نیاز صنعت نفت به ثبات مدیریت و برنامه جامع (مصاحبه با چشم انداز ایران)

چشم انداز ایران - شماره 70 آبان و آذر 1390

 

نیاز صنعت نفت

مدیریت باثبات، برنامه جامع

گفت‌وگو با سیدغلامحسین حسن‌تاش

از گروه نفت

●آنچه درباره وضعیت میادین نفتی در سطح تخصصی و رسانه‌ای انعکاس دارد حاکی از افت شدید تولید سالانه میادین (از 250 هزار بشکه تا 500 هزار بشکه) است. اگر امکان دارد درباره این وضعیت نگران‌کننده و علل آن در حد امکان توضیح دهید.

 ●●ابتدا خوب است توجهی به روند اکتشافات منابع نفتی خود داشته باشیم به این معنا که میادین بزرگ نفتی با طول و عرض وسیع و ذخیره بالا، سال‌هاست که کشف شده و مورد بهره‌برداری قرار گرفته‌ا‌ند، زیرا در گذشته امکانات اکتشافی کم بود و تکنولوژی پیشرفته نبوده و به تعبیر من ذره‌بین‌ها کوچک بود، از این‌رو مخازن بزرگ زودتر و راحت‌تر کشف می‌شدند و هر قدر دانش اکتشاف چه در حوزه سخت‌‌افزاری و چه در بخش نرم‌افزاری پیشرفت کرده و به اصطلاح ذره‌بین‌ها بزرگتر شده، مخازن کوچکتر نیز نمایان شده‌اند، درنتیجه از این پس نباید خیلی انتظار داشته باشیم که میادین بزرگی مانند مارون و اهواز و... کشف شوند.

برای این‌که تفاوت بین میادین بزرگ و کوچک از نظر توان تولید تا حدودی روشن شود یادآوری می‌کنم که از حدود ده‌ها میدان فعال نفتی، ظرفیت تولید شش میدان بزرگ شامل اهواز (دو لایه آسماری و بنگستان) آغاجاری، مارون، گچساران، کرنج و پارسی حدود 2 تا 3/2 میلیون بشکه است، درحالی‌که 6 میدان بعدی کمی بیش از نیم میلیون بشکه تولید دارند و نزدیک سه میلیون بشکه از کل تولید نفت کشور تنها از 12 میدان است، آن هم با این همه تفاوت بین 6 تای اول و 6تای بعدی. اکنون اغلب قریب به اتفاق میادین بزرگ یا همه آنها در سراشیبی منحنی تولید خود هستند. همان‌طور که می‌دانید با زدن چاه و شروع بهره‌برداری از میدان، به‌تدریج تولید افزایش می‌یابد و به یک سقف و اوج (Peak)  می‌رسد که میدان نفتی نمی‌تواند بیش از آن بازده داشته باشد. این سقف تولید را به شرط آن‌که رفتار و مدیریت مناسبی نسبت به مخزن داشته باشیم تا مدتی می‌توان ادامه داد و پس از آن افت تولید شروع می‌شود و منحنی تولید با شیب خاصی به سوی صفر میل می‌کند.

چیزی که در این میان بسیار مهم است مدیریت صحیح میدان و رفتار مناسب با مخزن نفتی است که در این زمینه تکنولوژی‌ها و دانش مهندسی مخازن نفتی بسیار پیشرفت کرده است و آنچه اصطلاحاً تولید صیانتی نامیده می‌شود درواقع تلاش برای استفاده بهینه از مخزن است، به‌گونه‌ای که حداکثر برداشت در طول عمر مخزن انجام شود. وقتی یک میدان کشف می‌شود حجم ذخیره نفت محاسبه شده آن را نفت درجا         (Oil In place)  می‌نامند. همه این نفت درجا قابل استحصال نیست. مثلاً در منطقه خیلج‌فارس با توجه به ساختار سنگ مخزن در حدود 20 تا 25درصد از نفت درجا قابل برداشت اولیه است که آن را ضریب بازیافت اولیه می‌گویند. طبیعی است تولید صیانتی مستلزم شناخت پویا از رفتار مخزن است‌، یعنی  مثلاً هر دو سال یا چند سال یک‌بار میدان نفتی تحت بررسی‌های ژئوفیزیک و سایزمیک مجدد قرار گیرد و ببینیم در اثر تولیدی که انجام شده ستون نفتی چگونه حرکت کرده و یا از چه زمانی و با چه حجمی تزریق گاز باید صورت گیرد. اگر از یک میدان بدون هیچ اقدام ترمیمی بهره‌برداری شود، یک مقدار مشخصی تولید خواهد داشت، ولی اگر مثلاً از یک مقطع گاز به اندازه کافی تزریق شود و فشارافزایی شود ضریب بازیافت افزایش یافته و درنتیجه مقدار تولید هم افزایش می‌یابد که آن را بازیافت ثانویه می‌گویند. با استفاده از تکنولوژی‌های پیشرفته‌تر مانند تزریق اسیدهای خاص همراه با گاز و یا به‌کارگیری باکتری‌هایی که سبب می‌شوند مولکول‌های هیدروکربورهای سنگین‌تر که در خلل و فرج سنگ مخزن رسوب کرده‌اند تجزیه شوند و امکان استخراجشان فراهم شود، به بازیافت ثالثیه دست می‌یابیم. همه این روش‌های افزایش ضریب بازیافت، نیازمند سرمایه‌گذاری است، از این‌رو عدم تزریق به موقع گاز و فشار آوردن بیش از حد به مخزن و برداشت نامناسب و بی‌رویه از آن و مراقبت‌هایی که باید می‌شده و انجام نشده، وضعیتی را به‌وجود آورده که منحنی تولید با شیب تندی در سرازیری قرار گرفته است، برای این‌که موضوع بهتر روشن شود به یک واقعیت اشاره می‌کنم:

