ثابت نگه داشت. شواهد و دلایل مطمئنی وجود دارد که تبدیل کردن ایران به صادر کننده گاز به نفع رقبای ماست. بنابراین با توجه به این نکته، سیاست عرضه گاز به کشورهای مختلف ـ که اخیراً وزارت نفت آن را به شدت پیگیری میکند ـ قابل تامل است. در واقع با تزریق هر چه بیشتر گاز به مخازن نفت کشور تا سال 2015، این اروپاییان هستند که جهت خرید گاز به طرف ما دست دراز خواهند کرد و مصرانه متقاضی خرید بوده و حتی حاضر به سرمایهگذاری با شرایط مناسب تری در کشور ما خواهند بود.
از طرف دیگر تزریق گاز استحصالی از پارس جنوبی یا منابع دیگر در مقایسه با صادرات آن دارای فواید و مزایای زیر است:
1. با تزریق 4- 5/2 هزار پای مکعب گاز میتوان یک بشکه نفت اضافی از میدانهای نفتی کشور به دست آورد. ارقام فوق بستگی به موقعیت و فشار هر یک از مخازن دارد؛ به نحوی که در حدود 20 مخزن از مخازن نفت کشور میتوان با تزریق حدود 5/2 هزار پای مکعب گاز یک بشکه نفت اضافی سریعاً استحصال نمود.
2. درآمد حاصل از نفت اضافی قابل استحصال، معادل چندین برابر درآمد حاصل از صادرات همان حجم گاز به کشورهای همسایه است. این مطلب در مقاله قبلی با مثال بحث شده است.
3. تنها راه جلوگیری از کاهش شدید میزان تولید از چهار مخازن اصلی با بیش از نیمی از تولید فعلی کشور تزریق گاز به میزان کافی و لازم در آن ها می باشد. در غیر این صورت باید انتظار کاهش شدید تولید از این مخازن را در سالهای نزدیک داشته باشیم.
4. تزریق گاز در مخازن کشور ضمن دارا بودن ارزش افزوده، برای نسلهای آینده نیز نگهداری خواهد شد؛ در حالی که صدور گاز صرفاً کمکی به اقتصاد کشورهای همسایه است.
5. تزریق گاز در مخازن نفتی کشور موجب استحصال نفت بیش تر از میادین کشور خواهد شد. در غیر این صورت این ذخایر خدادادی برای همیشه در اعماق زمین باقی خواهد ماند.
6. با سرمایه گذاری جهت تزریق گاز به مخازن کشور، همراه با صرفه جویی وسیع در حفر چاههای جدید جهت تامین سقف تولید و عدم نیاز به نصب دستگاههای نمک زدائی " فراز آوری گاز " خواهد شد.

4. نگاهی به پروزههای انجام شده یا در دست انجام
پروزههای بیع متقابل انجام شده مانند سیری " A " و "E " و یا پروژههای در دست انجام مانند پروژههای درود، سروش ـ نوروز، فروزان، سلمان و موارد دیگر، بدون توجه کافی به اصول مهندسی مخازن انجام گرفته است و در صورتی که هر چه زودتر نسبت به تصحیح آن ها اقدامی به عمل نیاید خسارات جبران ناپذیری به این مخازن وارد خواهد آمد.
در حال حاضر به علت کاهش سقف تولید ایران در اوپک به میزان حدود 600 هزار بشکه در روز و یا به هر دلیل دیگر میتوان بخشی از پروژههایی را که در جهت صیانت از این مخازن نیست حذف نمود. ضمن این که با این عمل، میزان تعهدات وزرات نفت نیز در سالهای آینده به میزان قابل ملاحظهای کاهش خواهد یافت.
در این زمینه آن بخش از فعالیتی که میتوان حذف کرد یا تغییرات منطقی در آنها داد به قرار زیر پیشنهاد میشود.

1-4. پروژه سیری "A" و "E"
در حال حاضر تعدادی از چاههای میدان سیری با GOR ( نسبت گاز به نفت) بسیار بالا استخراج میشود که صدمه قابل ملاحظهای به مخزن وارد میآورد و کاملاً مغایر با بهرهبرداری صیانتی از این مخزن یا هر مخزن دیگر است. به عبارت دیگر،از یک طرف روزانه حدود 150 هزار بشکه آب در این میدان تزریق میشود و از طرف دیگر حجم عظیمی گاز اضافی از آن بهرهبرداری میگردد که مغایر اصل تزریق و بالا نگه داشتن فشار مخزن است. لذا پیشنهاد میشود با بستن و یا پایین آوردن میزان تولید از چاههایی که با GOR بالا بهرهبرداری میشود از سوزاندن و به هدر دادن گازها جلوگیری به عمل آید.

