برداشت 80 درصدی گاز از پارس جنوبی تا ابدالدهر باقی نمی‌ماند/ به فکر نگهداشت تولید باشیم

اعتمادآنلاین| میدان گازی پارس جنوبی یکی از بزرگ‌ترین منابع گازی مستقل جهان است که روی خط مرزی مشترک ایران و قطر در خلیج‌فارس و به فاصله 100 کیلومتری ساحل جنوبی ایران قرار گرفته است. در سال 1369 با حفر نخستین چاه اکتشافی در این میدان وجود گاز تایید شد. این میدان با ذخایر 14.2 هزار میلیارد متر مکعب حدود 8 درصد از ذخایر کل جهان را در خود جای داده است.

محمد مشکین‌فام، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس، که خود را تکنوکرات می داند، او در گفت‌وگویی با وزارت نفت از ضرورت حفظ و نگهداشت تولید در پارس جنوبی گفت: «اکنون 80 درصد تولید گاز کشور از پارس‌جنوبی تامین می‌شود. باید بدانیم این 80 درصد تا ابدالدهر باقی نمی‌ماند، همچنان که در برداشت گاز از میدان مشترک پارس جنوبی به قله رسیدیم، شاهد افت سالانه تولید این میدان نیز خواهیم بود. در نتیجه باید به فکر نگهداشت تولید بود».

او این را هم گفت: «افت تولید پارس جنوبی آغاز شده، اما درصد آن کم است. پیش‌بینی می‌شود چهار تا پنج سال آینده عدد آن قابل توجه باشد. سالانه به اندازه یک فاز (28 میلیون مترمکعب) افت تولید خواهیم داشت».

محمد مشکین‌فام همین‌طور از تفاوت پارس جنوبی 92 و پارس جنوبی 98 گفت و از زنگنه و ترکان به‌عنوان موثرترین افراد توسعه این میدان مشترک نام برد.در ادامه گفت و گوی کامل مشکین فام را میخوانید:

*فازهای باقی‌مانده پارس جنوبی هم‌اکنون در چه وضعی است و کدام‌یک امسال به‌طور کامل در مدار تولید قرار می‌گیرد؟

برای پاسخ به این پرسش لازم است یادآوری کنم، اواخر پارسال از مجموع چهار زنجیره تولید فازهای 13 و 22 تا 24 پارس جنوبی، دو زنجیره آن ‌که شامل چهار سکو و دو رشته خط لوله 32 اینچ دریایی انتقال گاز بود با ظرفیت 2 میلیارد فوت‌مکعب (56 میلیون مترمکعب) در مدار تولید قرار گرفت و آقای زنگنه نیز در آیین افتتاح این فازها ضمن بیان این مطلب، اعلام کرد دو زنجیره دیگر این فازها سال 98 وارد مدار تولید می‌شود. تلاشمان این است دو زنجیره دیگر این فازها با همان ویژگی و با ظرفیت 2 میلیارد فوت‌مکعب را پیش از زمستان امسال تکمیل کنیم و در مدار تولید قرار دهیم.

*فاز 14 چه زمانی تکمیل می‌شود؟

هم‌اکنون که با شما صحبت می‌کنم، سکوی B این فاز در مرحله راه‌اندازی است و گاز تولیدی این سکو طبق برنامه قرار است تا پایان مهرماه با ظرفیت روزانه 500 میلیون فوت‌مکعب (14.1 میلیون مترمکعب) به پالایشگاه فاز 12 به‌عنوان نزدیک‌ترین پالایشگاه به موقعیت این سکو منتقل شود. عملیات حفاری برای نصب سکوی D فاز 14 به‌عنوان آخرین سکوی این فاز نیز هم‌اکنون در حال انجام است. تمام تلاشمان این است تا پایان مهرماه عملیات نصب این سکو نیز انجام شود. با احتساب نصب دو سکوی این فاز در سال 97 و دو سکو در سال 98، چهار سکوی فاز 14 با ظرفیت روزانه 2 میلیارد فوت‌مکعب تا پایان امسال در مدار تولید قرار خواهند گرفت.

*پالایشگاه فاز 14 تا پایان امسال تکمیل می‌شود؟

تلاشمان این است یوتیلیتی این پالایشگاه که هم‌اکنون تا حدودی کامل است، امسال وارد مدار شود. برای ردیف‌های گازی این فاز نیز برنامه‌ این است اواخر امسال یا اوایل سال آینده نخستین ردیف شیرین‌سازی این فاز و پس از آن بقیه ردیف‌ها، با فاصله حدود سه ماه وارد مدار تولید شوند. به این ترتیب کار فاز 14 تا اواخر سال آینده (99) به پایان می‌رسد.

