میدان نفتی آذر به‌تازگی آزمون ۲۱ از ۲۸ روز تولید ۶۵ هزار بشکه‌ای را با موفقیت پشت سر گذاشته و فاز نخست توسعه آن در آستانه بهره‌برداری رسمی قرار گرفته است. نخستین چاه این میدان مشترک سال ۸۴ به نفت رسید؛ قرارداد توسعه میدان در سال ۹۰ امضا شد و حالا در سال ۹۹، فاز نخست توسعه آذر به ایستگاه پایانی رسیده است. از مجری طرح توسعه آذر می‌خواهم درباره مسیری که این میدان از آغاز تاکنون طی کرده است، توضیح دهد. البته پاسخ بعضی از پرسش‌هایم واضح است. برای نمونه درباره چرایی تمدید زمان مذاکرات با خارجی‌ها می‌پرسم؛ نه برای یادآوریِ چندساله شدن مذاکرات، تنها برای بازگوییِ اینکه نیاز صنعت نفت به سرمایه و فناوری آنقدر بدیهی است که این دولت و آن دولت نمی‌شناسد؛ فقط شاید گاهی اعتراف به آن به‌صرفه نباشد یا درباره ضرورت تأمین سرمایه برای پیشبرد اهداف طرح می‌پرسم؛ به‌طور طبیعی نه برای یادآوریِ محدودیت‌های مالی صنعت نفت کشور، تنها برای درک بهتر تردیدها و وسواس‌های گاه بجا در امضای قراردادهای توسعه‌ای. از مشکلات ناشی از تحریم می‌پرسم؛ نه به این دلیل که تحریم برای صنعت نفت ما حرف تازه‌ای دارد، تنها برای مرور نقمت‌هایی که گاهی به نعمت تعبیر می‌کنیم و درباره عملکرد پیمانکار ایرانی طرح جویا می‌شوم؛ البته که توان شرکت‌های ایرانی بر کسی پوشیده نیست، تنها برای یادآوری اینکه با وجود همه چالش‌های موجود در فضای کسب‌وکار ایران، ظرفیت‌های بی‌نظیری در صنعت نفت کشورمان وجود دارد که هرچند سخت، اما با تکیه بر آنها می‌توان از مسیرهای پر فراز و نشیب توسعه عبور کرد. کیوان یاراحمدی در گفت‌وگو با خبرنگار شانا از دیروز تا امروز آذر می‌گوید و معتقد است مسیری که در توسعه این میدان مشترک نفتی طی شده، غرورآفرین و قابل دفاع است.
اگر موافق باشید ابتدا به سابقه اکتشاف و روندی که برای آغاز توسعه میدان آذر طی شد، اشاره کنید.
اواخر دهه ۷۰ شمسی، شرکت نروژی نورث‌هیدرو قراردادی را در قالب اکتشاف و توسعه به‌صورت بیع متقابل با مدیریت اکتشاف در بلوک اناران امضا کرد و شرکت هیدروزاگرس به عنوان نماینده این شرکت نروژی در ایران فعال شد که قرار بود پس از اکتشاف، توسعه را هم عهده‌دار شود. این شرکت مطالعات تفصیلی و جامعی در آذر انجام داد و دو حلقه چاه در این میدان حفاری کرد که یکی از چاه‌ها به دلیل مشکلات مکانیکی و مانده‌گذاری ناتمام ماند و حفاری چاه «آذر ۲» هم که موفقیت‌آمیز بود پس از حدود ۸۰۰ روز به نتیجه رسید. در مجموع، نورث‌هیدرو بر اساس تجربه‌های حاصل از حفاری‌های صورت‌گرفته در بلوک اناران (حفر دو حلقه چاه در آذر و یک حلقه چاه در چنگوله) و رویارویی با مشکلات بسیار در حین حفاری، در طراحی چاه‌های آذر ترکیبی متفاوت با سایزهایی گاه غیرمعمول از لوله‌های جداری و آستری ارائه کرد. افزون بر این، با توجه به خواص ضعیف سنگ مخزن آذر و شاخص پایین بهره‌دهی تولید از چاه، از همان ابتدا بحث شکافت اسیدی را در طرح جامع توسعه (MDP) میدان لحاظ کردند و نتایج عملیات شکافت اسیدی که روی چاه «آذر ۲» انجام دادند نشان داد بهره‌دهی چاه پیش و پس از این عملیات تا چه حد متفاوت است. در مجموع، پس از حفر موفق یک حلقه چاه در میدان آذر و انجام عملیات لرزه‌نگاری دوبعدی، گزارش اقتصادی بودن تولید میدان در سال ۸۵ به شرکت ملی نفت ایران ارائه و احراز شد. پس از آن، بیش از یک سال مذاکرات انحصاری توسعه آذر با شرکت نروژی دنبال شد؛ منتها با ادغام این شرکت در شرکت استات‌اویل و شکل‌گیری شرکت جدید یعنی استات‌اویل‌هیدرو و تأثیرپذیری از تحریم‌های آمریکا علیه ایران، در عمل حضور نروژی‌ها در توسعه آذر امکان‌پذیر نشد.
