اشاره:
آن‌چه كه در پي مي‌آيد، سومين بخش از گفت‌و گوي خبرنگار سرويس مسائل راهبردي خبرگزاري دانشجويان ايران با مهندس ابراهيمي اصل، فارغ‌التحصيل مهندسي شيمي و مهندسي گاز از دانشکده نفت آبادان (AIT) و كارشناسي ارشد مهندسي نفت از دانشگاه کاليفرنياي جنوبي (USC) است كه به ادامه بحث درباره‌ي خلأ‌هاي سياست گذاري در صنعت پتروشيمي مي‌انجامد.
به گزارش خبرنگار سرويس مسائل راهبردي خبرگزاري دانشجويان ايران، وي از اولين مديران عامل شركت نفت فلات قاره پس از پيروزي انقلاب اسلامي، مدير اجرايي فاز‌هاي 4، 5 و 12 پارس جنوبي، معاون وزير و مدير عامل سابق شركت ملي صنايع پتروشيمي بود.
ابراهيمي‌ اصل در ادامه اين گفت و گو توضيحات بيشتر و روشن تري درباره‌ي خلأ‌هاي سياست‌گذاري در صنعت پتروشيمي، صنعت گاز و سياست‌هاي توليد، مصرف و صادرات گازبه ويژه در پارس جنوبي ارائه مي‌دهد.
او به ويژه به طرح انتقاداتي جدي درباره‌ي سياست‌هاي توليد LNG مي‌پردازد كه خود مي‌تواند نشان‌دهنده‌ي ضرورت ارزيابي مجدد سياست‌هاي در پيش گرفته شده در اين زمينه است.
بي ترديد رونق گفت و گوهاي كارشناسي و پيدايي يك عرصه‌ي عمومي براي تعامل دانشگاهيان، متخصصان و مديران با تجربه‌ اين صنعت يكي از مؤثرترين سازوكارهاي ارزيابي سياست‌ها را پديد مي‌آورد. از اين رو سرويس مسائل راهبردي خبرگزاري دانشجويان ايران،آمادگي دارد تا ديدگاه‌هاي وزارت نفت، شركت ملي صنايع پتروشيمي، شركت ملي گاز، شركت ملي نفت و همچنين دانشگاهيان، كارشناسان و مديران حوزه‌هاي تخصصي اين صنعت را در نقد اين گفت و گو، منتشر كند.
در پي متن كامل سومين بخش از اين گفت و گو به حضور خوانندگان گرامي تقديم مي‌شود.
بخش‌هاي بعدي اين گفت وگو متعاقباً ارسال خواهد شد.

 

92 درصد تكنولوژي و بازار  LNG در اختيارآمريكا و 8 درصد در اختيار شركت "لينده" آلمان و شركت اکسنس فرانسوي قرار دارد

توليد LNG، در واقع تفكر استراتژيك، استثماري و در عين حال هوشمندانه‌ي است كه امريكايي‌ها
سرمايه گذاري براي توليد LNG تئوري‌ دومي است كه امريكا براي ممانعت از انتقال گاز ايران با خط لوله در پيش گرفته است

خبرنگار:
يكي از مهمترين سياست‌هايي كه در بهره‌برداري و مصرف گاز در پيش گرفته شده است، صادرات LNG است. ازريابي شما در اين باره چيست؟ اين سياست تا چه اندازه مي‌تواند منافع ملي ما را تأمين كند؟ 
مهندس ابراهيمي اصل:
واقعيت اين است كه 92 درصد تكنولوژي و بازارLNG(گاز طبيعي مايع شده)، در اختيارآمريكا، 8 درصد در اختيار شركت "لينده" آلمان و شركت اکسنس فرانسوي قرار دارد. توجه كنيد كه با استفاده از اين تكنولوژي600 متر مكعب گاز را تا 5/151- درجه سانتي‌گراد ، تحت فشار سرد مي كنند، تا حجم آن به 1 مترمكعب برسد. در واقع اين اتفاق تحت تأثير يك تغيير فيزيكي رخ مي‌دهد كه طي آن تحت سرما و فشار، گاز تبديل به مايع مي شود. سپس LNG (گاز طبيعي مايع شده) را با كشتي‌هاي مخصوصي كه ظرفيتشان 138 هزار متر مكعب و بسيار گران قيمت هستند ( بين 250 تا 300 ميليون دلار ) حمل مي كنند. اين LNG به كشورهايي نظير آمريكا، كانادا، ژاپن، كره ،هند، چين صادر مي شود. در آن‌جا با يک سيستم ساده و افزايش کنترل شده دما و کاهش فشار گاز مايع شده و دوباره به گاز طبيعي (Natural Gas) تبديل مي‌شود و سپس اين گاز طبيعي را به عنوان سوخت نيروگاه‌ها و يا براي مصرف در صنايع و مصارف خانگي وارد شبكه خط لوله مي كنند.