*شنیده می‌شود به عملکرد ایدرو به‌عنوان‌ رهبر کنسرسیوم توسعه‌دهنده فاز 14 پارس جنوبی انتقادهایی وارد است. چه برنامه ای برای این شرکت دارید؟

شرکت نفت و گاز پارس به نیابت از شرکت ملی نفت ایران توسعه فازهای پارس جنوبی را به‌عنوان کارفرما پیگیری می‌کند. تصمیم‌های کلان و جابه‌جا کردن پیمانکار اصلی جزو اختیارات شرکت ملی نفت ایران است و شرکت نفت و گاز پارس مسئولیتی در مقابل آن ندارد.

*پیشنهاد شما چیست؟

شرکت نفت و گاز پارس تا زمان تصمیم قطعی در این زمینه، با همین پیمانکار ادامه می‌دهد.

*مذاکره با شرکت چینی (CNPCI) برای توسعه فاز 11 پارس جنوبی در چه مرحله‌ای است؟

مذاکره و مکاتبه با این شرکت طبق مفاد قرارداد در حال انجام است. تلاش شرکت ملی نفت ایران و شرکت چینی (CNPCI) این است تا از شرایط قرارداد عدول نشود. ان‌شاءالله به‌زودی تکلیف این فاز و نحوه اجرای آن مشخص می‌شود.

مذاکره و مکاتبه با شرکت چینی برای توسعه فاز 11 طبق مفاد قرارداد در حال انجام است. تلاش شرکت ملی نفت ایران و شرکت چینی (CNPCI) این است تا از شرایط قرارداد عدول نشود. ان‌شاءالله به‌زودی تکلیف این فاز مشخص می‌شود.

با توجه به اینکه مذاکرات هنوز نهایی نشده است، از ارائه اطلاعات بیشتر معذورم.

*آیا شرکت پتروپارس در صورت کناره‌گیری رسمی CNPCI از این پروژه، به لحاظ فنی و مالی (4.8 میلیارد دلار) توانایی توسعه این پروژه را دارد؟

بله. شرکت پتروپارس با توجه به اینکه از ابتدا در پروژه توسعه فاز 11 پارس جنوبی حضور داشته و در جریان همه فعالیت‌هاست، گزینه مطلوب برای طرح توسعه فاز 11 پارس جنوبی است و آمادگی دارد هر چه زودتر توسعه این فاز را آغاز کند. اگر شرکت دیگری وارد توسعه این فاز شود، زمان‌بر خواهد بود و باید با شرکت جدید وارد بحث‌های قراردادی شد. پتروپارس هم‌اکنون این مراحل را طی کرده و آماده عملیات اجرایی است. در زمینه تامین مالی هم باید بگویم در گام نخست، تامین کامل مبلغ قرارداد، نیاز نیست و با مبلغ کمتر می‌توان کار را آغاز کرد. برای نمونه، هم‌اکنون بودجه کافی برای بخش حفاری در دسترس است و شرکت پتروپارس می‌تواند عملیات حفاری را آغاز کند، تنها باید بحث‌های قراردادی با شرکت پتروپارس حل‌وفصل شود.

*آقای مهندس، شما قاطع اعلام‌ کردید پتروپارس می‌تواند طرح توسعه فاز 11 پارس جنوبی را هر چه سریع‌تر آغاز کند، حال این پرسش پیش می‌آید چرا توسعه این فاز از همان ابتدا و پیش از امضای قرارداد با توتال و CNPCI در سال 96 به این شرکت سپرده نشد؟

جواب پرسش شما ساده است. موقعیت جغرافیایی فاز 11 با توجه به مرزی بودن این فاز و برداشت هم‌زمان ایران و قطر، در معرض افت تولید قرار دارد. پیش‌بینی ما این بود یک سال تا یک سال و نیم پس از تولید (که اکنون یک سال هم کمتر شده است) این بلوک با افت فشار روبه‌رو شود، بنابراین برنامه‌ریزی شده بود در این دو بلوک، برخلاف دیگر فازهای پارس جنوبی از ابتدا، سکوی فشارافزا نصب شود. پتروپارس تجربه ساخت کمپرسور تقویت فشار ندارد، از این رو تصمیم گرفته شد از تجربه بین‌المللی و دانش فنی توتال برای ساخت و نصب سکوی فشارافزا استفاده شود تا افزون بر استفاده از کمپرسورها در این بلوک، برای دیگر فازهای پارس جنوبی نیز از آن الگوبرداری شود. یعنی در عمل می‌خواستیم با یک تیر دو نشان بزنیم.