فکر می‌کنم طبق قرارداد، تنها ۶ ماه زمان انحصاری برای شرکت نروژی در نظر گرفته شده بود و شرکت ملی نفت می‌توانست پس از این مدت، توسعه میدان را به نحو دیگری تعیین‌تکلیف کند. چرا مذاکرات تا سال ۸۷ ادامه یافت؟
زیرا تمایل بر این بود خود این شرکت نروژی که از توان و سرمایه لازم برای توسعه میدان برخوردار بود کار را ادامه دهد. طرح جامع توسعه که آنها ارائه دادند، طرحی بسیار کارآمد و دارای چارچوبی قوی بود که بعدها شرکت مهندسی و توسعه نفت (متن) هم بر مبنای همین طرح، کارهای مقدماتی توسعه میدان را انجام داد. به عبارت دیگر، فعالیت‌های مقدماتی در تطابق کامل با شرح کار MDP میدان که شرکت نروژی ارائه داده بود پیش می‌رفت، زیرا از طرفی طرح از جامعیت لازم برخوردار بود و پیش‌تر به تأیید نفت رسیده بود و از طرف دیگر این فرض هم وجود داشت که اگر شرایط سیاسی بهبود یابد و آنها بتوانند به میدان برگردند، کار بر همان منوال پیش رفته باشد و مانعی برای ادامه همکاری نباشد.
ذخایر نفت درجا و هدف‌گذاری تولید میدان بر اساس MDP شرکت نروژی چقدر بود؟
اعدادی که مبنای توسعه آذر قرار گرفت، همه برگرفته از MDP نروژی‌ها بود، یعنی حدود ۲.۵ میلیارد بشکه نفت درجا و سقف تولید روزانه ۶۵ هزار بشکه. بعدها شرکت‌های دیگری هم مطالعاتی روی میدان انجام دادند، اما هیچ طرح توسعه‌ای به آن جامعیت ارائه نشد. البته میزان حجم نفت درجا بر اساس مطالعاتی که طی سال‌های بعد به موازات پیشرفت پروژه ازسوی شرکت مهندسی نفت کیش (KPE) انجام شد، به بیش از ۴ میلیارد بشکه افزایش یافته است.
پس از منتفی شدن حضور نروژی‌ها کار چطور پیش رفت؟
از اواسط سال ۸۷ و پس از کمرنگ شدن احتمال حضور پیمانکار نروژی، با صدور مصوبه هیئت‌مدیره شرکت ملی نفت ایران و از محل منابع داخلی، اقدام‌های زیرساختی میدان آذر آغاز شد و در این چارچوب، فعالیت‌هایی از جمله تحصیل اراضی، پاک‌سازی میدان از مین و مواد منفجره عمل‌نکرده، انجام مطالعات FEED و آمایش و زیست‌محیطی، احداث سلر و جاده‌های اصلی و دسترسی میدان، واگذاری قراردادهای حفاری و تهیه اسناد مناقصه قراردادهای سطح‌الارضی در قالب EPC و اخذ مجوز برداشت آب از منابع زیرزمینی و رودخانه چنگوله کلید خورد؛ تأمین برق صنعتی مورد نیاز از طریق شبکه برق سراسری هم امکان‌سنجی و قرارداد با شرکت برق منطقه‌ای غرب امضا شد. ناگفته نماند مسئولان مربوطه در استان ایلام و مراجع شهرستان مهران در پیشبرد اهداف طرح و اخذ مجوزهای یادشده همیشه کمال همکاری را داشته‌اند.
مذاکره با پتروناس و گازپروم‌نفت چه زمانی آغاز شد؟
اوایل سال ۸۸ بود. پتروناس اعلام آمادگی کرد و قرارداد محرمانگی امضا شد. به موازات، متن همچنان فعالیت‌هایی مثل انجام مطالعات مهندسی پایه، احداث جاده‌های اصلی و دسترسی و جانمایی و ساخت محوطه چاه‌ها را دنبال می‌کرد. پاییز ۸۸ بود که توسعه میدان آذر ازسوی گازپروم‌نفت و پتروناس در قالب یک کنسرسیوم جدی و حتی مطرح شد که راهبری کنسرسیوم بر عهده گازپروم‌نفت است. تا اواخر خرداد ۸۹، به جز چند مورد اختلاف که قرار بود در سطح مدیریت‌های ارشد طرفین حل‌وفصل شود، MDP میدان و قرارداد سرویس و ضمائم آن همگی جمع‌بندی و نهایی شده بود، اما سرانجام کار به دلیل بدعهدی شرکت روسی و محدودیت‌های پتروناس به نتیجه نرسید. در این فاصله شرکت‌های دیگری از آفریقای جنوبی، ویتنام و انگلیس هم برای توسعه میدان پیشنهادهایی ارائه کردند، اما شرکت‌های قوی و مطرحی نبودند و خیلی هم در پیشنهادهایشان جدیت دیده نمی‌شد. تا اینکه از اواخر اسفند ۸۹ و با قطع امید از حضور شرکت‌های بین‌المللی برای سرمایه‌گذاری و توسعه این میدان مشترک و با در نظر گرفتن محدودیت‌های شدید استفاده از منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران، مذاکرات فنی/ قراردادی/ مالی با شرکت مهندسی و ساختمان صنایع نفت (اویک) در دستور کار قرار گرفت.