LNG، يك تكنولوژي 92 درصد وابسته به آمريكاست

بنابراين در واقع سرمايه گذاري براي توليد LNG تئوري‌ دومي است كه امريكا براي ممانعت از انتقال گاز ايران با خط لوله در پيش گرفته است. چرا كه در اين تكنولوژي ديگر خط لوله حذف مي‌شود، از سوي ديگر انحصار تكنولوژي‌ هم در اختيار خودشان است. طراحي كمپرسورها، پمپ‌ها و سيستم‌هاي سرمايشي كه در تكنولوژي توليد LNG به كار گرفته مي‌شوند، بايد به گونه‌اي باشد كه در دماي منفي 192درجه سانتي‌گراد بتوانند، عمل كنند. آمريكائي‌ها بازار تكنولوژي توليد اين اقلام در دنيا را در انحصار خود دارند. آن‌ها سهام يك شركت‌ ژاپني و يك شركت آلماني را كه برخي از اقلام اين تكنولوژي را توليد مي‌كنند، خريداري كرده اند و اين شركت ها اجازه فروش محصولات بدون مجوز آمريكا را ندارند. بنابراين LNG يك تكنولوژي‌ 92 درصد وابسته‌ به آمريكاست. استات اويل نروژ و لينده با هم، واحدي را ايجاد كرده ‌اند. اين واحد كوچك است و با اينكه سه برابر از زمان پروژه‌ سپري شده است و حدود 5/3 برابر هم هزينه كرده‌اند، اما هنوز اين پروژه ناتمام است و نتوانسته‌اند آن راه اندازي كنند، حتي يك واحد هم ندارند كه به توليد رسيده باشد. آلمان‌ها هم همين وضعيت را دارند. درواقع شركت "لينده" فناوري اثبات شده‌اي ندارد و پس از 40 سال حضور انحصاري آمريکايي ها هنوز يک مجتمع LNG با تکنولوژي لينده آلمان و يا اکسنس فرانسه در دنيا احداث نشده است.
توليد LNG، در واقع تفكر استراتژيك، استثماري و در عين حال هوشمندانه‌ي است كه امريكايي‌هااز حدود 40 سال پيش در الجزاير شروع و در كشورهاي ديگر دنبال كردند؛ در اندونزي و مالزي تمام گاز را بصورت مايع (LNG) مي برند. تمام تكنولوژي‌ مربوط به آن را هم در اختيار خودشان دارند.

توليد كمپرسورهايي كه بتواند تا دماي -192 درجه سانتي‌گراد عمل كند و مواد و سيستم هاي سرد سازي و تکنولوژي توليد آن در انحصار امريكاست كه اجازه فعاليت‌ در اين زمينه‌ را به هيچ كس نداده است

خبرنگار:
گفته مي‌شود كه كمپرسورها را با يك شركت داخلي قرارداد مي‌بندند.
مهندس ابراهيمي اصل:
توليد كمپرسورهايي كه بتواند تا دماي -192 درجه سانتي‌گراد عمل كند و مواد و سيستم هاي سرد سازي و تکنولوژي توليد آن در انحصار امريكاست كه اجازه فعاليت‌ در اين زمينه‌ را به هيچ كس نداده است. تنها يك كارخانه‌ در ژاپن و يك كارخانه‌ در آلمان وجود دارند كه اکثريت سهام هر دوي آن‌ها متعلق به آمريكائي هاست. لذا بازار در اين زمينه‌ كاملا قفل شده است، اما بايستي با کار تحقيقاتي و سرمايه گذاري با بهره گيري از استعدادهاي متخصصين جوان کشور در زمينه دستيابي به دانش فني و توليد در مقياس اقتصادي نيز وارد شويم. 