باز هم تاکید می‌شود، برداشت گاز از مخزن مشترک پارس جنوبی سالانه در حال افت است و باید به فکر نگهداشت تولید در دیگر بلوک‌ها بود. تاکنون به‌طور سنتی از بلوک‌ها برداشت و انتظار زیادی برای کشور ایجاد شده است. اکنون 80 درصد تولید گاز کشور از میدان مشترک پارس جنوبی تامین می‌شود. باید بدانیم این 80 درصد تا ابدالدهر باقی نمی‌ماند، همچنان که در برداشت گاز از میدان مشترک پارس جنوبی به قله رسیدیم، شاهد افت سالانه تولید این میدان نیز خواهیم بود. در نتیجه باید به فکر نگهداشت تولید بود. این تدبیر را وزارت نفت در امضای قرارداد فاز 11 نشان داد.

اکنون 80 درصد تولید گاز کشور از پارس جنوبی تامین می‌شود. باید بدانیم این 80 درصد تا ابدالدهر باقی نمی‌ماند، همچنان که در برداشت گاز از میدان مشترک پارس جنوبی به قله رسیدیم، شاهد افت سالانه تولید این میدان نیز خواهیم بود اما نکته آخر که لازم است در پاسخ به این سوال بگویم اینکه، حجم سکوهایی که در حال حاضر در پارس جنوبی نصب می‌شود 2500 تن است، در حالی ‌که حجم سکوی فشارافزا 20 هزار تن می‌شود. یعنی هشت برابر سکوهایی است که در پارس جنوبی نصب می‌شود. ‌اکنون زیرساخت‌های لازم برای ساخت این سکوها در یاردهای تاسیساتی داخل کشور مانند صدرا، تاسیسات دریایی، ایزوایکو، صف‌ و ... وجود ندارد. آنها تاکنون سکویی با این حجم نساخته‌اند، در نتیجه تلاش ما این بود با استفاده از دانش فنی توتال، ساخت این سکو را تجربه کنیم و بر این موضوع که سکوی فشارافزا باید در داخل کشور ساخته شود نیز تاکید شده بود. قرارداد نیز به‌گونه‌ای تنظیم شد که توتال این کار را در ایران انجام دهد تا دانش فنی آن به داخل کشور منتقل شود. توتال نیز برنامه خود را برای تقویت زیرساخت‌ها در یاردهای تاسیسات و صدرا ارائه کرده بود. انتظار ما این بود در کنار ساخت سکوی فشارافزای فاز 11، یارد تاسیسات دریایی و صدرا را ارتقا (Upgrade) دهیم و شرایطی فراهم کنیم تا بتوانیم سکوی فشارافزای گاز دیگر فازهای پارس جنوبی را خودمان بسازیم که متاسفانه با توجه به شرایطی که بهتر می‌دانید، این اتفاق نیفتاده است.

*از سال 96 تا 98 چه اتفاقی افتاده که فکر می‌کنید پتروپارس می‌تواند این پروژه را اجرا کند؟

پتروپارس قرار نیست سکوی فشارافزا بسازد. این شرکت طرح توسعه فاز 11 را همانند دیگر پروژه‌هایی که تاکنون اجرا کرده، انجام می‌دهد و گاز را به خشکی منتقل می‌کند. تکلیف افت فشار و ساخت سکوی فشارافزا بعدا مشخص شود.

*برنامه شما برای سکوی فشارافزا چیست؟

برای ساخت سکوی فشار افزا هم‌اکنون یک طراحی بنیادی در دست است که یک شرکت فرانسوی قبل از بازگشت تحریم‌ها آن را انجام داد. انتظار داریم با این برنامه بتوان طراحی پایه را با یک شرکت داخلی (که البته خیلی سخت است) یا یک شرکت خارجی دنبال کرد تا یک الگو برای کل فازهای پارس جنوبی پیاده شود.

*آیا شرکت فرانسوی موازی با شرکت توتال طراحی پایه را انجام داد؟

دقیقا.

*بر اساس این طرح، چه کارهایی قرار است انجام شود؟

گزینه‌های مختلفی پیش‌بینی‌ شده است. از جمله، برای هر سکوی پارس جنوبی، یک سکوی تقویت فشار مختص همان سکو نصب شود که البته با توجه به اینکه 38 سکوی سرچاهی داریم، هزینه بالایی می‌طلبد. گزینه دیگر که پیشنهاد ما (نفت و گاز پارس) به مشاوران این طرح بود و مورد تایید نیز قرار گرفت اینکه، مجتمع‌های سکوهای تقویت فشار در جایی از میدان که خطوط لوله خارج و نزدیک هم می‌شود، نصب و در عمل تقویت فشار یک مجموعه از سکوها در یک نقطه متمرکز شود. بر این اساس پیش‌بینی می‌شود سه مجتمع تقویت فشار ‌در دریا داشته باشیم، یعنی هر هاب مربوط به 10 تا 12 سکو می‌شود.

*برآورد شما از هزینه اجرای این طرح چقدر است؟

پیش‌بینی ما قریب به 20 میلیارد دلار است.