2-4. میدان درود
طی گزارش های مختلفی در مورد زیان آور بودن تزریق آب در این میدان، پیشنهاد شده است که جهت اثبات این امر میتوان به تجربه آزمایشگاهی روی آورد. بدین ترتیب که با استفاده از نمونههای سنگ مخزن و نمونههایی از نفت و گاز موجود در مخزن، آثار تزریق آب و گاز را در استحصال نفت با یکدیگر مقایسه نمود. نتایج آزمایشگاهی آثار تزریق گاز در حدود 6 سال قبل با نتایج بسیار مثبت ( ضریب بهرهدهی بیش از 65 درصد) به اتمام رسید، اما متاسفانه در مورد انجام نتایج آزمایشگاهی آثار تزریق آب در همان سنگ و مخزن ـ که کلیه تجهیزات آن نیز فراهم است ـ تا کنون توجهی نشده است.
توجه به این نکته نیز حائز اهمیت است که در فاصله مذاکرات و امضاء قرارداد با شرکت " الف" در مورد میدان درود، شرکت ملی نفت ایران با حفر 4 حلقه چاه جدید و تعمیر 12 حلقه دیگر توانست سطح تولید این میدان را از 140 هزار بشکه در روز به بیش از 180 هزار بشکه با هزینهای حدود 50 میلیون دلار افزایش دهد. این امر، بی پایه بودن نحوه توسعه و چگونگی تعیین سطح تولید پایه را در این میدان که شرکت " الف " با هزینهای بالغ بر 540 میلیون دلار انجام داده است نشان میدهد. پس از افشاءو اثبات این که برنامه اولیه پیشنهادی شرکت " الف " بر پایه نا صحیحی بنا شده بود، علت اصلی این موضوع که چرا این میدان، قادر به بهرهبرداری طبیعی بیش از میزانی است که شرکت "الف" آن را محاسبه کرده، آشکار شد. بالاتر بودن سقف تولید این میدان، تنها به علت بالاتر بودن ضریب بهرهدهی از ناحیه گازی در مقایسه با ضریب بهرهدهی ناحیه آبی این میدان بوده است که باید با توجه به این موضوع در جهت تزریق گاز بیش تر به این میدان اقدام میشد.
در حال حاضر لازم است بخش تزریق آب این میدان که نزدیک به نیمی از سرمایه گذاری 540 میلیون دلاری است به طور کامل متوقف گردد. در اثر این عمل، ضمن صرفه جویی قابل ملاحظهای در پرداخت آتی دولت، از وارد آمدن خسارت شدید صیانتی به این میدان نیز جلوگیری خواهد شد. در صورتی که نتوان از سرمایهگذاری های انجام شده مربوط به تزریق آب جلوگیری نمود با عدم تزریق آب در این میدان میلیاردها دلار به علت از دست دادن ذخایر نفتی این میدان صرفه جویی خواهد شد.

3-4. میدان سروش ـ نوروز
این پروژه شامل سه بخش به قرار زیر است:
الف) توسعه میدان سروش به میزان 100 هزار بشکه در روز
این میدان مشترک نیست و حاوی نفت خام سنگین است. قیمت تمام شده نفت آن، حدود 6 دلار پایین تر از قیمت متوسط نفت خام کشور است. شرکت شل متعهد شده است با تزریق آب و شدت دادن به آبرانی مخزن در این میدان، روزانه نزدیک به 100 هزار بشکه نفت برای مدت حضور 10 سال ـ یعنی بیش از 300 میلیون بشکه نفت ـ از این میدان استخراج می نماید. ضمن این که پس از 21 روز که سطح تولید به رقم 100 هزار بشکه رسید ( این در مقایسه با مدت 10 سال استمرار تولید، زمان بسیار کوتاهی است) کلیه تاسیسات جهت ادامه تولید به شرکت ملی نفت ایران تحویل خواهد شد.
نگارنده بر اساس رفتار قبلی این میدان، هنگامی که روزانه حدود 30 هزار بشکه از آن بهرهبرداری میشد، اطمینان دارد که بهرهبرداری از این میدان بر اساس روزانه 100 هزار بشکه و تزریق آب ـ که شرکت نفت شل امید آن را داده است ـ میسر نخواهد شد. این پروژه بیع متقابل از پروژههایی است که ممکن است حتی نتواند سرمایه و سود مربوط را که حدود یک میلیارد دلار میباشد، بپردازد.
به بیان دیگر، پس از تولید حدود 100 میلیون بشکه نفت در طول 3 تا 4 سال آینده بهرهبرداری نفت از این میدان با اشکالات فراوان، از جمله تولید حجم زیادی آب صورت خواهد گرفت که عملاً امکان استمرار تولید را مشکل خواهد ساخت. ضمن این که آب استخراجی از این میدان باید دوباره به مخزن تزریق شود؛ زیرا وارد نمودن آن به دریا با اشکالات زیست محیطی همراه خواهد بود.
نکته قابل توجه و تامل در این پروژه این است هنگامی که شرکت توتال قرارداد سیری و شرکت آجیپ قرارداد پارس جنوبی را امضاء کردند، دولت وقت امریکا ( دولت آقا ی کلینتون) شرکتهای مزبور را تحت فشار قرارداد و آنها را به طرق مختلف تهدید کرد. با وجود این، شرکت نفت شل که فعالیتهای وسیع تر و سرمایه گذاریهایی بیش تر از شرکتهای توتال و آجیپ در امریکا دارد، مورد حمله و تهدیدات گوناگون دولت آقا ی بوش ـ که به مراتب سختگیر تر از دولت قبلی است ـ قرار نگرفته است.
لذا میتوان این "فرضیه" را مطرح کرد که مسئولان نفتی امریکایی که به این پروژه آشنا هستند میدانستند که انجام این پروژه اولاً باعث از بین رفتن میلیاردها بشکه نفت این میدان خواهد شد و ثانیاً سود قابل توجهی از بابت این پروژه عاید کشور ما نمیشود؛ لذا اقدامی علیه شرکت نفت شل صورت نگرفته است.
ب) توسعه میدان نوروز به میزان 90 هزار بشکه در روز.
این میدان نیز مشترک نیست و دارای نفت نیمه سنگین و آبرانی نسبتاً قوی است. سنگ مخزن این میدان " نفت دوست " بوده و دارای فشاری بالاتر از " نقطه حباب " است. بهرهبرداری 90 هزار بشکه در روز از این میدان باعث خواهد شد سطح آب در این میدان به سرعت به طبقات بالایی مخزن نفوذ کند و از همان سالهای اولیه، نفت همراه با آب، بهرهبرداری شود که در نتیجه، باعث کاهش تولید از میدان میگردد. در حالی که اگر گازهای همراه این مخزن و مخازن مجاور در آن تزریق شود ضمن انبساط حجم نفت این مخزن، ضریب بازدهی آن نیز به نحو محسوسی بالا میرود. این عمل باعث کاهش گرانروی ( ویسکوزیته ) نفت این میدان میشود که کمک زیادی به بالا بردن بهرهدهی چاههای این میدان است.
برای جلوگیری از زیانهای ناشی از بهرهبرداری بیش از حد این میدان، پیشنهاد میشودکه با کاهش تولید این میدان تا حدود 50 هزار بشکه در روز و تزریق گازهای همراه این مخزن و مخازن مجاور در آن، برنامه توسعه این میدان، مورد تجدید نظر قرار گیرد. ضمن این که سرمایه گذاری در این بخش نیز به میزان قابل ملاحظهای کاهش خواهد یافت.
ج) انتقال گاز همراه میدانهای سروش و نوروز به جزیره خارک.
انتقال روزانه حدود 300 میلیون پای مکعب گازهای همراه میدانهای مذکور برای مدت زمان کوتاه چند ساله، هدف روشنی ندارد؛ در صورتی که اگر چنین حجم گاز در مخزن نوروز ـ با هزینه بسیار کم تری ـ تزریق گردد باعث افزایش ضریب بازدهی این میدان خواهد شد.
به نظر میرسد هدف از جمع آوری گازهای این دو مخزن، احتمالاً بالا بردن سطح سرمایه گذاری و دریافت پاداش و جوایز بیش تر بوده که نصیب شرکت شل میشود. استفاده از این گازها جهت پروژه معقولی در جزیره خارک توجیه اقتصادی ندارد؛ زیرا در صورت نیاز به گاز در این جزیره، راه بهتر، ارزان تر و با نسبت کندانسه بیشتر، استفاده از گازهای میدان فروزان است که هم اکنون روزانه 150 میلیون پای مکعب آن سوزانده میشود. همچنین خط لوله 20 اینچی بین میدان فروزان و خارک که جهت انتقال 200 هزار بشکه نفت در روز طراحی شده و سال ها از آن استفاده میشده است، هم اکنون تنها حدود 40 هزار بشکه نفت در روز را عبور می دهد. لذا با استفاده از پمپهای دو فازی میتوان حجم قابل ملاحظهای از گاز این میدان را به وسیله این خط لوله با هزینه بسیار پایینی به خارک انتقال داد. پیشنهاد میشود کلیه گازهای همراه میدانهای هندیجان ـ بهرگانسر و نوروز در مخزن نوروز تزریق گردد. و در نتیجه، نیازی به خط لوله گاز به خارک نخواهد بود.