پتروناس و گازپروم‌نفت به صراحت اعلام کناره‌گیری کردند؟
پتروناس بله. نمایندگان ارشد این شرکت به ایران آمدند و ضمن تأکید بر تمایلشان به همکاری با ایران به‌عنوان کشور دوست و برادر، به‌صراحت اعلام کردند از آنجا که عمده سهامداران پتروناس غربی هستند، نمی‌توانند در شرایط تحریم برای توسعه آذر همکاری کنند، اما روس‌ها هیچوقت به‌صراحت اعلام نکردند و حتی تا مدت‌ها بعد می‌گفتند به دنبال یافتن شریکی جدید برای توسعه آذر هستند، نمایندگان گازپروم‌نفت دوباره در سال‌های ۹۵ و ۹۶ آمدند و تفاهم‌نامه‌هایی هم امضا شد، اما راه به جایی نبرد.
گفتید اسفند ۸۹ مذاکره با اویک در دستور کار قرار گرفت. اویک از چه زمانی برای توسعه آذر اعلام آمادگی کرده بود؟
از سال ۸۸، اما آن زمان ترجیح بر این بود که سرمایه‌گذار خارجی بیاید.
به جز اویک، شرکت ایرانی دیگری هم متقاضی توسعه آذر بود؟
تا جایی که خاطرم هست، نه. ابتدا مذاکره با اویک و شرکت سپهر انرژی (متعلق به بانک صادرات) آغاز شد که به دلیل انصراف بانک صادرات محقق نشد و سپس دوباره مذاکرات با اویک و صندوق سرمایه‌گذاری کارکنان صنعت نفت (OPIC) ادامه یافت و قرارداد بیع‌متقابل توسعه میدان، مهرماه سال ۹۰ امضا شد.
و همان تولید ۶۵ هزار بشکه‌ای هدف‌گذاری شد؟
بله. البته آن زمان اویک بر تولید ۵۰ هزار بشکه‌ای تأکید داشت، اما از آنجا که از ابتدا MDP شرکت نروژی معیار قرار گرفته بود، شرکت ملی نفت ایران هدف‌گذاری کمتر از ۶۵ هزار بشکه را تأیید نمی‌کرد و اویک هم مآلاً همین مقدار را متعهد شد.
کارها بعد از امضای قرارداد چطور پیش رفت؟
قرارداد در ۲۸ اسفندماه سال ۹۰ (پس از اخذ مجوز شورای اقتصاد) تنفیذ شد. کنسرسیوم متشکل از شرکت‌های OIEC و OPIC برای راهبری توسعه میدان آذر، شرکت مهندسی و توسعه سروک آذر را تأسیس کردند و مجوز هیئت‌مدیره شرکت ملی نفت ایران در این ارتباط شهریورماه ۹۱ اخذ شد، اما تا این تاریخ، عملاً راهبری توسعه آذر ازسوی پیمانکار با مشکلات بسیار و بوروکراسی‌های شدید روبه‌رو بود، طوری که در این مدت پیشرفت ملموسی حاصل نشد. ابتدا قرار بود صندوق نفت تأمین‌کننده عمده سرمایه باشد، اما از همان ابتدا هم تأمین حدود ۲ میلیارد دلار سرمایه با توجه به ساختار و وظایف سازمانی مصوب صندوق، با تردیدهای زیادی همراه بود، ضمن اینکه آذر میدان مشکل و پرریسکی هم به‌شمار می‌رفت، بنابراین طرح آذر در اولویت استفاده از منابع صندوق توسعه ملی قرار گرفت.
ارزش قرارداد توسعه آذر چقدر بود؟
پیش‌بینی اولیه هزینه‌های سرمایه‌ای این طرح ۱۳۵۷ میلیون یورو بود که مصوبه نفت و مجوز شورای اقتصاد با در نظر گرفتن ۳۰ درصد مبلغ اضافی به‌عنوان هزینه‌های اقتضایی صادر شد. به عبارت دیگر، پس از برگزاری مناقصه‌ها و بر اساس سازوکاری که در قرارداد سرویس پیش‌بینی شده بود، افزایش هزینه‌های سرمایه‌ای طرح تا ۳۰ درصد بیش از رقم اولیه، بدون نیاز به اخذ مجوز اصلاحی این مراجع امکان‌پذیر بود.