*آیا شرکت‌های داخلی توانایی اجرای این طرح را دارند؟

نه‌تنها در ایران بلکه در خاورمیانه نیز فناوری ساخت سکوی فشارافزا وجود ندارد. بر اساس بررسی‌هایی که پیش از امضای قرارداد با توتال برای توسعه فاز 11 پارس جنوبی انجام شد، تنها سه سکوی تقویت فشار در دنیا ساخته شده که یکی از آنها از سوی توتال احداث شده است.

نه‌تنها در ایران بلکه در خاورمیانه نیز فناوری ساخت سکوی فشارافزا وجود ندارد. بر اساس بررسی‌هایی که پیش از امضای قرارداد با توتال برای توسعه فاز 11 پارس جنوبی انجام شده است، تنها سه سکوی تقویت فشار در دنیا ساخته شده که یکی از آنها از سوی توتال احداث شده بود و بر همین اساس این شرکت فرانسوی برای مذاکره انتخاب شد.

*توتال از زمان امضای قرارداد (96) تا خروج از این طرح (97) چه کارهای اجرایی برای توسعه فاز 11 پارس جنوبی انجام داده است؟

مطالعات بنیادی، مطالعات تقویت فشار و به موازات آن مناقصه انتخاب پیمانکار برای بخش جکت، حفاری و خط لوله‌ها برگزار و پیمانکار آن‌ مشخص شد و در شرف ابلاغ کار به پیمانکاران بود که متاسفانه به سد تحریم برخورد کرد.

*چقدر هزینه کرده است؟

در مجموع 100 میلیون دلار هزینه کرده است.

*افت تولید از میدان گازی پارس جنوبی آیا آغاز شده است؟ چقدر افت تولید خواهیم داشت؟

شروع شده، اما درصد آن کم است. پیش‌بینی می‌شود چهار تا پنج سال آینده عدد آن قابل توجه باشد. سالانه به اندازه یک فاز (28 میلیون مترمکعب) افت تولید خواهیم داشت.

*سکوی فشارافزا چقدر از افت تولید جلوگیری می‌کنند؟

اجازه دهید در این زمینه مثالی برایتان بزنم. فشار سرچاهی برای اینکه یک میلیارد فوت‌مکعب گاز به خشکی منتقل شود به‌صورت متعارف 120 بار است، حالا اگر این 120 بار به 100 بار کاهش یابد به‌راحتی نمی‌توان یک میلیارد فوت‌مکعب گاز به خشکی منتقل کرد و اگر این بار به 90 برسد تنها می‌توان 700 میلیون فوت‌مکعب گاز را به خشکی منتقل کرد، به همین صورت افت تولید خواهیم داشت، یعنی به مرور زمان که فشار سرچاهی افت می‌کند تولید، متناسب با آن کاهش می‌یابد. اینجا نقش سکوی فشارافزا مشخص می‌شود. با نصب این سکوها جلوی افت تولید گرفته خواهد شد. در نبود این سکوها فعلا باید افت فشار و تولید را که به‌تدریج اتفاق می‌افتد، تحمل کرد.

*آیا هم‌اکنون کمپرسوری داریم که جلوی افت تولید را بگیرد؟

هم‌اکنون تعدادی کمپرسور در داخل کشور وجود دارد که مختص گاز سبک و شیرین است، اما برای گاز دریا که دارای مشکلاتی همانند ترش بودن و رطوبت است، کمپرسوری وجود ندارد. اگر شرکت‌هایی مانند مپنا و شرکت توربوکمپرسور نفت (OTC) بتوانند کمپرسوری متناسب با این مشکلات بسازند، کمک‌کننده خواهد بود. البته محدودیت فضا مشکل دیگر کار در دریاست، بنابراین در ساخت کمپرسور باید به مولفه‌های حجم و وزن توجه جدی شود تا قابلیت نصب در پلتفرم موردنظر را داشته باشد.

*شرکت نفت و گاز پارس تخصص و توانایی لازم را در زمینه حفظ و نگهداشت تولید دارد؟

بله دارد. هم‌اکنون برخی کارها از جمله اسیدکاری چاه‌های پارس جنوبی آغاز شده است. امسال اسیدکاری 10 تا 11 حلقه چاه انجام و تولید از SPD5 با مشبک‌کاری لایه «K1» و اسیدکاری آن صورت گرفته است. به این ترتیب دو سال افت فشار عقب افتاد. تلاشمان این است با انجام این کارها تا زمانی که فناوری سکوی فشارافزا را به دست آوریم، جلو افت فشار و تولید را بگیریم.