4-4. پروژه فروزان ـ اسفندیار
قراداد این پروژه با شرکت پترو ایران امضاء شده و قرار است سطح تولید این میدان از میزان فعلی 40 هزار بشکه در روز به حدود 90 هزار بشکه افزایش یابد. بالا بردن سطح تولید این میدان به 90 هزار بشکه در روز با هزینه بسیار بالا و برای مدت بسیار کوتاه و با بهرهبرداری گاز با حجم بسیار بالا همراه خواهد بود. بنابراین، قبل از هر موضوع لازم است به نکات زیر توجه شود:
1. با تعیین میزان بهینه تولید و سرمایه گذاریهای مربوط به آن که قطعاً کمتر از 90 هزار بشکه در روز است و لذا نیاز به سرمایه گذاری پایین تری دارد، از سرمایه گذاری بی هدف جلوگیری شود.
2. بر اساس چنین برنامهای میتوان از گاز تولیدی جهت تزریق در میدانهای سروش و درود استفاده کرد.
از آنجای که سنگ مخزن تاقدیس اسفندیار دارای نفوذ پذیری بسیار پایین میباشد. امکان اقتصادی بودن این پروژه بسیار ضعیف میباشد. لذا حفر تعداد زیادی حلقه چاه بدون برنامه ریزی صحیح باعث از بین رفتن سرمایهای که میتواند در مخازن دیگر با اطمینان و برگشت بسیار بالاتری همراه باشد، خواهد شد. آثار اولیه این پروژه مبنی بر خشک بودن چاههای حفر شده دال بر عدم اقتصادی بودن این پروژه میباشد. لذا لازم است نسبت به ادامه این پروژه تجدید نظر کامل شود.
از آنجا که اولاً امکان رسیدن به سطح تولید 90 هزار بشکه در روز از میدان فروزان و اقتصادی بودن توسعه میدان اسفندیار در حال حاضر بسیار بعید به نظر میرسد و ثانیاً این که شرکت ملی نفت ایران در واقع سرمایه گذار اصلی شرکت پترو ایران است؛ بنابراین عدم توانایی بسیار محتمل این شرکت در اجرای موفقیت آمیز این پروژه و برگرداندن سرمایه گذاری سوالات زیر را مطرح میکند:
* چه شخص یا دستگاهی مسئول پرداخت غرامت حاصل از عدم توفیق این پروژه در رسیدن به سطح تولید مورد نظر برای مدت تعیین شده خواهد بود؟
* معنی و مفهوم بیع متقابل و فلسفه آن را در این گونه قراردادها ( با شرکتهای دولتی ـ ایرانی ) چگونه میتوان تفسیر نمود؟
* آیا هزینه ـ فایده محول کردن پروژههایی را که مجلس شورای اسلامی در قالب بیع متقابل تصویب نمود است، به شرکتهای دولتی ـ ایرانی به دقت مطالعه و بررسی شده است؟ فراموش نکنیم که فلسفه طراحی رژیم حقوقی " بیع متقابل " استفاده از سرمایههای خارجی بوده است.