از نظر استراتژيك حداقل تا 20 سال آينده به هيچ وجه به مصلحت كشور نيست كه قرارداد صدور گاز را به صورت LNG امضا كنيم

از نظر استراتژيك تا 20 سال آينده، به دليل وابستگي‌هاي شديد تكنولوژيكي، در مقابل مزيت‌هاي تزريق گاز به ميادين نفتي و حتي صادرات با خطوط لوله با توجه به تراز گاز منافع ملي را دربرندارد

اين استراتژي دوم آمريكائي‌هاست براي اين‌كه بتوانند گاز را به راحتي حمل كرده و روي آن سرمايه‌گذاري ‌كنند

 متاسفانه برخي بستن قراردادهاي بلند مدت وارزان صدور LNG با چين و هند و ساير کشورها را خيلي بزرگ جلوه مي دهند، بي آن‌كه با توجه به روند بازار و قيمت ها ارزيابي دقيق فني و اقتصادي و عايدي نهايي کشور را ارائه دهند

در اين جا بايد تصريح كنم كه از نظر استراتژيك حداقل تا 20 سال آينده به هيچ وجه به مصلحت كشور نيست كه قرارداد صدور گاز را به صورت LNG امضا كنيم. تا قبل از 20 سال آينده  به لحاظ وابستگي هاي شديد تکنولوژيکي در مقابل مزيت هاي تزريق گاز به ميادين نفتي و حتي صادرات با خطوط لوله به کشورهاي همسايه با توجه به تراز گاز  به مصلحت نيست و منافع ملي مارا در بر ندارد. 
چراكه تا سال 2009 و 2010 بسياري از كشورهاي صادر كننده‌ي نفت ديگر نفتي براي صادرات ندارند و خود مجبور به وارد‌ات مي‌شوند. ‌در واقع سال هاي 2009 و 2010 نقطه‌ي عطف تاريخي است كه در آن مصرف رو به تزايد مي‌رود، اما اكتشاف و توليد به تناسب مصرف پيش نمي رود. افزايش راندمان و بهره‌وري هم به اندازه‌ي كافي جواب نخواهد داد. در اين مقطع شكاف ميان عرضه‌ كاهش يافته و تقاضاي افزايش يافته حاصل خواهد شد و قيمت نفت از مرز 100 دلار قطعاً عبور خواهد كرد.
از سويي طي 20 سال آينده بسياري از كشورهايي، كه هم اكنون از نعمت مصرف گاز بهره‌مند هستند، منبعي براي تأمين نياز خود نخواهند داشت؛ اين در حالي است كه شبكه‌ گاز رساني و مصرف گاز آنها همچنان پابرجا است. در چنان شرايطي گاز در انحصار روسيه، ايران، قطر و تعداد معدودي از ساير كشورها  خواهد بود و ارزش استراتژيك‌ پيدا  خواهد كرد. به همين دليل تمام دنيا تلاش مي‌كند با ايران، قطر و روسيه به عنوان صاحبان 40 درصد ذخاير گاز دنيا، قرارداد LNG ببندند.
خبرنگار:
بنابراين حتي در صورتي كه تصميم به صادرات گاز گرفته شود، صادرات به صورت LNG از منظر شما مردود است. 

مهندس ابراهيمي اصل:
 به جاي تبديل گاز به LNG و فروش آن، بهتر است كه گاز را از طريق خط لوله به ساير كشورها نظير تركيه، پاكستان، هند، چين و اروپا صادر كنيم. زيرا در خط لوله، كنترل در اختيار ماست. در اين صورت كشور‌هاي منطقه نيز به اين گاز وابسته مي‌شوند. از اين رو خط لوله در امنيت، پايداري منطقه اثر گذار است؛ در حالي كه در مورد LNG اين‌گونه نيست و به محض خروج كشتي‌ حامل LNG، كنترل آن از دست ما خارج مي‌شود. لذا خط لوله امنيت و ثباتي را در منطقه ايجاد مي‌كند. در حالي كه در صادرات با خط لوله بخشي از توسعه صنعتي و رفاه اجتماعي كشورهاي  همسايه‌ به امنيت‌ و پايداري ايران بستگي پيدا مي کند. به عبارتي اين كشورها منافع خود را گرو منافع ما مي‌دانند. به همين‌ علت آمريكا مخالف خط صلح و موافق با LNG است.