*آقای مهندس با توجه به افت فشار سالانه تولید در پارس جنوبی که عنوان کردید، آیا انتظاری که در جامعه برای گازرسانی ایجاد شده، در آینده با مشکل روبه‌رو نخواهد شد؟

ببینید، افزون بر پارس جنوبی میدان‌های دیگری مانند پارس شمالی، گلشن، فردوسی، کیش و بقیه میدان‌های گازی وجود دارد. این‌گونه نیست که وزارت نفت تعهدهایی را که به کشور داده، نادیده گیرد. توسعه پارس جنوبی با توجه به مشترک بودن آن در اولویت ما بود. بالطبع پس از فراغت از توسعه پارس جنوبی با جدیت حفظ و نگهداشت تولید از این میدان مشترک (چون هر مترمکعب گازی که از این میدان برداشت می‌کنیم، غنیمتی است) و توسعه دیگر میدان‌های گازی را پیگیری خواهیم کرد.

*آیا شرکت نفت و گاز پارس در بخش حفظ و نگهداشت تولید به شرکت‌های خارجی نیاز دارد؟

برای حفظ و نگهداشت تولید دو راه وجود دارد؛ راه‌های کوتاه‌مدت شامل حفر چاه‌های اضافی، کشیدن خطوط لوله مازاد و اسیدکاری چاه‌ها که هم‌اکنون در برنامه است. راه بلندمدت، همان‌طور که گفتم دستیابی به فناوری سکوی فشارافزا است.

برای حفظ و نگهداشت تولید دو راه وجود دارد؛ راه‌های کوتاه‌مدت شامل حفر چاه‌های اضافی، کشیدن خطوط لوله مازاد و اسیدکاری چاه‌ها که هم‌اکنون در برنامه است. راه بلندمدت، دستیابی به فناوری سکوی فشارافزا است.

مثالی بگویم، در کشورهای اروپایی که از نظر منابع هیدروکربوری فقیر هستند، همه تلاششان را برای استفاده حداکثری از میدان‌هایی که دارند، انجام می‌دهند. برخی از کشورها حتی تا فشار پنج بار به تولید از میدان ادامه می‌دهند، در واقع با استفاده از فناوری فشارافزا همچنان از این میدان‌ها برداشت می‌شود. در میدان گازی پارس جنوبی هم باید به فکر فشارهای خیلی پایین بود. برنامه‌ ما برای 30 بار است، یعنی حتی اگر فشار گاز که هم‌اکنون 120 بار برای هر یک میلیارد فوت‌مکعب در پارس جنوبی است به 30 هم برسد باید همچنان از این میدان برداشت شود و تاسیسات پارس جنوبی سرپا بماند.

*سالانه چند بار از گاز پارس جنوبی افت می‌کند؟

به‌طور میانگین در هر سکو سالانه حدود هفت بار افت فشار داریم.

*ارزش محصولات هر فاز پارس جنوبی چه میزان است؟

با احتساب قیمت 10 سنت برای هر مترمکعب گاز و 50 دلار برای هر بشکه میعانات گازی روزانه 5 میلیون دلار است، یعنی ارزش روزانه محصولات 26 فاز پارس جنوبی که هم‌اکنون در مدار تولید است، 130 میلیون دلار است.

*از نیروگاه سیکل ترکیبی پارس جنوبی چه خبر؟

کالای این نیروگاه پیش از بازگشت دوباره تحریم‌ها وارد کشور شد و هم‌اکنون عملیات اجرایی آن با جدیت تمام در حال انجام است. انتظار ما این است تا پایان امسال یک ردیف از سه ردیف این نیروگاه در مدار عملیاتی قرار گیرد. این نیروگاه که جزو پروژه‌های سبز در دنیا شناخته می‌شود، طرحی کاملاً زیست‌محیطی است و افزون بر جلوگیری از ورود گازهای آلاینده و گلخانه‌ای به محیط‌زیست، از این گازها در چرخه تولید بخار استفاده می‌شود.

*مذاکره با هندی‌ها برای توسعه‌ میدان گازی فرزاد به کجا رسید؟

مکاتبات بسیاری با هندی‌ها برای توسعه میدان فرزاد انجام شده است، اما هنوز نظر قطعی‌شان را اعلام نکرده‌اند. به موازات مکاتبه با هندی‌ها، مذاکره با شرکت پتروپارس نیز در حال انجام است، مکاتبات بسیاری با آنها انجام شده است، اما هنوز نظر قطعی‌شان را اعلام نکرده‌اند. به موازات مکاتبه با هندی‌ها، مذاکره با شرکت پتروپارس نیز در حال انجام است.

*یعنی هندی‌ها دیگر در این پروژه نیستند؟

راه برای هندی‌ها باز است و می‌توانند برگردند.