5-4. پروژه سلمان
میدان سلمان با میدان ابوالبخوش ـ واقع در آبهای امارت ابوظبی ـ مشترک بود و بهرهبرداری از بخش متعلق به ابوظبی را که شرکت نفت توتال انجام میدهد. این پروژه شامل دو بخش است:
الف) بالا بردن سقف تولید نفت لایههای عرب با انجام تزریق آب. البته مبنای برنامه تزریق آب در این میدان چندان روشن نیست. شرکت نفت توتال مدت 10 سال است که بیش از 100 میلیون پا ی مکعب گاز را در روز با نتیجهای بسیار خوب به بخش جنوبی این میدان مینماید. تزریق گاز در این میدان، ارجعیت بارزی در مقایسه با تزریق آب داشته است. در این مورد به مقاله سوم نگارنده مراجعه شود.
ب) سرمایهگذاری جهت تزریق گاز در این میدان بسیار پایین تر از تزریق آب است؛ زیرا گاز موجود در طبقات "خوف " همین میدان، به میزان کافی وجود دارد. تزریق روزانه 150 میلیون پای مکعب، تنها احتیاج به حفر 2 تا 3 حلفه چاه تا عمق طبقه گازی مذکور و اتصال آن به لایه عرب میدان سلمان دارد؛ لذا احتیاجی به فیلتر گرانقیمت آب و پمپ و سایر تجهیزات جانبی جهت تزریق آب نیست، ضمن این که تعداد حلقه چاههای مورد نیاز جهت تزریق گاز نسبت به تعداد حلقه چاههای تزریق آب کمتر است و در نتیجه به سرمایهگذاری کم تری نیاز دارد.
ج) گاز آثار بسیار موثر تری در جا به جایی نفت در مقایسه با جا به جای نفت به وسیله آب دارد؛ لذا از نظر صیانتی، تزریق گاز بسیار مفیدتر از تزریق آب است.
د) گاز تزریقی که حاوی حجم کمی کندانسه است به میزان قابل ملاحظهای غنی شده؛ به نحوی که میزان کندانسه آن تا چند برابر حجم فعلی، هنگام بهرهبرداری آن افزایش خواهد یافت.
بنابراین پیشنهاد میشود برنامه تزریق آب در این میدان هر چه زودتر قطع شود و برنامه ریزی جهت تزریق گاز، جانشین آن گردد.

6-4. پروژه پارس جنوبی
قبلاً اهمیت و لزوم توسعه هر چه سریع تر و وسیع تر میدان مشترک پارس جنوبی مطرح شده است. پیشنهاد اینجانب با توجه به برآورد اولیه حجم این میدان، روزانه 7 تا 8 میلیارد پای مکعب گاز در جهت تزریق به میدان های نفتی واقع در خشکی بود.
متاسفانه به جای اقدام عاجل در جهت توسعه هر چه بیشتر و سریع تر این میدان مشترک، تصویب نامهای صادر شد که بر اساس آن، یک میلیارد پای مکعب در روز در فاز اول، جهت مصارف داخلی به عهده شرکت جدیدالتاسیس پترو ایران گذاشته شد. قرار شد فازهای بعدی آن بدون ذکر حجم گاز روزانه و زمان بندی، تحت عنوان " طرح جامع توسعه میدان پارس جنوبی" از طریق " به کارگیری یک شرکت نفتی ذی صلاح خارجی " مطالعه شود.
در مراحل بعد، قرارداد 7 فاز بعدی این میدان بر اساس بیع متقابل امضاء گردید. متاسفانه نحوه تقسیم بندی و سطوح اختصاصی هر یک از فازهای پارس جنوبی کارشناسی نبوده و بر اساس اصول مهندسی مخازن و نیاز هر یک از فازها پایهریزی و محاسبه نشده است.
با همکاری مسئولین شرکت ملی نفت ایران عملکرد شرکت نفت توتال ـ که بهترین ناحیه این میدان را به خود اختصاص داده است ـ این فرضیه را تقویت میکند که یکی از بهترین اهداف اصلی این شرکت، جلوگیری از آثار ناشی از بهرهبرداری ناحیه ایران بر روی چاههای گاز ناحیه قطر است که خود این شرکت در آن فعالیت دارد. از این رو احتمالاً شرکت توتال، سطوح فازهای 2 و 3 را حدود 140 کیلومتر مربع تعیین کرده و شرکت ملی نفت ایران آن را قبول نموده است. این مساحت به عنوان الگو در فازهای بعدی نیز مورد استفاده قرار گرفت. این در حالی است که سطح مورد نیاز فازها به منظور بهرهبرداری روزانه یک میلیارد پای مکعب، در حدود 70 کیلومتر مربع کافی است. اکنون لازم است برنامهریزی صحیحی جهت بالا بردن سطح تولید گاز از کلیه فازها انجام شود. جهت جلوگیری از مهاجرت گاز از ناحیه ایران به قطر، لازم است میزان تولید از کلیه فازها تا دو برابر حجم فعلی آنها افزایش یابد. با این روش نیازی به استفاده از فازهای 13 به بعد نخواهد بود، چه این فازها به علت نزدیکی آنها به سطح گاز و آب به علت تولید گاز از فازهای 1 تا 12 در مدت زمان کوتاهی شروع به تولید آب نموده باعث اشکالات فراوانی خواهد شد.