در قرارداد‌هاي LNG،خريدار تعيين كننده ي قيمت است
در اين قراداد‌ها نه اشتغال، نه ارزش افزوده و نه قدرت ساخت داخل وجود دارد، بلكه وابستگي كامل است

در صورت فروش گاز به صورت LNG، خريدار تعيين كننده نرخ LNG خواهد بود. هم اكنون بازار غالب، بازار خريدار است و از سويي بازار در انحصار امريكاست.  اما در اين قراردادها نه اشتغال ، نه ارزش افزوده و نه قدرت ساخت داخل وجود دارد و بلكه وابستگي‌ كامل است. چرا كه در صورت توليد LNG و نبود بازار آن، كاري نمي‌توانيم انجام دهيم، چون بازار، بازار خريداران انحصاري است. بلكه يا بايد گاز مايع را دوباره گرم كرده و به گاز طبيعي تبديل و وارد خط لوله كنيم يا دستور توقف (Shut down) داده و با هزينه‌ زياد واحد‌هاي توليد ‌ LNGرا بدون توليد با ظرفيت اقتصادي ، نگهداري کنيم.
اين استراتژي دوم آمريكائي‌هاست براي اين‌كه بتوانند گاز را به راحتي حمل كرده و روي آن سرمايه‌گذاري ‌كنند. متاسفانه برخي بستن قراردادهاي بلند مدت وارزان صدور LNG با چين و هند و ساير کشورها را خيلي بزرگ جلوه مي دهند، بدون اينکه با توجه به روند بازار و قيمت ها ارزيابي دقيق فني و اقتصادي و عايدي نهايي کشور را ارائه دهند.

اما قيمت گاز در حال حاضر 4 سنت در هر متر مكعب است، اين قيمت به معناي به ثمن بخس بخشيدن گاز است ، در واقع در چنين قراردادي قيمت گاز را حدود صفر در نظر گرفته اند. در حالي‌كه هر متر مكعب گاز در اروپا 3/3 دلار يا نزديك به 3 يورو خريد و فروش مي‌شود

خطاي ديگري كه در قرارداد‌هاي LNG، صورت مي‌گيرد اين است كه كه ارزش قراردادي را كه امروز مي‌بندند، براي 25 سال آينده حساب كرده و اعلام كنند ارزش اين قرارداد 100 ، 200 ميليارد دلار است. اماقيمت گاز در حال حاضر 4 سنت در هر متر مكعب است، اين قيمت به معناي به ثمن بخس بخشيدن گاز است، در واقع در چنين قراردادي قيمت گاز را حدود صفر در نظر گرفته اند. در حالي‌كه هر متر مكعب گاز در اروپا 3/3 دلار يا نزديك به 3 يورو خريد و فروش مي‌شود. اگر هزينه حمل از خليج فارس به اروپا را كم كنيد، قيمت در عسلويه بالاي 5/1دلاردر هر متر مکعب است. در حالي‌كه قيمت گاز درتوليد LNG، تنها 4 سنت در هر متر مكعب در نظر گرفته مي شود.
خبرنگار:
در قرارداد‌هاي LNG، قيمت گاز 4سنت است؟

مهندس ابراهيمي اصل:
بله. كه اگر 4 سنت را اگر با قدرت خريد دلار حساب كنيد يعني مجاني! بنابراين در اجراي قراداد LNG شما بايد در بالادستي سرمايه‌گذاري هنگفتي انجام دهيد، چاه بزنيد، سكوبزنيد، كف دريا لوله‌ بزنيد، گوگرد را جدا کنيد، گاز را شيرين كنيد. گاز را بدهيد در پروپان سايکل ها و سيستم‌هاي سردسازي مايع بكنيد، مخازن خاص و اسكله خاص بسازيد، كشتي‌ مخصوص بخريد يا اجاره کنيد، بازار آن را بيابيد و با قيمتي كه آن‌ها خريدارند، بفروشيد. در نهايت درآمد چنداني براي كشور ندارد ومنافع ملي و منطقه اي در قياس با احداث خطوط لوله صادراتي تامين نخواهد کرد.