ما در سال‌های 55ـ1354 در خشکی با حدود 360ـ350 حلقه چاه تا مرز 5/4 تا 5 میلیون بشکه نفت تولید می‌کردیم که متوسط تولید هر چاه در آن مقطع حدود 25 هزار بشکه در روز بود. در سال 1376 تعداد حلقه چاه‌ها در خشکی به بیش از  1000 حلقه افزایش یافت با متوسط تولید هر چاه زیر 3هزار بشکه در روز، و اکنون شاید حدود 1400 حلقه چاه تولیدی در خشکی داشته باشیم با تولید متوسط حدود کمتر از 2هزار بشکه در روز.

کاهش شدید متوسط تولید هر چاه در بازه زمانی اولاً نشان از کاهش بازدهی میادین دارد و دیگر این‌که به طور مشخص هزینه‌های تولید روز به روز افزایش می‌یابد، زیرا زمانی شما یک چاه می‌زنید با 25 هزار بشکه تولید و زمانی با 2500 بشکه. ما برای این‌که بتوانیم تولیدمان را حفظ کنیم باید دو کار انجام دهیم: اولاً در میادین قدیمی‌مان تمام تلاشمان را به کار بگیریم تا ازطریق اقداماتی مانند تزریق گاز( ‌به اندازه کافی)، تعمیرات به موقع چاه‌ها و حفر چاه‌های جدید و به‌کارگیری تکنولوژی روزآمد، بتوانیم ضریب بازیافت را افزایش دهیم و بویژه دوباره تأکید می‌کنم که در درجه اول تزریق گاز را جدی بگیریم.  کار دوم اهتمام به کشف میادین جدید و به بهره‌برداری رساندن آنهاست تا بتوانیم افت تولید میادین قبلی را جبران و سطحی از تولید پایدار را حفظ کنیم. هر دوی این اقدامات هم نیازمند سرمایه‌گذاری بسیار سنگینی هستند. بویژه همان‌طور که اشاره کردم میادین جدید کوچکتر و کم بازده‌ترند، فشار آنها کمتر است و لایه‌های نفتی در عمق بیشتری قرار دارند. حفظ تولید از میادین موجود هم با توجه به جبران عقب‌ماندگی در تزریق گاز، روز به روز نیازمند سرمایه‌گذاری بیشتری است، برای نمونه در برنامه چهارم توسعه قرار بوده روزانه بین 240 تا 280 میلیون متر مکعب (دقیقاً به خاطر ندارم) گاز به میادین نفتی برای حفظ فشار مخازن و فشارافزایی تزریق شود.

● این مقدار تزریق برای افزایش  ضریب بازیافت است یا جلوگیری از کاهش آن؟

 ●● بعضی از متخصصان معتقدند اگر بخواهیم تولید را بالا ببریم نیاز روزانه مخازن به تزریق بیش از 500 میلیون مترمکعب است. شرکت ملی نفت ایران در بعضی از بحث و جدل‌ها، آن 500 میلیون مترمکعب را نپذیرفته، ولی  350 تا 360 میلیون مترمکعب را قبول کرده، اما آنچه در برنامه آمده، یعنی حدود 280 میلیون مترمکعب، نه در سطح نیاز مخازن بلکه در سطح اعلام توانایی شرکت ملی نفت بوده که در طول برنامه باید اجرا می‌کرد. اما آنچه در عمل اتفاق افتاده چیزی حدود 70 تا 80 میلیون مترمکعب بوده است،‌ یعنی ما قطعاً در وضعیت تولید غیرصیانتی قرار گرفته‌ایم. حال چرا این اتفاق افتاده؟ برای این‌که فازهای مختلف پارس جنوبی به موقع جلو نرفته و گاز کافی در دسترس نبوده، از این‌رو مظلوم‌ترین و بی‌زبان‌ترین مصرف‌کننده‌ای که اول از همه می‌توان گاز آن را قطع کرد میدان نفتی است که زبان ندارد، در نیروگاه‌ها یک زبانی وجود دارد و‌ در کارخانه هم یک زبانی وجود دارد. آخرین جایی که گاز آن را قطع می‌کنند شهرها و واحدهای مسکونی‌اند که بیشترین زبان را دارند، ولی بیچاره‌ میدان‌ نفتی زبان ندارد، بنابراین روشن نمی‌شود چه اتفاقی در میدان می‌افتد.

● با توجه به کمبود گاز برای تزریق خوب است اشاره‌ای هم به تراز گازی داشته باشید.

 ●● در تراز گازی طرف تقاضا به سرعت رشد دارد، زیرا خط لوله کشیدن، شبکه‌گذاری و انشعاب‌دادن، تکنولوژی ویژه‌‌ای نمی‌خواهد و ده‌ها پیمانکار می‌توانند این کار را انجام دهند. اغلب قریب به اتفاق اقلام مورد نیاز آن هم داخلی است. از سوی دیگر فشار نمایندگان مجلس هم پشت این است و هرکس می‌خواهد به شهر و منطقه‌اش گاز برساند. رقم‌های سرمایه‌گذاری هم سنگین نیست، ارزبری هم ندارد و منابع مالی استانی و جاهای دیگر هم کمک می‌کنند و از این‌رو این بخش قضیه به سرعت پیش می‌رود. اما در طرف تولید و عرضه وقتی می‌خواهند یک فاز پارس‌جنوبی را جلو ببرند هزار مشکل مدیریتی، تحریم، حجم سرمایه‌گذاری ارزی خیلی بالا و... وجود دارد، از این‌رو روند تولید و مصرف یا عرضه و تقاضا با هم پیش نمی‌روند و ما تراز گازمان سال به سال بدتر شده است و از این نظر بیشترین صدمه را هم میادین نفتی بی‌زبان خورده‌اند.