7-4. پروژه مسجد سلیمان
این پروژه شامل حفاری چند حلقه چاه افقی، تعمیر چند حلقه چاه قدیمی، حفر دو حلقه چاه برای تزریق پساب، نصب دستگاه جدید تفکیک با ظرفیت مناسب، نصب دستگاه نمک زدائی و لوازم داخل چاهها و مانند آن است. میزان سرمایه گذاری در این پروژه حدود 70 میلیون دلار است که جمعاً مبلغ 121 میلیون دلار بابت اصل و فرع سرمایه و حق الزحمه و سایر هزینهها به طرف قرارداد پرداخت خواهد شد.
نفت در جای این میدان به 5/6 میلیارد بشکه و ضخامت نفت اولیه آن حدود 2500 پا بوده است. تا کنون نزدیک به 14/1 میلیارد بشکه نفت از این میدان استخراج شده است. ضخامت فعلی ستون نفتی در این مخزن حدود 200 پا میباشد و ذخیره باقی مانده قابل استحصال حدود 100 میلیون بشکه برآورد میشود.
طرف قراداد در نظر دارد سطح تولید این مخزن را از حدود 5 هزار بشکه در روز به 25 هزار بشکه در روز افزایش دهد و در مقابل، ارزش 41 درصد نفت بهرهبرداری شده را تا سقف 121 میلیون دلار دریافت کند.
با توجه به مخازنی که ساختار آنها مشابه مخزن مسجد سلیمان است میتوان گفت که از 100 میلیون بشکه نفت باقی مانده قابل استحصال حدود 15 میلیون بشکه از آن داخل شکافها و مابقی در سنگ مخزنی قراردارد که تراوایی آن بسیار پایین است. بنابراین با استفاده از چاههای افقی به آسانی میتوان 12 میلیون بشکه نفت موجود در داخل شکافها را در سال اول و بخشی را از سال دوم تولید کرد. ضمناً در طول این مدت نزدیک به 4 میلیون بشکه نفت از بخش ماتریسی سنگ مخزن، جا به جا شده و قابل استحصال خواهد شد. بنابراین جمعاً حدود 16 میلیون بشکه از ذخایر این مخزن در خلال دو سال اول قابل بهرهبرداری است.
در صورتی که قیمت نفت سبک این میدان را در زمان تولید بشکهای 24 دلار فرض کنیم برای پرداخت 121 میلیون دلار به طرف قرارداد باید 3/12 میلیون بشکه نفت استخراج شود که 41 درصد آن یعنی معادل 5 میلیون بشکه سهم طرف قرارداد خواهد بود، زیرا میلیون دلار 121= 24 دلار × 41% × 3/12 میلیون بشکه. قرار است روزانه 25 هزار بشکه نفت تولید شود، لذا میتوان در مدت کمتر از یک سال و چهار ماه 3/12 میلیون بشکه نفت برداشت کرد و معادل 41 درصد آن را به طرف قرارداد پرداخت نمود و تسویه حساب کرد.
بنابراین نتیجه میگیریم که تولید روزانه 25 هزار بشکه از این مخزن در خلال دو سال اول به آسانی امکان پذیر است و حتی در خلال یک سال و نیم اول، سهم طرف قرارداد به تمام و کمال پرداخت خواهد شد. مشکلات اصلی این پروژه بعد از دو سال اول ظاهر میشود زیرا که میزان انتقال نفت حاصل از ماتریسها به شکافها فقط حدود 10 هزار بشکه در روز خواهد بود. به بیان دیگر، مشکلات اصلی این پروژه موقعی ظاهر میشود که طرف قرارداد سهم خود را دریافت کرده است و لذا در مشکلات بعدی تولید از این میدان سهیم نخواهد بود. بهرهبرداری از این مخزن بر طبق این پروژه و همچنین بهرهبرداری به روش صحیح از این مخزن را میتوان در نمودار شماره 1 ملاحظه کرد.
بهرهبرداری صحیح از این میدان باید به نحوی انجام شود که کاهش ضخامت ستون نفتی آن به آهستگی صورت گیرد تا بتوان با هزینه کمتر و سهولت بیشتر نفت حاصل از ماتریسها را برداشت کرد.
از مقایسه دو الگوی بهرهبرداری در نمودار صفحه بعد، نکات زیر را میتوان استنتاج کرد.
الف ـ سرمایهگذاری لازم برای حفر چاههای افقی یا عمودی جهت تولید 10 هزار بشکه نفت در روز حداکثر حدود 10 میلیون دلار خواهد بود.
ب ـ ضخامت ستون نفتی در روش صحیح به آهستگی کاهش مییابد، لذا نیاز به دستگاه گرانقیمت نمکزدایی و چاههای مورد نیاز برای تزریق پساب و هزینههای جانبی آن نخواهد بود.