چه زمانی منابع مالی ازسوی صندوق توسعه ملی به طرح اختصاص یافت؟ به چه میزان؟
طرح آذر از اواخر سال ۹۱ کاندیدای استفاده از منابع صندوق توسعه ملی شد و ابتدا ۸۰۰ میلیون دلار به این طرح اختصاص یافت که بعداً ۲۰۰ میلیون دلار دیگر به آن اضافه شد، اما پیچیدگی فرآیند استفاده از این تسهیلات برای دریافت مسدودی از بانک مرکزی و کارسازی منابع آن از یک طرف و دیگر اینکه آذر جزو اولین طرح‌های استفاده‌کننده از محل منابع صندوق توسعه ملی بود و تجربه پیشین در این باره نزد بانک‌های عامل معرفی‌شده وجود نداشت از طرف دیگر، سبب شد تزریق این منابع بسیار زمان‌بر شود و سال ۹۴ به طول بینجامد.
و در عمل هم طرح پس از سال ۹۴ شتاب گرفت. درست است؟
بله. فعالیت‌های مقدماتی و انجام مطالعات و طراحی‌ها اگرچه مستلزم صرف وقت تا حدود زیاد و دقت بالاست، اما به‌طور معمول آن‌چنان سرمایه‌بر نیست، بنابراین، این فعالیت‌ها از همان اواسط سال ۹۱ و به دنبال تشکیل شرکت مهندسی و توسعه سروک آذر کلید خورد، منتها بدون شک اگر منابع مالی از همان ابتدا به میزان کافی فراهم بود، کار توسعه با سرعت به مراتب بیشتری پیش می‌رفت. همان‌طور که گفتم، طرح آذر از نخستین طرح‌های کاندیدا برای تأمین منابع از محل صندوق توسعه ملی بود و در آن زمان هنوز سازوکارها در این حوزه روان نشده بود. بانک عامل معرفی‌شده از سوی بانک مرکزی (برای ۸۰۰ میلیون دلار) هم بانک سپه بود که با توجه به ساختار سنتی و بوروکراسی حاکم بر این بانک، در عمل گرفتن مسدودی و تزریق پول به این طرح بسیار طولانی شد. در این مدت تنها OPIC (که بعدها سرمایه‌گذاری اهداف نام گرفت) تأمین سرمایه این طرح را عهده‌دار بود که البته با توجه به محدودیت‌های فراوان، تزریق پول محدود از سوی OPIC هم نیازهای مالی طرح را حتی در حدی که امکان پرداخت مبالغ پیش‌پرداخت پیمانکاران فرعی منتخب فراهم باشد، برطرف نمی‌کرد. یعنی طرح از همان ابتدا به‌دلیل تأمین نشدن به‌موقع منابع مالی با مشکلات زیاد و تأخیرهای زمانی روبه‌رو شد، اما از اواسط سال ۹۴ که منابع مالی کافی به پروژه تزریق شد، کار شتاب گرفت و اسفندماه سال ۹۵ تولید زودهنگام آذر محقق شد.
از منظر کارشناسی، نقش تأمین سرمایه را در پیشبرد طرح‌های بالادستی صنعت نفت تا چه اندازه مهم ارزیابی می‌کنید؟
آنقدر که معتقدم اگر منابع مالی تضمین‌شده نیست، قراردادی امضا نشود بهتر است. شرط اصلی به ثمر رسیدن یک طرح یا پروژه، تأمین سرمایه به‌موقع و مکفی آن است. زمانی که منابع مالی و سازوکارهای تأمین مالی پروژه فراهم نباشد، بار روانی و گرفتاری‌های ناشی از آن بسیار آزاردهنده می‌شود و علت آن که اولویت شرکت ملی نفت برای توسعه میدان، شرکت نروژی، یا دیگر شرکت‌های خارجی بود، اطلاع از همین محدودیت‌های منابع داخلی برای سرمایه‌گذاری و همینطور بحث انتقال فناوری بود.
برگردیم به اسفند ۹۵ و تحقق تولید زودهنگام میدان.
بعد از رفع موانع مالی و تغییر مدیریتی که اواسط سال ۹۵ در سطح شرکت مهندسی و توسعه سروک آذر صورت گرفت، در عمل تحولی ملموس در پیشبرد فعالیت‌های توسعه‌ای میدان آذر به‌وجود آمد، به‌طوری که اسفندماه ۹۵ نخستین برداشت از این میدان مشترک به مقدار ۱۵ هزار بشکه در روز محقق شد. در ادامه، خردادماه ۹۶ و پس از رفع محدودیت‌های واحد دهلران برای دریافت نفت تولید زودهنگام آذر، تولید آذر به مقدار تصریح‌شده در قرارداد سرویس یعنی ۳۰ هزار بشکه در روز رسید.