● بحث ما از بررسی دلایل افت تولید میادین نفتی شروع شد و به دنبال آن مشکل کمبود گاز برای تزریق و مسائل تحریم و نیاز به سرمایه‌گذاری کلان در حوزه صنعت نفت مطرح شد. از دید کلان چنانچه بخواهیم فهرستی از مشکلات و چالش‌های پیش رو در صنعت نفت بویژه بخش بالادستی ارائه دهیم مسائل را چگونه باید طبقه‌بندی کرد؟

 ●● همان‌طور که می‌دانید ما مشکل تزریق گاز، کهولت میادین نفتی و برداشت غیرصیانتی را داریم، تحریم و مسائل اینچنینی هم وجود دارد، اما اگر من بخواهم رتبه‌بندی کنم که کدام مشکل اول است به‌طور قطع مشکل مدیریت در صدر مشکلات قرار دارد، زیرا به نظر من همه مشکلاتی را که تاکنون برشمردیم مدیریت باید حل کند. مثلاً مدیریت باید ببیند اگر ما منابع گاز و تولیدمان با عرضه و مصرف گاز تطابق ندارد سرعت توسعه گازرسانی را تنظیم کند. حتی می‌خواهم ادعا کنم که تحریم هم تا حدودی به شیوه مدیریت مربوط است، یعنی مدیریت بد می‌تواند طوری عمل کند که تحریم‌ها را تشدید کند.

● چگونه؟

 ●● در این بخش بحث من سیاسی نیست که مثلاً نقش موضع‌گیری‌های بین‌المللی ما و یا... در تحریم چیست، بلکه می‌گویم ما در طول 32 سال جمهوری اسلامی همیشه تحریم داشته‌ایم و هیچ‌گاه بی‌تحریم نبودیم، گرچه فرازونشیب و تندی و کندی داشته، اما نکته اینجاست که یک زمانی شرکت‌های بین‌المللی می‌بینند ثبات مدیریت در نفت وجود دارد و آنها می‌توانند صحبت و مذاکره کنند و به قرارداد برسند و از این نظر منافعی برایشان متصور است، بویژه اکنون که دنیا در شرایط بحران و رکود اقتصادی به سر می‌برد و نیاز به کار دارند. در برابر این وضعیت شرکت‌ها حاضر می شوند تا حدودی فشارهای امریکا و هزینه‌های تحریم را تحمل کنند، اما وقتی می‌بینند که از آن طرف باید فشارها و هزینه‌های تحریم را تحمل کنند و در عین حال در این طرف سازوکاری نیست که بتوانند به قراردادی برسند تا نفعی برایشان داشته باشد و مرتب مدیریت‌ها تغییر می‌کنند و آنهایی‌که می‌آیند به اصطلاح کار را بلد نیستند و زبان مفاهمه با شرکت‌ها را ندارند و مدت‌ها طول می‌کشد تا یاد بگیرند چی به چی است و چه‌کار باید بکنند و تا آشنا به کار شدند عوض می‌شوند، بنابراین شرکت‌ها دلیلی نمی‌بینند که خود را درگیر هزینه تحریم کنند. ظرف 6 سال، وزارت نفت چهارمین وزیر را تجربه می‌کند، به‌علاوه دو دوره جمعاً حدود 6 تا 7  ماهه که با سرپرستی اداره شد، یعنی مرتباً تغییرات مدیریتی در سطوح بالا اتفاق افتاده. شرکت‌های نفتی هم که در کشورهای جهان سوم کار کرده‌‌اند، تجربه دارند و محیط کسب و کار را می‌شناسند و می‌فهمند کسی نیست که بتوانند با او کار را جلو ببرند، از این‌رو روشن است که جمع می‌کنند و می‌روند.

●عده‌ای معتقدند اگر اوضاع داخلی وزارت نفت هم مرتب بود، چون فشارها به نحو بی‌سابقه افزایش یافته باز هم کمپانی‌ها حاضر نبودند سرمایه‌گذاری کنند.

 ●●در همان دوره‌هایی که با ما قرارداد بستند فشارهای امریکا کم نبود. توتال قرارداد سیری  AوE و فازهای 2 و 3 پارس جنوبی را با ما امضا کرد که شرکت امریکایی کونکو(Conoco) به‌دلیل مخالفت دولت امریکا از قرارداد عقب‌ کشید. امریکایی‌ها ضمن برحذرداشتن کونکو از قرارداد، اعلام کردند هرکس با ایران کار کند او را تحریم می‌کنند، اما در همان شرایط توتال همکاری کرد. شاید توتال احساس کرده می‌تواند به منافعی برسد که نسبت به فشارهایی که ممکن است تحمل کند، ارجحیت دارد.

●در آن زمان سرمایه‌گذاری بالاتر از 40 میلیون دلار در صنعت نفت ممنوع و مشمول تحریم بود.