ج) هنگامی که ستون نفتی به آهستگی کاهش یابد نسبت گاز به نفتی که بهرهبرداری میشود در حد طبیعی گاز محلول در نفت میباشد. اما اگر ستون نفتی به سرعت کاهش یابد ـ بهرهبرداری بر طبق پروژه ـ نسبت گاز به نفتی که بهرهبرداری میشود بسیار بالا میرود که دونتیجه نا مطلوب به دنبال خواهد داشت: اولاً فشار مخزن بیش از حد کاهش مییابد و ثانیاً همان گونه که قبلاً اشاره شد، گاز همراه یا باید سوزانده شود که مشکلات زیست محیطی به دنبال دارد یا اینکه باید تزریق شود که هزینههای اضافی به دنبال خواهد داشت. با توجه به حجم بالای گاز همراه، تزریق آن نیاز به کمپرسور مخصوصی دارد که هزینه آن ظاهراً در این پروژه منظور نشده است.
د ـ میزان بهرهبرداری از مخزن بر طبق این پروژه در مدت دو سال اول فقط 8/10 میلیون بشکه بیش ازتولید به روش صحیح است در حالی که میزان سرمایه گذاری پیش بینی شده در این پروژه 111 میلیون دلار بیش از سرمایه مورد نیاز در الگوی صحیح میباشد. بنابراین تولید 8/10 میلیون بشکه، 111 میلیون دلار هزینه خواهد داشت که معادل 3/10 دلار برای هر بشکه نفت خام است.
ه ـ در الگوی صحیح، اسمترار تولید به میزان 10 هزار بشکه در روز با هزینههای متعارف به سهولت امکان پذیر است در حال که تولید در پروژه پیشنهادی نه تنها بعد از دو سال به شدت کاهش مییابد بلکه استمرار تولید در سطح نازل نیز مستلزم هزینههای سنگین نمک زدایی و تزریق پساب و سوزاندن و یا تزریق گاز و مانند آن خواهد بود.
با توجه به مطالبی که گفته شد، سوالات و نکات زیر مطرح میشود:
1. بر اساس اطلاعات موجود، هنوز نتایج نهایی مطالعه جامع این میدان منتشر نشده است. سوال این است که در چنین وضعیتی چگونه قرارداد بهرهبرداری از این میدان به امضاء رسیده است؟
2. دلیل اصلی وزارت نفت برای امضاء این قرارداد، افزایش تولید سطح کنونی تقریباً 5 هزار بشکه در روز به 25 هزار بشکه در روز میباشد، اما اطلاعات موجود نشان نمیدهد که تولید در این سطح تا چند سال میتواند استمرار داشته باشد؟چرا نکتهای بدین درجه از اهمیت که از محورهای اساسی این پروژه محسوب میشود از شفافیت لازم برخوردار نیست؟
3. نکات سابق الذکر دلالت بر این میکند که عدد 41 درصد به عنوان سهم طرف قرارداد از نفت تولید شده، هماهنگی کاملی با حجم تولید نفت در خلال یک سال و چها رماه اول دارد. بنابراین نمیتوان به راحتی این فرضیه را رد کرد که طرف قرارداد به درستی از مشکلات بعدی تولید از این میدان آگاه است و لذا ترتیباتی اتخاذ کرده است تا سهم کامل خود را در همان ماههای نخستین دریافت کند و مشکلات حاصل از تولید در سالهای بعدی را بر عهده شرکت ملی نفت ایران قراردهد. ناگفته نماند که این دیدگاه، مشابهتهای زیادی بین این پروژه و پروژه سیری A و E وجود دارد.
4. آیا جوانب موضوع و کاستیهای فوق الذکر به دقت بررسی شده است؟ و همچنین در صورت عدم استمرار تولید از این میدان به میزان 25 هزار بشکه در روز، آیا جریمههای مناسبی در نظر گرفته شده است که بتواند زیانهای ناشی از آن را جبران کند؟
با توجه به موارد بالا، پیشنهاد میشود که:
1. تااتمام مطالعه جامع درباره این میدان و ارائه آن به مسئولین و بررسیهای فنی و اقتصادی درباره آن، هر گونه سرمایهگذاری در این پروژه متوقف شود.
2. با حفر جند حلقه چاه افقی و عمودی، تولید از این میدان در سطح 10 هزار بشکه در روز انجام شود زیرا به نظر میرسد که سطح بهینه تولید از این میدان با توجه به خصوصیات مخزن و ملاحظات اقتصادی، در همین حدود است.
3. در صورتی که شرکت ملی نفت به هر دلیل مصمم به انجام این پروژه باشد، موکداً توصیه میشود که هرگونه پرداخت به طرف قرارداد صرفاً، بعد از ملاحظه استمرار تولید در سطح 25 هزار بشکه در روز برای مدت حداقل دو سال انجام شود. به بیان دیگر، نخست باید اطمینان حاصل کرد که این میدان قادر است حداقل برای دو سال روزانه 25 هزار بشکه نفت تولید کند و سپس پرداختهای لازم به طرف قرارداد از سال سوم به بعد برمبنای تولید 25 هزار بشکه در روز انجام شود.

8-4. پروژه تبدیل میدان گازی سراجه جهت قله تراشی گاز تهران
این میدان دارا ی فشار بالا، حجم پایین شکاف و خلل و فرج، و آبرانی نسبتاً قوی است. به منظور تبدیل این میدان گازی به میدان گاز قابل استفاده در زمستان، لازم است با استخراج آب آن، فشار مخزن را کاهش داد. نگارنده این روش علمی و کم خرج را حدود 30 سال پیش به شرکت ملی گاز پیشنهاد نموده است.
مهندسان مشاور فرانسوی این پروژه ( سفر گاز ) روشی کاملاًدر جهت عکس روش فوق ارائه نموده است؛ بدین معنی که قرار است با بهرهبرداری از گاز مخزن، فشار آن را کاهش دهد. با این عمل سطح " گاز ـ آب " این مخزن بالا آمده که در نتیجه از حجم قابل استفاده این میدان در زمان قله تراشی به میزان وسیعی کاسته میشود. در این صورت، بهرهوری روزانه میدان نیز به همان نسبت پایین خواهد آمد. این مطلب از مهم ترین و اساسی ترین بخش موضوع قله تراشی است. روش پیشنهادی مهندس مشاور فرانسوی باعث خواهد شد که نتوان در فصل زمستان روزانه حداقل حتی 100 میلیون پا ی مکعب از این میدان استخراج نمود. در نتیجه بخش اعظم سرمایهگذاری پیشنهادی مهندس مشاور فرانسوی عملاً به هدر خواهد رفت.