*توسعه لایه نفتی پارس جنوبی به کجا رسید؟

برای توسعه لایه نفتی کنسرسیومی از شرکت‌های داخلی و خارجی به ما مراجعه کردند که مذاکره با آنها به‌صورت جدی دنبال می‌شود و به‌زودی خبرهای خوبی در این زمینه خواهید شنید.

*آیا شرکت‌های داخلی توانایی توسعه لایه نفتی پارس جنوبی را آن‌گونه که ادعا می‌کنند، دارند؟

شرکت‌های داخلی برای توسعه بخش سطح‌الارضی این میدان مشکلی ندارند اما بعید است توانایی توسعه بخش مربوط به توسعه مخزن این لایه را که نیاز به فناوری و ابزارآلات خاص حفاری دارد، داشته باشند. لایه نفتی پارس جنوبی در عمق 1000 متری و در بالای مخزن پارس جنوبی قرار دارد که به‌صورت لکه‌های نفتی در کل میدان پراکنده است، شرکتی باید این لایه را توسعه دهد که تخصص لازم را برای توسعه چنین میدانی داشته باشد و بتواند به‌صورت افقی هفت تا هشت کیلومتر حفاری در فضای محدود انجام دهد. کدام پیمانکار ایرانی چنین توانایی دارد!؟

*مذاکره برای توسعه میدان گازی بلال به کجا رسید؟

قرارداد توسعه این میدان برای امضا آماده است و به‌محض اعلام شرکت ملی نفت ایران، قرارداد آن امضا می‌شود. قرار است این میدان را شرکت‌های داخلی توسعه دهند.

*آقای مهندس، پارس جنوبی سال 98 چه تفاوتی با پارس جنوبی سال 92 دارد؟

هر آدم منصفی با یک بررسی ساده متوجه تغییرات پارس جنوبی در این سال‌ها می‌شود که به چند نمونه از آن اشاره می‌کنم. برداشت گاز از میدان مشترک پارس جنوبی از روزانه 285 میلیون مترمکعب در سال 92 به 630 میلیون مترمکعب هم‌اکنون رسیده است. سال 92، 11 سکو در مدار تولید قرار داشت که این رقم هم‌اکنون به 32 سکو رسیده است. سال 92، 20 ردیف پالایشگاهی در مدار تولید قرار داشت که این رقم هم‌اکنون به 50 ردیف رسیده است، یعنی در طول 6 سال اخیر 30 ردیف پالایشگاهی افزوده شده است. این آمار در بخش‌ خطوط لوله دریایی و حفر چاه‌ها نیز خیره‌کننده است. خودتان مقایسه کنید پارس جنوبی از کجا به کجا رسیده است.

من در دولت قبل کارشناس بودم و به‌ مجموعه نفت کمک می‌کردم، آدم سیاسی نیستم و تکنوکراتم. متاسفانه در گذشته، انسجام مدیریتی در بدنه نفت‌ وجود نداشت و نمی‌دانستند می‌خواهند چه‌کاری انجام دهند. کدام بخش کشور را سراغ دارید که قرارداد پنج طرح عظیم، به ارزش هرکدام 5 میلیارد دلار با هم امضا شود و تمام منابع مالی میان طرح‌ها پخش شود!؟

افزون بر منابع مالی، محدودیت پیمانکاران در پارس جنوبی نیز در آن مقطع مشخص بود، امضای هم‌زمان پنج قرارداد سبب بالا رفتن هزینه‌ها در پارس جنوبی شد و کمبود ایجادشده همه چیز را گران کرد. متاسفانه این‌گونه اقدام‌ها، پارس جنوبی را گران کرد. پروژه‌هایی که قبلاً با 2 میلیارد دلار تکمیل می‌شد به‌سختی می‌شد با 6 میلیارد دلار جمع کرد. البته بخشی از گران شدن پروژه‌های پارس جنوبی مربوط به گران شدن نفت و تحریم بود، اما بی‌تدبیری مدیریت وقت در آغاز پنج مگاپروژه با مبلغ 25 میلیارد دلار نقشی بسزا در بالا بردن هزینه پارس جنوبی داشت. به این موضوع هم باید توجه کرد که شرکت نفت و گاز پارس جنوبی در آن مقطع افزون بر این پنج پروژه، سه پروژه عظیم دیگر (فاز 12، 15 و 16، 17 و 18) نیز در دست اجرا داشت که در میانه راه بود. قرارداد فازهای موسوم به 35 ماهه بدون محاسبه این طرح‌ها امضا شد.