 ●●بله درست است. سرمایه‌گذاری بالاتر از 40 میلیون مشمول تحریم بود، یعنی شرکت‌هایی که بیش از 40 میلیون دلار با ایران قرارداد می‌بستند مشمول تحریم‌های امریکا می‌شدند و قراردادهای مذکور بسیار بالاتر از این بود، بنابراین فکر می‌کنم تحریم‌ها و فشارهای بین‌المللی وقتی در کنار سوءمدیریت و تغییرات سریع مدیریتی و مدیران بی‌اطلاع قرار می‌گیرد تشدید می‌شود، یعنی شرکت‌ها هم به این انتخاب می‌رسند که با ایران نمی‌توان کار کرد.

●مسئله مدیریت در کلیت آن به‌عنوان نخستین مشکل صنعت نفت از دیدگاه شما بررسی شد، لطفاً به مشکلات دیگر بپردازید.

 ●●مشکل دیگری که در صنعت‌نفت وجود دارد این است که برنامه‌ها روشن نیست، به این معنا که اولویت‌بندی مشخصی نداریم که با حدود 70 تا 100 میدان گازی و نفتی موجود چگونه باید برخورد کنیم. هیچ کشوری حتی مقتدرترین آنها نمی‌تواند همزمان برروی همه اینها سرمایه‌گذاری کند و همه را توسعه ‌دهد، بنابراین باید نقشه ر‌اهی وجود داشته باشد که اولویت‌ها را مشخص کرده باشد. بعضی از منابع گازی و نفتی مشترکند و برخی غیرمشترک. محدودیت‌های منابع و تجهیزات داریم و تحریم هم هست، پس باید یک نقشه مادر و جامع (Master plan) باشد تا اولویت اول، دوم، سوم و... را مشخص کرده باشد. متأسفانه این هم وجود ندارد و یک سرگردانی در برنامه‌ریزی‌ها وجود دارد. البته به باور من این نقیصه از دوره‌های قبل هم بوده و مختص این دوره نیست. در زمان مدیریت آقای زنگنه هم بحث من این بود که فعالیت‌ها در قالب یک طرح جامع روشن قرار ندارد، مثلاً می‌گفتم چرا میدان مستقل سروش و نوروز را با نفت ویسکوز بالا و سنگین و با گوگرد بالا که در دریا هم هستند توسعه می‌دهید، در صورتی که میادین مشترک ما هنوز کارشان زمین مانده است؟ از این‌رو به نظر من آن زمان هم نقشه راه وجود نداشته و اکنون بدتر شده است. چه کسی باید این نقشه را ترسیم کند؟ این قطعاً به مدیریت برمی‌گردد، که باید محدودیت‌ها و خط قرمزها را مشخص کند و بگوید من امکانات و مجموعه را در این جهت حرکت می‌دهم.

از نظر من همان‌گونه که در گفت‌وگوهای دیگر گفته‌ام درواقع یک راه‌حل و برنامه ساده و روشن برای شرایط کنونی وجود دارد که فکر می‌کنم قابل اجماع است و آن این‌که با توجه به محدودیت‌هایی که داریم اولویت اول، وسط و آخر تا اطلاع ثانوی پارس‌جنوبی است، چرا که اگر ما می‌خواهیم مشکل عدم تزریق گاز کافی به میادین نفتی را حل کنیم و اگر می‌خواهیم صادرات نفت را با جایگزینی گاز در مصرف داخلی افزایش دهیم همه اینها منوط به توسعه میدان پارس‌جنوبی و استخراج بیشتر گاز است. ضمن آن‌که این بزرگترین میدان گازی جهان، مشترک نیز هست و رقیب ما سال‌هاست که بهره‌برداری از آن را شروع کرده به‌گونه‌ای که تاکنون برداشت تجمعی‌اش حدود سه برابر ماست. پس از لایه نفتی پارس‌جنوبی،  دیگر میادین مشترک را نیز باید در نظر قرار گیرند. ما 18 میدان مشترک داریم که خود اینها را نیز باید اولویت‌بندی کنیم.

● برداشت ما از لایه نفتی پارس‌جنوبی چگونه است؟ به ظاهر قطر روزانه 500ـ450 هزار بشکه نفت برداشت دارد.

 ●● ما هیچ تولید و برداشتی از لایه نفتی پارس‌جنوبی نداریم. به نظر من عمدتاً مسئله به همان مشکلات مدیریتی بازمی‌گردد. این مطلب را بعداً باز می‌کنم. بازگردیم به بحث اولویت‌ها؛ هم‌اکنون با توجه به واقعیت‌های موجود ما به کاری بیشتر از توسعه میادین مشترک نمی‌رسیم و در این میادین هم اولویت با رقبایی است که به سرعت کار می‌کنند. پس اولویت در میادین مشترک فعالیت رقیب است. مطابق این منطق به نظر نمی‌آید که برنامه‌ریزی کار دشواری باشد. اولویت اول میادین مشترک و در صدر آنها و به عبارت دیگر اولویت ویژه، پارس‌جنوبی خواهد بود و بهتر است چنانچه در آینده شرایط بین‌المللی مساعدتر شود و امکان سرمایه‌گذاری به وجود آید آن‌گاه به سراغ میادین مستقل برویم.