5. جمع بندی و نتیجه گیری
از مطالب ارائه شده میتوان جنین نتیجه گیری نمود:
1. استفاده از وزارت نفت از آمار ساختگی و ناصحیح وزارت انرژی امریکا( DOE) ، آینده بسیار مثبت و پرباری را برای ملت و دولت ترسیم نموده است. دستیابی به هدف 5/6 میلیون بشکه تولید نفت خام در روز محال و غیر ممکن است. وضعیت فنی مخازن و برنامههای موجود اجازه نمیدهد سقف تولید حتی به بیش از میزان 4 میلیون بشکه در روز و در طول مدت زمان قابل ملاحظهای استمرار یابد.
2. سرمایه گذاری در برنامه پیشنهادی 20 ساله وزارت نفت در جهت افزایش سقف تولید باعث بحرانهای شدید ارزی در کشور خواهد شد که عدم تعادل اقتصادی قابل ملاحظهای به همراه خواهد داشت.
3. قیمت نفت خام از سالهای 2015 به بعد به علت عدن تناسب عرضه در برابر تقاضا به نحوه محسوسی افزایش خواهد یافت.
4. در پروژههای نفتی غیر بیع متقابل، مساله بسیار مهم صیانت ازمنابع نفتی کشور به طور جدی ملاحظه نشده است؛ لذا با برنامهریزی فعلی وزارت نفت میلیاردها بشکه از ذخایر نفت کشور به هدر خواهد رفت.
5. در گزارش وزارت نفت، " خسارت غیر قابل جبران " به مخازن نفتی کشور با ذکر " کمبود گاز " توجیه شده است؛ در حالی که ذکری از یان " کمبود " در جهت صادرات به کشورهای همسایه اروپا به میان نمیآید.
6. متاسفانه مطالعه آثار مثبت تزریق گاز به میزان لازم و کافی در مخازن نفت تا حد زیادی فراموش شده است و در عوض، مرتباً از عقب ماندگی کشورمان در بازارهای بین المللی گاز ( با توجه به حجم عظیم ذخایر گازی ایران ) صحبت میشود؛ در حالی که درآمد حاصل از تزریق گاز در مخازن نفتی کشور، ضمن تایید بلند مدت منابع مورد نیاز ارزی، به مراتب بیشتر از صدور گاز است.
7. برخی از پروژههای بیع متقابل بدون توجه به اولویت و نیاز کشور در دست انجام است که احتمالاً د بازپرداخت سرمایه و جوایز مربوطه، به ویژه در صورت افت قیمت جهانی نفت خام، با اشکالات متعددی رو به رو خواهد شد.
8. با توجه به فاز بندی غیر اصولی و تخصیص بیش از نیاز سطح فازها در پروژه پارس جنوبی، لازم است به جای اضافه نمودن فازهای جدید، سطح تولید هر یک از فازهای فعلی 1 تا 12 را به دو برابر میزان فعلی آن افزایش داد. لازم به یادآوری است که فازهای 1 تا 3 دارای اولویت است.
9. صادرات روزانه 10 میلیارد پای مکعب گاز به بازارهای دور با سرمایهگذاریهای کلان میتواند درآمد کمتر از 3 میلیارد دلار در سال برای کشورر داشته باشد؛ در حالی که با تزریق همان حجم گاز به مخازن نفتی کشور با سرمایه گذاری پایین تر، درآمدی به مراتب بیشتر عاید کشور مینماید، و در عین حال، گاز تزریق شده به میادین نفتی، برای نسلهای آینده ذخیره سازی خواهد شد. تنها از این راه میتوان جایگاه جمهوری اسلامی ایران در بازارهای منطقهای و جهانی در درازمدت تامین و تثبیت نمود.

توضیحات مربوط به نمودار شماره 2
در بررسی نمودار شماره 2 توجه به نکته زیر ضروری است:
لازم بود که شرکت " الف " با نشان دادن حداقل سه سناریوی مختلف ـ شامل الف) تنها حفر 25 حلقه چاه، ب) حفر چاه و تزریق آب، ج)حفر چاه و تزریق گاز به میزان لازم و کافی ـ نشان میداد که کدام یک از این سناریوها با توجه به معیارهای تولید صیانتی و میزان سرمایهگذاریها، بهینه است. متاسفانه شرکت "الف " با یک کاسه کردن سه فرایند فوق ـ یعنی حفر 25 حلقه چاه جدید و تزریق آب و گاز ـ تنها یک سناریو را نشان داده است. بنابراین آثار زیان بار تزریق آب به این میدان که کاملاً " نفت دوست "است تحت تاثیر آثار مثبت حفر 25 حلقه چاه، و تزریق گاز، پنهان مانده است.