بارها درباره پیچیدگی‌های میدان آذر صحبت شده. چه شاخص‌هایی آذر را به میدانی پیچیده تبدیل کرده است؟
بی‌اغراق می‌توان گفت آذر یکی از پیچیده‌ترین میدان‌های نفتی در سطح کشور یا حتی منطقه است که ساختار زمین‌شناسی ویژه و تغییرات گسترده رخساره‌ای، حفاری در این میدان را به یکی از سخت‌ترین و پرچالش‌ترین حفاری‌ها تبدیل کرده است، به‌طوری که متوسط طول دوره حفاری چاه‌های این میدان چند برابر طول دوره حفاری در دیگر چاه‌های مناطق خشکی در کشور است و اجرای عملیات حفاری و برخی سرویس‌های درون‌چاهی (نظیر گل و سیمان) در این میدان به‌دلیل توالی لایه‌های پرفشار و کم‌فشار و رژیم‌های خاص فشاری سازندهای این میدان، از سخت‌ترین و زمان‌برترین خدمات حفاری به‌شمار می‌رود، ضمن آنکه ترکیب سیال میدان آذر حاوی درصدهای مولی بالایی از هیدروژن سولفوره و دی‌اکسیدکربن است که شرایط به‌شدت خورنده‌ای را ایجاد می‌کند و استفاده از آلیاژهای خاص مقاوم در برابر خوردگی را در تجهیزات درون‌چاهی، خطوط لوله و تأسیسات سرچاهی و فرآورش اجتناب‌ناپذیر می‌سازد. کاربری این آلیاژهای خاص در صنایع هسته‌ای و نظامی و شرایط تحریمی موجود، تأمین این مواد را از همان ابتدای شروع فعالیت‌های توسعه‌ای طرح با تنگناهای زیادی روبه‌رو کرد که به هر ترتیب با وجود تمامی مشکلات، الحمدالله همه تجهیزات و کالاهای مورد نیاز طرح تأمین شدند. یکی دیگر از پیچیدگی‌های عملیات توسعه در آذر به خواص ضعیف مخزنی مربوط می‌شود که همین موضوع سبب شد شرکت هیدروزاگرس، عملیات شکافت اسیدی را با توجه به ماهیت شکافدار بودن مخزن از همان ابتدا در برنامه توسعه میدان لحاظ و این عملیات را در چاه اکتشافی آذر-۲ اجرایی کند که نتیجه‌اش افزایش قابل‌ملاحظه شاخص بهره‌دهی تولید در آن چاه بود. این عملیات در جریان توسعه میدان هم در بعضی از چاه‌ها اجرا شد. از دیگر چالش‌های پیش‌روی عملیات توسعه آذر که در هیچ میدان نفتی دیگری گزارش نشده، مربوط به بروز شکاف‌ها و ترک‌های متعدد در گستره میدان است که متعاقب بارندگی‌های فصلی ظاهر می‌شود. بر اساس بررسی‌های به‌عمل‌آمده، این شکاف‌ها از سطوح ضعیف ساختاری لایه‌های زمین تبعیت می‌کنند و مسئله فرسایش به تنهایی عامل آن نیست و از آنجا که این شکاف‌ها می‌توانند برای سازه‌ها، ساختمان‌ها و تأسیسات احداث‌شده خطرآفرین باشند، در مناطق مجاور آبراهه‌ها (با توجه به ظرفیت شکل‌گیری پدیده رگ‌آبی و احتمال گسترش این ترک‌ها به تونل‌های عریض زیرزمینی و فروریزش این تونل‌ها و سرانجام ایجاد دودکش و فروچاله) از ساخت تأسیسات خودداری و با انجام مطالعات دقیق، پهنه خطرخیزی منطقه شناسایی و به مناطق بیشتر خطرناک و کمتر خطرناک تفکیک شده است، همچنین برای درک بهتر منشأ این شکاف‌ها و ترک‌ها که افزایش ریسک عملیات توسعه را به دنبال داشت، سنجش مسئله فرسایش یا نشست سراسری زمین به عنوان یکی از دلایل باز شدن شکاف‌ها بررسی شد و مشخص‌سازی نرخ تغییرات قائم و افقی خود شکاف‌ها مدنظر قرار گرفت.
جالب است بدانید پاداش به ازای هر بشکه تولید نفت خام از بخش عراقی این میدان (بدره) معادل ۵.۵ دلار در نظر گرفته شده، درحالی که پس از بدره بالاترین پاداش متعلق به میدان «رمیله» با ۲ دلار به ازای هر بشکه نفت تولیدی است و از آنجایی که پاداش منظورشده برای تولید، نسبت مستقیمی با میزان پیچیدگی‌ها و ریسک عملیات توسعه و تولید از میدان دارد، این مقایسه به روشنی گواه چالش‌ها و صعوبت حفاری، توسعه و بهره‌برداری از میدان آذر است.