در پروژه بهره‌برداری از لایه نفتی پارس‌جنوبی نیز اتفاقاً مشکلات مدیریتی که گفتم وجود دارد و همچنین اثرات تصمیمات مدیریتی در ناکارآمدی‌ها قابل‌توجه است. فاز یک استخراخ از لایه نفتی پارس‌جنوبی به شرکت پترو ایران واگذار شده است. ازسویی مطابق دستورالعمل‌ها، شرکت پترو ایران باید واگذار می‌شد. حال متوجه نشده‌اند که در فرایند واگذاری این شرکت که شش ماه تا یک‌سال یا بیشتر کار دارد، قطعاً پروژه مهم استخراج از لایه نفتی لطمه خواهد خورد. اگر اهمیت این پروژه درک شده بود یا آن را به پترو ایران واگذار نمی‌کردند یا مصوب می‌شد تا این پروژه به بهره‌برداری نرسیده صلاح نیست تغییری در پترو‌ایران ایجاد شود. حال ببییند عدم توجه به این مهم چه پیامدهایی داشته. شرکت پترو‌ایران براساس شرایط سازمان خصوصی‌سازی واگذار شده و خریدار پیش‌پرداخت خود را داده و مطابق قانون عمل کرده. مدیریت نفت هم گفته که در واگذاری اشتباه شده و باید تجدیدنظر بشود. اکنون دو سال است شرکتی که پروژه‌های مهم میادین مشترک مانند آزادگان و لایه نفتی پارس‌جنوبی را دارد بلاتکلیف مانده و این‌قدر این فرایند بلاتکلیفی طول کشیده که خریدار منصرف شده و مدعی است که شرکت نفت مطابق قرارداد عمل نکرده. در این نزاع‌های سازمانی و مدیریتی آن‌که سرش بی‌کلاه مانده همان میادین مشترکی است که رقبای ما بدون وقفه از آن بهره‌برداری می‌کنند یا درحال توسعه آن هستند و عددهایی که شما در مورد بهره‌برداری رقیب از لایه نفتی گفتید درست است و بسیار تأسف‌بار.

● شما به درستی به مشکلات مدیریتی اشاره کردید اما از نگاه سیاست‌گذاری‌های کلان و سازمان و ابزار مربوط به آن هم لطفاً توضیح دهید. همان‌طور که می‌دانید ما هنوز طرح جامع انرژی نداریم.

 ●●کاملاً درست است. متأسفانه مشکلات ما در بخش انرژی بسیار زیاد است. من بارها گفته‌ام ستاد یا ارگانی که مسائل انرژی را کلان ببیند و سیاستگذاری و نظارت کند نداریم. قرار بوده که شورای‌عالی انرژی عهده‌دار این امر باشد. از زمان ابلاغ قانونی، این شورا یک‌بار یا شاید دو بار تشکیل جلسه داده و پس از آن کاری انجام نداده، سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی هم که قرار بوده دبیرخانه این شورا باشد اصولاً منحل شده است. پس از این شورا بحث ادغام وزارت نیرو و نفت مطرح شد که هدف آن پرکردن خلأ حاکمیتی و سیاستگذاری بود که محقق نشد. این طرح مشکلاتی هم داشت که معلوم نبود بتواند آن خلأ را پر کند، چون این دو وزارتخانه بیشتر از آنچه بخواهند سیاستگذار باشند در واقع شرکت یا بنگاه مادر یا Holding Company هستند و  تصدی در آنها بر بخش‌های حاکمیتی غلبه دارد. با همه این تفاسیر معتقدم برای رسیدن به طرح جامع توسعه ذخایر هیدروکربنی (البته با محدودیت‌های فعلی) لزوماً خیلی نیازمند طرح جامع انرژی نیستیم، یعنی با همین حد اطلاعات موجود می‌توانیم تکلیفمان را در این بخش مشخص کنیم، که در این گفت‌وگو باعنوان اولویت ویژه پارس‌جنوبی مطرح شد.

ضمن اذعان به این‌که دستگاه سیاستگذاری انرژی نداریم و طرح جامع انرژی و طرح جامع توسعه میادین هیدروکربنی مشخص نیست، باید گفت در بحث توسعه میادین هیدروکربنی مسئله خیلی غامض نیست و می‌توان به یک طرح جامع توافقی رسید.

به غیر از طرح جامع انرژی البته ما مشکلات ساختاری و سازمانی هم داریم که باید به آن توجه شود. به نظر من یکی از اتفاق‌های بدی که در گذشته افتاده ایجاد شرکت‌های پیمانکاری در صنعت نفت بوده است. پیمانکاری، کاری بوده که از دیرباز توسط شرکت‌های خارج از صنعت‌نفت انجام می‌شده اما حالا بعضاً مدیران صنعت نفت در مقامی قرار می‌گیرند که هم کارفرما هستند و هم باید برای پیمانکار تصمیم بگیرند و این اختلالات تصمیم‌گیری و مدیریتی ایجاد می‌کند. مشکلات دیگری هم وجود دارد مثلاً شرکت متن (مهندسی و توسعه نفت) به نظر من اکنون به‌طور روشن به‌ یک معضل در صنعت‌نفت تبدیل شده، زیرا طرح توسعه میادین نفتی که سال‌هاست مورد بهره‌برداری هستند را به این شرکت واگذار می‌کنند، درحالی‌که باید توجه داشت مسئله مدیریت میدان نفتی، یکپارچه‌بودن است، یعنی توسعه، اکتشاف و بهره‌برداری آن باید یکپارچه باشد حال آن‌که روش کنونی بین عملیات(Operation) و توسعه ایجاد مشکل کرده است. اپراتورها (شرکت‌های عامل) چه در خشکی و چه در دریا با پیمانکار توسعه همکاری نمی‌کنند. گاهی اوقات پیمانکار پروژه را تمام می‌کند، اما تحویل دادن به اپراتور ماه‌ها طول می‌کشد، به این دلیل که اپراتور می‌گوید من در جریان نبوده‌ام و نظارت هم نداشته‌ام، از این‌رو حاضر نیست تحویل بگیرد. طرح نصر که در مؤسسه مطالعات انرژی باعنوان «تجدیدنظر در ساختار شرکت نفت» اجرا شد برخی از این مشکلات ساختاری را مشخص کرده و روشن ساخته که بعضی از ساختارها به جزئی از اخلال تبدیل شده‌اند، ازجمله همین شرکت متن.