5 ميليارد دلار
هزينه‌ سرمايه‌گذاري براي يك واحد LNG كه بتواند 1 ميليارد فوت مكعب در روز و يا 25 ميليون متر مكعب در روز را تبديل به LNG كند
LNG، دومين طرح استراتژيك آمريكا براي دست‌يابي به انرژي ارزان است 

خبرنگار:
هزينه‌ مايع‌سازي و حمل چقدر است؟

مهندس ابراهيمي اصل:
هزينه‌ سرمايه‌گذاري براي يك واحد LNG كه بتواند 1 ميليارد فوت مكعب در روز و يا 25 ميليون متر مكعب در روز را تبديل به LNG كند، حدود 5 ميليارد دلار است که اگر هزينه‌فرآيند توليد هر متر مكعب را براي سردسازي و هزينه‌ حمل، هزينه گاز، هزينه نگهداري مخزن، بارگيري و حمل را محاسبه كنيد، متوجه مي شويد كه در واقع گاز را بخشيده ايد.
به همين دليل تأكيد مي‌كنم كه LNG , دومين طرح استراتژيك امريكا براي بدست آوردن انرژي ارزان براي توسعه صنعتي خودش و براي آن است كه بتواند رقابت پذيري خود را در مقابل تكنولوژي‌ ژاپن و بازار ارزان چين حفظ كند و در مقابل اروپا براي خود مزيت اقتصادي ايجاد كند. به همين دليل آمريكا به طور استراتژيك روي LNG كار كرده و بازار را در انحصار خود گرفته است.
تأكيد مي‌كنم92درصد تكنولوژي و بازار LNG در اختيار آمريكا است. بنابراين قطعاً نبايد فريب تكنولوژي LNG را بخوريم بلكه بايد گاز را به ميادين نفتي‌مان تزريق كنيم و مازاد آن را براي توليد برق و توسعه صنايع انرژي بر و در نهايت صادرات از طريق خطوط لوله با اولويت کشور هاي همسايه و يا کشور هاي هدف استفاده کنيم.

اگر 8 تا 10 فاز براي LNG در نظر بگيريد، ديگر گاز باقي نمي‌ماند 
آمريكا مخالف صادرات با خط لوله، موافق صادرات LNG 

خبرنگار:
چند فاز پارس جنوبي به LNG اختصاص يافته است؟
ابراهيمي اصل:
حدود 4 فاز در پارس جنوبي و 4 فاز در پارس شمالي،  8  تا 10 فاز را گذاشته‌اند كه LNG توليد وبه اين كشورها صادر كنند.
براي اين كه اهميت آن را درك كنيد بايد بگويم كه توليد هر فاز پارس جنوبي معادل 30 ميليون ليتر GTL است. بنابراين اگر سه فاز را به GTL اختصاص دهيم، توليد اين سه فاز جايگزين مصرف روزانه 90 ميليون ليتربنزين در كشور خواهند شد و مشكل بنزين‌ را حل مي كند. اما اگر  8 تا 10 فاز را براي LNG در نظر بگيريد، ديگر حتي گازي باقي نمي ماند كه بخواهيد از طريق خط لوله به اروپا يا به هند و پاكستان و كشورهاي همسايه‌ صادر كنيد.
تأكيد مي‌كنم اولويت‌ ايجاد خط لوله گاز براي صادرات به مراتب بالاتر از صادرات LNG است. پرسشي كه در اين ميان مطرح مي‌شود اين است كه چرا درباره اين پروژه اين اندازه تعلل مي‌شود؟ پاسخ اين است كه آمريكا مخالف خط لوله است؛ چرا كه در صورت ايجاد خط لوله و انتقال گاز به پاكستان، افغانستان،‌ هند و تركيه و همسايگان ديگر ايران امنيت پايدارتري پيدا كرده و نمي‌توان ايران را تهديد كرد. بنابراين در مورد خط لوله استراتژي‌ ايجاد اختلاف را دارند.