عملیات شکافت اسیدی در چند حلقه چاه اجرایی شد؟
سابقه اجرای موفق عملیات شکافت اسیدی در ابعاد میدانی در کشور وجود نداشت و میدان آذر نخستین میدان نفتی بود که این عملیات در بعضی چاه‌های آن اجرایی شد. برای اجرای عملیات شکافت اسیدی، پنج حلقه چاه در نظر گرفته شده و قرار بود پس از اجرای عملیات در این پنج چاه، درباره تداوم این روند تصمیم‌گیری شود، اما پس از اجرای عملیات در سه حلقه چاه، به‌دلیل بروز برخی مشکلات در مدیریت بهینه چاه تصمیم بر این شد که در ادامه، اسیدزنی در حجم بالا جایگزین شود.
مگر عملیات موفق نبود؟
موفق بود، اما پس از اجرای موفق عملیات شکافت اسیدی، مباحث فنی و تکنیکی در مدیریت دقیق چاه به‌منظور دستیابی به عملکرد بهینه اهمیت زیادی دارد. عملکرد در این بخش صددرصد موفق نبود، با این حال طرح آذر تست تولید روزانه ۶۵ هزار بشکه را در ارزیابی ۲۱ از ۲۸ روز به راحتی پاس کرده است. ضمن اینکه امیدواریم در صورت بهبود شرایط بین‌المللی، زمینه برای بهره‌مندی از فناوری‌های روزآمدتر و تکمیل اقدام‌ها در حوزه شکافت اسیدی میدان آذر فراهم شود.
یعنی در توسعه فاز دوم و یا در زمان تعمیر چاه‌ها؟
بله. می‌توان با استفاده از تجارب ارزشمندی که در عملیات شکافت اسیدی طرح آذر به دست آمد و با بهبود روش‌ها و عملکردها، این فرآیند را در بعضی از چاه‌های آذر دنبال کرد. نه‌تنها در میدان آذر، بلکه در دیگر میدان‌های کربناته‌ای که با خواص سنگ مخزن ضعیف روبه‌رو هستیم نیز چنین بستری وجود دارد و می‌توان بهره‌دهی چاه‌ها را بهبود بخشید. آذر در این زمینه پیشقراول بود و طبیعی است که ضعف‌هایی هم وجود داشته باشد، اما نکته مهم این است که تابوی اجرای عملیات شکافت هیدرولیکی (که شکافت اسیدی در همین دسته‌بندی قرار دارد) شکست، ترس‌ها و تردیدهایی که داشتیم از میان رفت و درس‌آموخته‌های زیادی حاصل شد.
عملیات شکافت اسیدی را شرکت‌های خارجی انجام دادند؟
در مناقصه‌ای که برای شکافت اسیدی طرح برگزار شد، شرکتی روس با همکاری شرکتی ایرانی برنده شدند. مناقصه در سطح بین‌المللی برگزار شد، اما به‌دلیل تحریم‌ها استقبال چندانی نشد و شرکت‌های مطرحی نیامدند. چند شرکت چینی و روس بودند که رزومه شرکت‌های چینی نشان می‌داد عمدتاً فعالیت‌هایی که با عملیات ما سنخیت داشته باشد، انجام نداده‌اند. بعضی از این شرکت‌ها هم انصراف دادند. شرکت روس به نسبت دیگر شرکت‌ها سوابق مرتبط بیشتری داشت.
به تحریم اشاره کردید. تحریم چه محدودیت‌هایی به دنبال داشت؟ یا اینکه نبودِ تحریم، چه تغییراتی می‌توانست در روند پیشرفت طرح ایجاد کند؟
خب به‌طور طبیعی اگر تحریم‌ها نبود، سرمایه‌گذاری خارجی در طرح ادامه پیدا می‌کرد و در صورت نبود مشکل تأمین مالی، طرح زودتر به ثمر می‌رسید. در بخش حفاری اگر امکان استفاده از خدمات شرکت‌های معتبر فعال در زمینه سرویس گل و سرویس سیمان فراهم بود، به مراتب رکوردهای بهتری در مدت زمان و هزینه اجرای این عملیات ثبت می‌شد و در مسیر اجرای کار، انتقال فناوری صورت می‌گرفت. به خورندگی سیال آذر و نیاز به آلیاژهای خاص مقاوم در برابر خوردگی اشاره کردم. این مواد گاه در صنایع هسته‌ای و نظامی هم استفاده می‌شود و تحریم، مانع بزرگی بر سر راه تأمین این مواد بود و چاره‌ای هم جز واردات این مواد نداشتیم. بارها مدارک جابه‌جا می‌شد و در کشورهای مختلف چرخانده می‌شد تا به لطایف‌الحیلی به دستمان برسد که از منظر زمان و هزینه بسیار اثرگذار بود. کالاها عمدتاً از داخل تأمین می‌شد اما در زمینه کالاهایی که امکان تأمینشان در داخل فراهم نبود، دایره انتخاب ما بیشتر به شرکت‌های چینی محدود بود، زیرا در مناقصه‌هایی که برگزار می‌کردیم، شرکت‌های معتبر نمی‌آمدند. خلاصه باید گفت تحریم نعمت نیست و کسی به استقبال آن نمی‌رود اما تلاش شد این تهدید حتی‌الامکان به فرصت بدل شود. برای نمونه ساخت کمپرسورهای گاز ترش طرح در دستور کار مشترک زیمنس و شرکت توربوکمپرسور نفت (OTC) بود که هفت کمپرسور باقی مانده از مجموع ۱۵ کمپرسور مورد نیاز طرح پس از رفتن زیمنس از سوی OTC ساخته شد. هم‌اکنون هم ۱۳ کمپرسور نصب شده و دو کمپرسور در آستانه حمل است. در شرایط تحریم دو راه وجود دارد؛ یا تعطیلی طرح و انتظار برای رفع محدودیت‌ها یا پیمودن مسیر با عملکرد بهینه و افزایش کنترل‌ها و نظارت‌های کیفی.