تدبیر آقای زنگنه در سال 92 پارس جنوبی را نجات داد. اگر این تدبیر نبود، اجرای پروژه پارس جنوبی همچنان با سرعت کم ادامه داشت. آقای زنگنه در گام نخست اولویت خود را تکمیل سه پروژه (فازهای 12، 15 و 16، 17 و 18) قرار داد. درواقع تاکیدشان این بود هر پروژه‌ای زودتر به گاز برسد در اولویت توسعه است. البته این به معنای تعطیلی بقیه فازها نبود، بلکه تمرکز اصلی روی سه طرح با درصد پیشرفت بالا بود. اولویت بعدی توسعه، پس از تکمیل فازهای 12، 15 و 16 و 17 و 18 افزون بر پیشرفت بالای آنها، توسعه مرزی‌ترین فازها بود تا با بستن مرز، اجازه مهاجرت گاز به قطر داده نشود. الحمدالله این روش عمل کرد و تدبیر آقای زنگنه به ثمر نشست.

*قطر هم‌اکنون روزانه چه میزان از این میدان مشترک برداشت می‌کند؟

قرارداد توسعه میدان بلال برای امضا آماده است و به‌محض اعلام شرکت ملی نفت ایران، قرارداد آن امضا می‌شود. قرار است این میدان را شرکت‌های داخلی توسعه دهند.

تقریباً روزانه 600 میلیون مترمکعب برداشت می‌کند و برداشت روزانه ایران نیز حدود 630 میلیون مترمکعب است.

*از نگاه شما موثرترین افراد در توسعه پارس جنوبی چه کسانی هستند؟

مسلما آقای زنگنه. آمار هم همین را می‌گوید. بیش از 50 درصد فازهای پارس جنوبی در زمان آقای زنگنه در مدار تولید قرار گرفت. آقای ترکان هم در پارس جنوبی خیلی زحمت کشید. بقیه وزیران و مدیران نیز به فراخور زحمات زیادی برای توسعه این میدان مشترک گازی کشیدند.

*سهم آقای مشکین‌فام چقدر است؟

آیندگان درباره ما خواهند گفت (با لبخند). حقیقت این است که در دوره بسیار سختی مسئولیت این شرکت به من سپرده شد. یک سال اول برجام بود و تمام تلاشمان استفاده حداکثری از فرصت برجام بود که الحمدالله نهایت استفاده را از آن بردیم. تجهیزات زیادی که هم‌اکنون وارد کردن آن به کشور محال است، در آن یک سال وارد کشور شد. 12 توربواکسپندر و لوله CRA در این یک سال و اندی اجرای برجام وارد کشور شد که برای پروژه‌ها حیاتی بود.

*پیش‌بینی می‌کردید تحریم برگردد؟

همیشه به همکارانم می‌گفتم که این فرصت یک سال تا یک سال‌ونیم طول می‌کشد. تمام برنامه‌ریزی‌هایمان نیز بر همین اساس بود. البته وظیفه ما توسعه فازهای پارس جنوبی در زمان‌بندی مشخص باوجود تمام محدودیت‌هاست.

*پارس جنوبی چه نقشی در توانمند کردن پیمانکاران داخلی داشته است؟

آدم سیاسی نیستم و تکنوکراتم. متاسفانه در گذشته، انسجام مدیریتی در بدنه نفت‌ وجود نداشت و نمی‌دانستند می‌خواهند چه‌کاری انجام دهند.

واقعیت این است پارس جنوبی در ارتقای صنعت داخلی، سازوکار مدیریت پروژه و توسعه نظام پیمانکاری و توسعه شرکت‌های خدمات مهندسی نقش زیادی داشته و این نقش همچنان ادامه دارد. قد کشیدن پیمانکاران ایرانی در پارس جنوبی برای ما لذت‌بخش است؛ پیمانکارانی که در کلاس درس پارس جنوبی تربیت شدند و به بلوغ رسیدند، این شرکت‌ها سرمایه‌هایی هستند که باید برای کشور بمانند و ان‌شاءالله روز به روز زمینه فعالیتشان ارتقا یابد و پروژه‌های بزرگ‌تر را در داخل و خارج از کشور اجرا کنند.

*به‌عنوان مدیرعامل چند بار به پارس جنوبی رفتید؟

میانگین ماهانه یک‌بار برای بازدید از فازهای پارس جنوبی به عسلویه می‌روم. اعتقادم این است مدیرعامل باید مسائل کلان طرح‌ها را دنبال کند و به فکر تامین منابع مالی، سیاست‌گذاری، هدایت مجریان فازها و حل مسائل فی‌مابین آنها با پیمانکاران دیگر باشد. به این موضوع توجه داشته باشید که هر طرح پارس جنوبی به ارزش بیش از 5 میلیارد دلار یک مجری با گرید D دارد که هم‌سطح مدیرعامل است و نیازی به حضور هفتگی مدیرعامل در منطقه نیست، اما بر حضور مجری طرح در منطقه عملیاتی همیشه تاکید کرده‌ام و هم‌اکنون نیز مجریان فازهای پارس جنوبی به‌جز سه روز بقیه هفته را در منطقه به سر می‌برند.