منابع اصلی
خوانندگان محترم میتوانند برای کسب اطلاعات بیشتر در مورد مسائل فنی مندرج در دو مقاله به منابع زیر مراجه نمایند.
1.Madaoui, K. and Sakthkumar, S., "Lean Gas Injection in Water Flooded Oil Reservoir, a Systematic Investigation for Field Application", Presented at 7th European IOR Symposium, Moscow, Oct. 1993.
2 . Madaui, K., Sakthikumar, S., Thiebot, L., and BOUVIER, G.,
"Experimental and Numerical Investigation into the Feasibility of Gas Injection in Water Flooded Reservoirs",Presented at 21st Annual Convention of Indonesian Petroleum Association, Oct. 1992, Jakarta, Indonesia.
3. Onill N., "Fahud Field Review: A Switch from Water to Gas Injection in Fahud Field (Oman),"SPE Paper 15 691 Presented at Fifth SPE in the Middle East Held in Bahrain", March 7-10, 1987
4. Saidi, A. M., "Twenty Years of Gas Injection History into Well Fractured Haft Kel Field (Iran)," SPE paper 35 309, presented at SPE Meeting Held in Villahermosa, Mexico, March. 3-7, 1996

1. نفت و توسعه، گزارش اهم فعالیتهای وزارت نفت (1379- 1376)، اداره کل روابط عمومی وزارت نفت، خرداد 1380، صفحه 8. در این مقاله هر جا از "گزارش وزارت نفت" نامبرده شده به منظور همین گزارش است.
2. Liquified Natural Gas
3. برای پیشنهاد طی گزارشی در تاریخ 30/5/1374 خدمت آقا یرفسنجانی رئیس جمهور وقت ارسال شد و ایشان طی پی نوشتی به وزیر نفت، آقای آقازاده نوشتند که " بررسی کنید و توضیح دهید".
4. Department of Energy
5. Energy Information Administration
6. صفحه 20 گزارش وزارت نفت.
7. گزارش IEA تحت عنوان سناریو با قیمت 20- 15 دلار برای هر بشکه در ماه آوریل 1999 در لندن منتشر شد و نگارنده طی گزارشی مورخ 18/5/1378 آن را خدمت آقا یخاتمی رئیس جمهور محترم ارسال نموده است.
8. صفحه 20 گزارش وزارت نفت.
9. گزارش IEA تحت عنوان سناریو با قیمت 20- 15 دلار برای هر بشکه، آوریل 1999 ـ لندن.
10. اطلاعات و مذاکرات نگارنده با کارشناسان نفتی نروژ، انگلستان و مکزیک.
11. این مطلب به اطلاع مسئولان شرکت نفت آن کشور ( PEMEX) با اعداد و ارقام کامل رسیده است.
12. گزارشهای ارائه شده مناطق خشکی و اطلاعات نگارنده از مناطق دریایی و تاقدیس های کوچک موجود در کشور.
13. این مطلب طی گزارشهای متعد در سال 1371 خدمت آقای رفسنجانی رئیس جمهور وقت و سپس در تاریخ 1/8/1379 با تفصیل و بررسی کامل خدمات آقای خاتمی رئیس جمهور محترم ارسال شده است.
14. این موضوع را ضمن مشاهده برنامه طرح و مذاکره با مسئولان پروژه بالا بردن سقف تولید، حضوراً به استحضار متصدیان میرساندم.
15. این نکته طی نشستهایی در سالهای 1376 در بخش مطالعات بین المللی وزارت امور خارجه و سپس در سال 1380 در موسسه مطالعات بین المللی انرژی ارائه شده است.
16.Gaslift
17. این موضوع طی گزارش مورخ 30/5/1374 خدمت آقای رفسنجانی رئیس جمهور وقت ارسال شد. در این گزارش عدم توانایی مخازن سیری E و A به میزانی که شرکت نفت توتال ادعا کرده بود نیز با استدلال فنی بحث شده است.
18. در حال حاضر که قرار است موضوع پایین تر بودن سطح تولید از میزان مقرر در قرارداد به حکم ارجاع شود، آیا معقول تر نیست که با سطح تولید پایین تریبه حکم مراجعه نماییم؟ ضمن این که در این صورت صدمه کم تری نیز به مخزن وارد میشود.
19. این موضوع طی گزارشهای متعدد مورخ 1/4/1377 و 19/8/1378 و 25/2/1378 خدمت آقای زنگنه وزیر نفت ارسال شده است.
20. به نمودار شماره 2 در پایان مقاله مراجعه شود.
21. نفت استخراجی معمولاً دارای مقداری گاز محلول است. نقطه حباب (Bubbl Point) فشاری است که کم تر از آن، اولین حباب گاز از نفت خارج میشود.
22. این مطلب برای اولین بار طی گزارش مورخ 2/4/1373 خدمت آقای رفسنجانی رئیس جمهور وقت ارسال شد و ایشان طی پی نوشتی چنین اظهار کردند: " نکات قابل توجهی دارد. گرچه تازه نیست و قبلاً مطرح بوده و به خصوص در مورد سرعت عمل تزریق و الویت استخراج پارس جنوبی و عدم عجله در فروش گاز به مسافت دور دست و اولویت مصرف داخلی در شرایط فعلی قیمت گاز، توجه ویژه لازم است."
23. این مطلب نیز طی گزارش مورخ 12/10/1373 خدمت آقای رفسنجانی رئیس جمهور وقت ارسال گردید.
24. این مطلب طی نشستی که در تابستان 1379 در موسسه مطالعات بین المللی انرژی برگزار گردید مطرح شد و گزارش مربوط به چاپ رسید.
25. Sofre Gas

1