با این حساب باید سهم مشارکت ایرانی قابل‌توجه بوده باشد.
همینطور است. اینکه می‌گوییم سهم مشارکت ایرانی در این طرح بیش از ۷۵ درصد بوده، گزاف نیست. همه پیمانکاران و عمده سرویس شرکت‌های ایرانی بودند و کالاها تا حد ممکن از داخل تأمین شد. طرح بومی‌سازی ۱۰ گروه کالاهای کاربردی صنعت نفت به معنای واقعی به بهبود شرایط تأمین این کالاها از محل تولیدات سازندگان ایرانی کمک کرده و از مواهب آن در طرح آذر هم استفاده شد.
سهم نیروهای بومی از اشتغال‌زایی این طرح چقدر بوده است؟
به‌طور میانگین در مدت زمان توسعه بیش از ۵۰ درصد بوده و اکنون که بالغ بر ۲ هزار و ۲۰۰ نفر در این طرح فعال هستند، سهم نیروهای بومی حدود ۷۰ درصد است.
و سرمایه صرف‌شده؟
سرمایه‌گذاری انجام شده به ازای تولید هر بشکه نفت در آذر در محدوده معقول و مناسبی قرار دارد و سقف سرمایه صرف شده در این طرح با وجود همه چالش‌ها و مشکلات اشاره شده، به حدود ۱۲۵۷ میلیون یورو یعنی حدود ۱۰۰ میلیون یورو کمتر از مبلغ پیش‌بینی اولیه رسیده است.
در زمینه ملاحظات زیست‌محیطی، ایمنی و حفاظت فنی طرح چگونه عمل شده است؟
از موارد حائز اهمیت در این طرح، رعایت الزامات زیست‌محیطی و پایش فعالیت‌های QHSE بوده است، به‌طوری که با وجود انجام بیش از ۷۳ میلیون نفرساعت فعالیت مستمر صورت گرفته از زمان آغاز فعالیت‌های طرح تاکنون، به لطف خدا حادثه منجر به فوت، یا ناتوان‌کننده مهمی در این طرح اتفاق نیفتاده و در جای خود یک رکورد به شمار می‌آید و به‌عنوان شاخصی از نحوه عملکرد طرح در این زمینه قابل استناد است. رعایت الزام‌های بازرسی و حفاظت فنی هم از اولویت‌های اجرای طرح بود و سعی شد از همه ظرفیت واحدهای ستادی مجموعه کارفرما و مشاوران سطح‌الارضی و تحت‌الارضی استفاده شود تا نظرات همه این مراجع در مسائل و الزام‌ها فنی در جریان عملیات توسعه مدنظر قرار گیرد. افزون بر این تلاش شد با استقرار کارشناسان بازرسی و حفاظت فنی کارفرما و مشاور در سایت و حضور بازرسان صاحب‌صلاحیت شخص ثالث در فرآیند ساخت همه تجهیزات و کالاهای طرح در داخل و خارج از کشور و حضور مؤثر حین عملیات اجرا، نصب و راه‌اندازی، طبق ITPهای مصوب، الزام‌های کیفی در حد بضاعت پیاده‌سازی شوند.
توسعه میدان آذر در قالب فاز دوم ادامه می‌یابد؟
دو هدف می‌توان متصور بود؛ تعریف فاز دوم توسعه با هدف افزایش سقف تولید از میدان، یا اجرای طرحی برای نگهداشت طولانی‌تر سقف تولید فعلی. در صورت انتخاب گزینه دوم، قاعدتاً نیاز چندانی به ایجاد تأسیسات روسطحی جدید نیست و به‌طور عمده فعالیت‌ها محدود به حفاری‌های جدید و اجرای عملیات مؤثر بر انگیزش چاه‌ها از جمله شکافت اسیدی و اجرای خطوط لوله جریانی می‌شود.
طبق قرارداد، سقف تولید تا چند سال استمرار دارد؟
حدود هشت سال.