این مسائل را باید مدیریتی ثابت، مطلع و پای‌کار شروع به حل کند تا این ماشینی که به باور من متوقف شده و مرتباً هم فرسوده می‌شود را روغن‌کاری کرده و به حرکت درآورد.

● شما در بحث‌های اخیر خود به فرسوده‌شدن زیرساخت‌های صنعت نفت هم اشاره داشته‌اید لطفاً در این باره توضیح دهید.

 ●● واحدهای بهره‌برداری (میاندستی) درواقع مرز بخش بالادستی و پایین‌دستی در صنعت نفت هستند. نفت از هر چند حلقه چاه، به یک واحد بهره‌برداری منتقل و ضمن انجام فرایندهای اولیه آماده ارسال به خطوط‌لوله و از آن طریق پالایشگاه و یا صادرات می‌شود، این تأسیسات را اصطلاحاً تأسیسات روزمینی       (Surface Facility) می‌نامند. با توجه به ظرفیتی که پیشتر ایجاد شده بود، باوجود خسارت‌های جنگی در بخش Surface Facility مشکلی نداشتیم، ولی به‌تدریج این تأسیسات دچار فرسودگی شده‌اند و ما در واحدهای بهره‌برداری نیز دچار مشکلاتی شد‌ه‌ایم که باید به مشکلات موجود افزوده شوند.

●در بهره‌برداری از میادین مشترک چنانچه مدل بهره‌برداری یکپارچه از میدان(Unitization) با سرمایه‌گذاری مشترک و اخذ پیمانکار واحد توسط دو طرف مورد توجه قرار می‌گرفت، الگوی رقابت به مشارکت تبدیل می‌شد که هم از نظر اقتصادی به صرفه‌تر بود و هم به لحاظ برداشت صیانتی از مخزن مطمئن‌تر بود. ضمن این‌که به استحکام روابط سیاسی با همسایگان نیز کمک می‌شد.

 ●●در این مورد باید به چند نکته توجه شود؛ اول این‌که در مورد میادین مشترک متأسفانه هیچ قانون بین‌المللی نداریم و قانون به اصطلاح حاکم قانونThe role of capture است، یعنی هر که زودتر برد، برده است. حتی این‌که مثلاً‌ دو سوم مخزن در یک‌سو و یک‌سوم آن در سوی دیگر باشد هیچ حقی را برای کسی ایجاد نمی‌کند. نکته دوم این‌که در میادین بزرگ که نیازمند تأسیسات متعددی هستند و فازهای مختلفی دارند شاید طرفین دلیل چندانی برای یکپارچه‌سازی پیدا نکنند. این امر بیشتر جایی معنا پیدا می‌کند که میدان نفتی یا گازی کوچک و کم‌بازده و به عبارت دیگر پرهزینه باشد، زیرا در این حالت ایجاد تأسیسات مشترک اقتصادی است وگرنه در میادین بزرگ که هر طرف باید ده‌ها سکو و چاه بزنند از نظر اقتصادی خیلی تفاوتی نمی‌کند که جداجدا این‌کار را انجام دهند یا مشترک، ممکن است انگیزه سیاسی برای این کار باشد، اما انگیزه اقتصادی خیلی معنا پیدا نمی‌کند. نکته دیگر در بحث واحدسازی این است که طرفین چه برداشتی از توانایی‌های یکدیگر داشته باشند. وقتی یک سو مشاهده کند که رقیبش آن‌قدر گرفتاری دارد که فعلاً نمی‌تواند چاه بزند و بهره‌برداری کند و متقابلاً خود را قادر به انجام آن می‌بیند، با توجه به این‌که قاعده حاکم هم the role of Capture است دیگر انگیزه‌ای برای همکاری و مشارکت نخواهد داشت. از نظر تاریخی نیز در رژیم سابق که روابط مسلط‌تری بر کشورهای حاشیه جنوبی خلیج‌فارس داشت غیر از یک میدان با امارات، هیچ میدانی به صورت مشترک بهره‌برداری نشد. اما براساس همکاری وزارت امورخارجه و وزارت نفت، کمیته‌هایی فنی بین کشورها تشکیل شده بود که در این کمیته‌ها ضمن تبادل اطلاعات، تفاهماتی غیررسمی انجام می‌شد تا از برداشت غیرصیانتی از مخزن مشترک جلوگیری شود. در ضمن باید توجه داشت که اصولاً به دلیل اهمیت ضریب بازیافت، در میادین نفتی انگیزه همکاری برای برداشت صیانتی بیشتر از میادین گازی مشترک است، زیرا در میادین گازی به خاطر سیالیت گاز، ضریب بازیافت، خود به خود بالاست و بهره‌برداری به صورت مشترک از اهمیت کمتری برخوردار است.

مذاکره در مورد بهره‌برداری مشترک از میدان کوچک «هنگام» که با عمان مشترک است از زمان وزارت آقای آقازاده شروع شد، ولی به دلایل متعدد این امر صورت نگرفت و متأسفانه با اقدام به تولید طرف عمانی، در این میدان هم از نظر تولید و زمان عقب افتاده‌ایم.