*سخت‌ترین روز کاری شما در پارس جنوبی چه روزی بود؟

روزهای سخت زیاد داشتم، اما حادثه سکوی SPD9 (سکوی فازهای 6 تا 8 پارس جنوبی) یکی از سخت‌ترین روزها را برایم رقم زد. به جرأت می‌توان گفت تلخ‌ترین حادثه 24 سال فعالیتم در پارس جنوبی با این اتفاق رقم خورد. نگرانی آن روز قابل توصیف نیست، لحظه‌لحظه با منطقه در ارتباط بودم و با انتقال کارکنان این سکو که شامل 14 نفر می‌شدند، خیالم آسوده شد. کارکنانی که پیش از ترک سکو، آن را ایمن کرده بودند و خسارت سکو را به حداقل رساندند. حریق در این سکو با رشادت کارکنان آن‌ که ستودنی است، ظرف سه ساعت خاموش شد که در نوع خود یک رکورد به شمار می‌آید.

*آقای مهندس بعد از این حادثه بود که دستور پایش سکوها را دادید؟

پایش‌ سکوها به‌صورت منظم انجام می‌شود و این‌گونه نیست که به دلیل این حادثه باشد. همچنین تعمیرات اساسی نیز به‌صورت سالانه در دستور کار قرار دارد که حداکثر دو هفته طول می‌کشد و هم‌زمان با مجتمع گازی پارس جنوبی انجام می‌شود.

*تحریم این دوره چه تفاوتی با دوره گذشته دارد؟

تحریم این دوره خیلی سخت‌تر شده است، تمامی منافذ تحریم قبلی شناسایی و بسته شد. حتی بعضی شرکت‌ها جرأت پاسخ دادن به تلفن ما را ندارند، در حالی که در تحریم گذشته این‌گونه نبود و معمولاً مکاتبات با ایمیل انجام می‌شد.

خیلی سخت‌تر شده است، تمامی منافذ تحریم قبلی شناسایی و بسته شد. حتی بعضی شرکت‌ها جرأت پاسخ دادن به تلفن ما را ندارند، در حالی که در تحریم گذشته این‌گونه نبود و به‌طور معمول مکاتبات با ایمیل انجام می‌گرفت و تماس تلفنی ادامه داشت.

آیا موافق انتقال شرکت نفت و گاز پارس به شرکت ملی گاز ایران هستید؟ البته می‌دانم شما مجری هستید و سیاست‌گذاری در جای دیگری انجام می‌شود، اما این پرسش را تنها از این جهت می‌پرسم که سال‌هاست در شرکت نفت و گاز پارس حضور دارید.

موافقت یا عدم موافقت ما در این بحث دخالتی ندارد و همان‌طور که خودتان گفتید ما مجری و تابع سیاست کلان وزارت نفت هستیم و هر تصمیمی آنها بگیرند آن را اجرا می‌کنیم. این بحث مزایا و معایبی دارد که شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی گاز ایران و وزارت نفت به آن اشراف دارند. مطمئناً هر تصمیمی گرفته شود به‌طور حتم پخته خواهد بود. وزارت نفت با مدیریت آقای زنگنه تصمیمی نخواهد گرفت که مشکل ایجاد کند. بدون تردید این تصمیم چکش‌کاری می‌شود سپس اتخاذ و اجرا خواهد شد.

*وزیر جوان، مدیر جوان، مشاور جوان این روزها خیلی مد شده است، آیا خودتان را مدیر جوان می‌دانید؟

همیشه جوانم (با لبخند)، متولد 1349 هستم. بحث‌ جوان بودن بر اساس سیستم‌های نوین به تفکر است. همیشه باید برای ارتقا تلاش کرد. قطعا اداره کشور با تفکرات 20 سال پیش پاسخگو نیست، شرایط تغییر کرده است، در نتیجه تغییرات باید همیشه متناسب با شرایط روز و بین‌المللی انجام شود. شرکت نفت و گاز پارس هم یک شرکت بین‌المللی و انرژی‌محور است که نزدیک 80 درصد گاز کشور را تامین می‌کند، بنابراین باید هر روز بهتر از دیروز باشد و تعالی سازمانی را به جد دنبال کند. حتما می‌دانید که شرکت نفت و گاز پارس سال 96 به‌عنوان تنها شرکت نفتی تندیس بلورین تعالی سازمانی را دریافت کرده است. تندیسی که صوری و تعارفی نبود. از گروهی که برای ارزیابی به شرکت نفت و گاز پارس آمده بودند درخواست کردم سختگیرانه‌ترین ارزیابی لازم را انجام دهند تا متوجه اشکالات سیستم شویم که سرانجام پس از بررسی به ما رتبه دادند.

منبع: ایلنا