با توجه به ظرفیت‌های میدان، این برآورد واقع‌گرایانه است؟
باید عملکرد چاه‌ها و رفتار فشاری مخزن و چاه‌ها در ظرفیت تولید کنونی برای مدتی ارزیابی و سپس در این باره اظهارنظر شود، اما به نظر می‌رسد استمرار در سقف تولید برای مدت هشت سال کمی خوش‌بینانه باشد.
ضریب بازیافت نفت میدان چقدر است؟
ضریب بازیافت در بازه زمانی ۲۵ ساله تولید از میدان، ۱۲ درصد پیش‌بینی شده است و امیدواریم در آینده بتوان فعالیت‌هایی را به‌منظور ارتقای این ضریب در میدان آذر در دستور کار قرار داد.
وضع بدره نسبت به آذر چگونه است؟
گازپروم‌نفت و پتروناس پس از مذاکراتی که با ایران برای توسعه آذر داشتند، با عراق توافق کردند و میدان بدرا را توسعه دادند. به جز این دو شرکت، شرکت‌هایی از کره و ترکیه هم در توسعه بدرا مشارکت داشتند و شرکت‌های ارائه‌دهنده خدمات معتبر و بین‌المللی در آن میدان ایفای نقش کردند. توسعه بدره کمی پس از آذر کلید خورد، اما آنها محدودیت‌های ما را نداشتند و توسعه‌شان زودتر به سرانجام رسید. این را هم بگویم که حدود دوپنجم این مخزن مشترک، سمت ایران است.
چه زمانی میدان آذر به شرکت بهره‌بردار واگذار می‌شود؟
اصولا طرح باید برای بهره‌برداری نهایی به شرکت نفت مناطق مرکزی ایران (شرکت بهره‌برداری نفت و گاز غرب) واگذار شود، اما شرکت متن تابع سیاست‌های شرکت ملی نفت ایران است، ضمن اینکه برای تحویل و تحول نهایی، قسمت‌هایی از عملیات اجرایی تأسیسات گازی واحد فرآورش مرکزی میدان باقی مانده و عملیات توسعه کماکان ادامه دارد. گازهای همراه تولیدی میدان آذر طبق برنامه قرار است بخشی از خوراک ان‌جی‌ال ۳۱۰۰ در حال ساخت دهلران را تأمین کند و این واحد ان‌جی‌ال هنوز آماده نیست، بنابراین تمرکز عملیات توسعه میدان بر راه‌اندازی ردیف‌های نفتی تأسیسات متمرکز بود و فعالیت‌های باقیمانده در بخش گازی هم نهایتا در چند ماه آینده به پایان می‌رسد و طرح آماده تحویل به بهره‌بردار نهایی میدان می‌شود.
به‌عنوان کارفرما، از عملکرد شرکت مهندسی و توسعه سروک آذر رضایت داشته‌اید؟
بله. در شرکت مهندسی و توسعه سروک آذر و در مجموع در گروه اویک، نظم و نظام و دیسیپلین کاری خوبی حاکم است و این شاخص‌ها در پیشبرد اهداف طرح تعیین‌کننده بوده است. حفظ سلامت کار، همچنین استمرار حضور تیم‌های کاری و تغییرات حداقلی مدیریتی در سطوح مختلف کارفرمایی و پیمانکاری نیز از دیگر مواردی بوده که به پیشبرد طرح کمک کرده است.
توضیح دیگری اگر هست، بفرمایید.
درباره نحوه ارتباط با پیمانکار بیع متقابل می‌توان افزود که در چارچوب قرارداد خدمات فیمابین، مسئولیت‌های نظارتی در همکاری با پیمانکار به نحو مطلوبی انجام گرفته که در نتیجه آن می‌توان به بستن سقف هزینه‌های سرمایه‌ای طرح به مقدار کمتر از سقف پیش‌بینی‌شده اولیه اشاره کرد؛، ضمن آنکه اجرای کار وفق مشخصات فنی و کیفی مورد نظر که در مطالعات مهندسی پایه و تفصیلی تبیین‌شده انجام شده است. جا دارد از تمامی سازمان‌ها و اداره‌های ذی‌ربط استان ایلام و شهرستان مهران، نمایندگان، استانداری، فرمانداری و... به دلیل همکاری خوبی که در پیشبرد این طرح داشته‌اند قدردانی کنم. طرح آذر به‌تازگی آزمون عملکردی تولید روزانه ۶۵ هزار بشکه را با موفقیت پشت سر گذاشته؛ مشخصات نفت تولیدی آن بسیار خوب است و تمام پارامترهای کیفی‌اش در محدوده مطلوبی قرار دارند. فکر می‌کنم اجرای طرح توسعه میدان آذر با وجود همه چالش‌ها و پیچیدگی‌ها، نمادی عینی از خودباوری ملی است و به جرأت می‌توان گفت مسیری که تا امروز در این طرح پیموده شده، غرورآفرین و قابل دفاع است.
هانیه موحد
نظر شما