● در بحث چالش‌های صنعت نفت و طبقه‌بندی مسائل و مشکلات آن، جایگاه قراردادهای نفتی بویژه بیع متقابل چیست؟ آیا نیاز به مدل جدیدتری از قراردادهای کارآمدتر احساس نمی‌شود؟ آن‌طور که در اخبار آمده عراقی‌ها با توجه به این‌که مانند ما منع قانونی در قرارداد مشارکت در تولید دارند (Production sharing) موفق شده‌اند با فرمول‌های بهتر از بیع متقابل قراردادهای بزرگی را با کمپانی‌های نفتی امضا کنند. آیا ضرورت بازنگری در فرمول‌های قراردادی احساس نمی‌شود؟

 ●● من ساختار قراردادها را مسئله اول نفت نمی‌دانم و معتقدم اگر همان مباحث مدیریتی و نقشه راه و انسجام در برخورد با طرف‌های خارجی مورد توجه قرار گیرد، در مسیر مذاکره می‌توان اصلاحیه‌هایی را اعمال کرد که طرفین را راضی کند. اما به نظر می‌رسد در مورد قراردادها ما در فرمول بیع‌متقابل گیر کرده‌ایم و خودمان را محدود به آن کرده‌ایم و به اصطلاح فرمول دیگری را وسط نیاورده‌ایم. این بسیار روشن است، زمانی‌که در میادین هیدروکربنی اعم از نفت وگاز، ماهیتاً هیچ دو مخزنی از جهات مختلف چون نوع نفت‌خام، ضخامت لایه نفتی، فشار مخزن، کوچک و بزرگی میدان و... یکسان نیستند چگونه می‌شود برای پدیده‌ای که از نظر ریسک، هزینه و... تفاوت دارد بتوان فرمول و قاعده یکسان و ثابتی را در نظر گرفت؟ سال‌ها پیش در نقد عملکرد صنعت‌نفت نوشتم که اگر ما برنامه جامع یا نقشه راه توسعه میادین هیدروکربنی را تنظیم کرده بودیم آن‌گاه مشخص می‌شد که چه نوع سرمایه‌گذاری و قراردادی برای چه نوع میدانی مناسب است. کشور عراق نوعی خاص از قراردادهای خدماتی(Service contract)  را به کار گرفته ‌است که بعضی از انگیزه‌های قرارداد مشارکت در تولید را در آن فراهم کرده است.

بیع‌متقابل یک نوع قرارداد خدماتی کوتاه‌مدت است که پیمانکار در عملیات و بهره‌برداری دخالتی ندارد، یعنی می‌سازد و تحویل می‌دهد و چون مشارکت طولانی‌مدت ندارد و چشم‌انداز بلندمدتی را برای خود نمی‌بیند انگیزه‌ای هم برای به‌کارگیری بهترین تکنولوژی و کاهش هزینه و بخصوص هزینه‌های عملیاتی ندارد. عراقی‌ها قراردادها را 20 ساله بسته‌اند و پیمانکار را در بهره‌برداری هم درگیر کرده‌اند، از این رو پیمانکار یکپارچه‌تر و طولانی‌مدت قضیه را نگاه می‌کند. یک وجه بارز اختلاف در قرارداد بیع متقابل و مشارکتی این است که در مشارکت در تولید نهایتاً پس از همه حساب و کتاب‌ها بابت حق‌ امتیاز، مالیات و... پیمانکار صاحب نفت خواهد شد، یعنی از هر بشکه نفت استخراجی سهم پیمانکار و مالک میدان، بسته به نوع ریسک و... تعیین می‌شود، ولی در بیع متقابل صورت وضعیت می‌دهد و پولش را می‌گیرد. البته درواقع معادل این پول،‌ نفت دریافت می‌کند. مثلاً اگر صورت وضعیت او 100 دلار باشد و نفت هم بشکه‌ای 100 دلار، آ‌ن‌گاه پیمانکار یک بشکه نفت می‌گیرد و اگر نفت بشکه‌ای 50 دلار شد او بابت صورت وضعیت خود 2 بشکه نفت می‌برد.

عراقی‌ها با مطالعه‌ای که خودشان درباره میادینی که می‌خواهند طرح توسعه را در آن اجرا کنند انجام داده‌اند دو فاکتور مهم را تعیین کرده‌اند؛ اول این‌که به ازای هر بشکه اضافه تولید هزینه لازم شامل هزینه سرمایه‌گذاری و بهره‌برداری چقدر است و دیگر این‌که با توجه به ویژگی‌های میدان چه میزان تولید اضافی  قابل تحقق خواهد بود. براساس برآورد دو فاکتور بالا، مناقصه را با این شروط واگذار کرده‌‌اند: شرکتی که بتواند میزان اضافه تولید میدان (Incremental) را بیش از آنچه آنها برآورد کرده‌اند پیشنهاد دهد و هزینه را پایین‌تر از آنچه محاسبه شده است، یعنی هر که افزایش تولید بیشتر و هزینه کمتر را پیشنهاد داده، برنده شده است. جریمه‌هایی هم پیش‌بینی شده که اگر افزایش تولید به حد پیشنهادی نرسد، اعمال خواهد شد و چنانچه افزایش هزینه‌‌ای هم اتفاق افتد پرداخت نخواهد شد. بنابراین می‌بینیم انگیزه فنی و تکنولوژیکی که به‌هیچ وجه در قراردادهای بیع متقابل وجود ندارد در این نوع قراردادها احیا شده و پیمانکاران با به‌کارگیری پیشرفته‌ترین تکنولوژی‌ها برای رسیدن به حداکثر ضریب بازیافت و کمترین هزینه، با یکدیگر رقابت می‌کنند.

● پیمانکاران در این قراردادها پول دریافت می‌کنند یا نفت؟

 ●●پول دریافت می‌کنند. من فکر می‌کنم فرمول قراردادی آنها قابل تأمل است و به اصطلاح در عمل پاسخ داده است. سه مناقصه‌ای که قراردادهایش بر این اساس بسته شده نشان می‌دهد که این فرمول کارایی لازم را دارد.

در بعضی از میادین مشترک بویژه آنجا که رقیب مشغول بهره‌برداری از میدان است (صرف‌نظر از مباحث حقوقی و محدودیت‌های قانون‌اساسی)، حتی کسانی‌که اصولاً مخالف قرارداد با شرکت‌های خارجی هستند مخالفتی با به‌کارگیری آنها در این‌گونه میادین ندارند، از این‌رو می‌شد در کشور این بحث را مطرح کرد که در مورد میدان پارس‌جنوبی از قرارداد مشارکت در تولید استفاده شود، از این‌رو این‌ مطلب که نیازمند به تجدیدنظر در فرمول‌های قراردادی هستیم حرف درستی است ولی به‌عنوان اصلی‌ترین مانع خیر.

●آیا سوءمدیریت را می‌توانیم از داخل صنعت نفت جبران کنیم یا باید مدیریت کلان مملکتی هم به کمک آید؟

 ●●اکنون فراتر از سوءمدیریت، بی‌ثباتی مدیریت حاکم است. مدیری که از ابتدای کار می‌داند شانس مدیریتش حداکثر 2 سال است بویژه وقتی احساس کند اگر مغضوب هم واقع شد، حسابرس و بازرس دائماً او را مورد بازپرسی قرار می‌دهند، واقعاً چه ریسکی را می‌تواند بپذیرد و چه تصمیم بلندمدتی را می‌تواند بگیرد؟ پروژه بالادستی هیچ‌گاه کمتر از 2سال به نتیجه نمی‌رسد. قوی‌ترین شرکت‌ها مانند تگزاکو و... در مدت زمان 2 سال و سه ماه در یک میدان کوچک به‌نام کاپیتان(Capitan) در دریای شمال کنسرسیوم تشکیل دادند و رکورد زدند، بنابراین در شرایط کنونی، مدیریت بی‌ثبات چگونه می‌تواند نسبت به اجرای پروژه‌ها اقدام اساسی کند. به نظر من مدیر متوسط باثبات از مدیر قویِ بی‌ثبات بهتر است. هر مدیر متوسطی زمانی‌که به مدت طولانی در رأس کار باشد سرانجام کار را یاد می‌گیرد اما اگر قرار باشد تا یاد گرفت عوض شود آن‌گاه صنعت‌نفت به یک دستگاه کارآموزی تبدیل خواهد شد.

●به همین دلیل ما نسبت به انحلال هیئت‌مدیره شرکت ملی نفت انتقاد داشتیم، چرا که بدنه صنعت نفت باید مستقل از سیاست‌های روزمره باشد. وزیر می‌آید و می‌رود، اما هیئت‌مدیره براساس اصول حرفه‌ای خود کار خودش را انجام می‌دهد.

 ●●آنچه اکنون دارای اهمیت است تفکیک حیطه‌های تصدی از حاکمیت است که به شدت مخلوط شده است. وزیر باید ستاد حاکمیتی خود را داشته باشد و شرکت نفت بنگاه شود و براساس ساختار و اصول بنگاه‌داری که مجمع و هیئت‌مدیره است اداره شود. وزیر موظف است به نمایندگی از دولت قرارداد مناسبی با شرکت‌هایی که میادین را برای تولید به آنها واگذار می‌کند ببندد و در ادامه کار کنترل و نظارت داشته باشد که آیا تولید صیانتی انجام می‌شود و رفتار آنها با مخزن چگونه است؟ اکنون یکی از گرفتاری‌ها، تداخل و اختلاط وظایف حاکمیتی و تصدی در سطح صنعت‌نفت است که خود بحث مفصلی را می‌طلبد.

●بسیاری از موانع و مشکلات مانند بی‌ثباتی در مدیریت، نداشتن نقشه راه، تداخل وظایف حاکمیتی و تصدی‌گری، نیاز به اصلاح و تکامل مدل‌های حقوقی قرارداد و... مورد بحث و ارزیابی قرار گرفت؛ پرسش اصلی این است که راه برون‌رفت از وضع موجود چیست؟

 ●●ایجاد ثبات در مدیریت. از هم‌اکنون معلوم است که وزیر جدید نفت حداکثر 2 سال وقت دارد و در این مدت مسلماً نمی‌‌توان هیچ برنامه‌ریزی اساسی‌ای کرد. نفت برای کشور این اهمیت را دارد که مجلس، دولت و رهبری تصمیم‌های ویژه‌ای برای آن بگیرند. مانند این‌که مثلاً در دور آینده هرکس رئیس‌جمهور شد وزیر نفت را تغییر ندهد، زیرا بی‌ثباتی ایجادشده در این 6 سال چنان استخوان خردکن شده که برای حل آن نیازمند یک توافق ملی هستیم. ما در سیستم اداری کار کرده‌ایم، کارمند، مدیر، مسئول و... وقتی می‌دانند حداکثر عمر وزارت یک نفر، دو سال است ـ که تازه ممکن است به دو‌سال هم نرسد ـ با او مماشات می‌کنند و اگر نخواهند کاری را انجام دهند دفع‌الوقت می‌کنند، اما اگر از ثبات مدیریت اطمینان داشته باشند هرگز به شیوه دفع‌الوقتی با دستورات برخورد نمی‌کنند. از این رو نخستین اصل برای برون‌رفت از وضعیت موجود، ثبات‌بخشیدن به مدیریت در این صنعت مهم و حیاتی کشور است.