پيشنهاد جداسازي خطوط لوله‌ي هند و پاكستان

خط لوله‌ي هند را مي‌توان در عمق200 متري دريا به هند منتقل كرد
در اين صورت تنها 20 كيلومت از آن از آب‌هاي پاكستان عبور مي‌كند
هيچ كس قادر به آسيب رساندن به آن  نخواهد بود
عمق بيش از 200 متر جزء آب‌هاي بين‌المللي محسوب مي‌شود
 

در مورد خط لوله هند و پاكستان مي‌توان خطوط لوله آن‌ها را از يكديگر جدا كرد و يك خط لوله به پاكستان ايجاد كرد. حتي مي‌توان منطقه‌اي در چابهار نظير صنايع پتروشيمي ماهشهر ايجاد كرد و توليدات آن را به هندوپاكستان صادر كرد.
در مورد خط لوله صلح سه راه‌حل وجود دارد كه عبارتند از:
1- احداث خط لوله در مسير پاكستان به هندوستان كه به دليل ناامني استان بلوچستان پاکستان ناپايدار و نامطمئن است.
2- ايجاد  خط لوله در هند و انتقال آن به پاكستان كه بسيار پر هزينه‌ است وشايد پاکستاني ها با خريداري گاز از اين طريق موافق نباشند.
3- جداسازي خطوط از يكديگر. در مرز ايران و پاكستان مي‌توان يك خط لوله به پاكستان و خط لوله ديگري از كف دريا به هند احداث کرد.
خط گازي را كه از عسلويه‌ تغذيه مي‌شود مي‌توان در مرز ايران به دو شاخه تقسيم كرد. يك خط  24 يا 30 اينچي را به پاكستان منتقل كرده و خط ديگر را از طريق خوابانيدن در كف دريا در عمق  250-200 متري به هند منتقل كنيم كه اين خط به شبكه‌ داخلي هند متصل خواهد شد. در اين صورت تنها حدود 20 كيلومتر از خط لوله 42 اينچي هند از آب‌هاي پاكستان در عمق  250-200 متر عبور مي‌كند. زماني كه خط لوله را از كف دريا جهت انتقال به هند عبور مي‌دهيم هيچ‌كس قادر نخواهد بود كه به آن آسيب برساند.
علت انتخاب عمق 250 متري دريا اين است كه از نظر قوانين‌ بين‌المللي تا عمق 200 متري آب، مرز آن كشور محسوب مي‌شود و بيش از اين عمق در واقع جزء آبهاي بين‌المللي خواهد بود. اگر كسي در عمق بيش از 200 متر مرتكب خلافي شود، بايد پاسخ‌گوي مرجع بين‌المللي باشد. اما استفاده از اين آب‌ها به اذن کسي نياز ندارد. لذا اگر خط لوله در عمق بيشتر از 200 متر نصب شود، جزء آب‌هاي پاكستان محسوب نخواهد شد.

2 ميليون دلار هزينه‌ي هر كيلومتر لوله‌ گذاري
نقصان در اطلاعات حرفه‌اي و اجرايي

خبرنگار:
آيا با اين شرايط استفاده از خط لوله در كف دريا هزينه‌ زيادي در بر نخواهد داشت؟
مهندس ابراهيمي اصل:
با مشاهده‌ چشم‌انداز تكنولوژي LNG، در 25 الي 30 سال آينده، احداث اين خط لوله به مراتب هزينه كمتري از LNG خواهد داشت. قرارداد فاز 12 پارس جنوبي به مبلغ 4/3ميليارد دلار منقعد شد. هزينه هر كيلومتر لوله 32 اينچ و خواباندن آن در كف دريا با پوشش هاي بتني حدود 2 ميليون دلار است.
خبرنگار:
طول خط لوله اين فاز در دريا چند كيلومتر است؟
مهندس ابراهيمي اصل:
سه خط لوله 32 اينچ، هر خط به طول 145كيلومتر از ميدان گازي پارس جنوبي تامحل اجراي فاز 12در منطقه تمبک
خبرنگار:
طول خط لوله از چابهار تا هند چند كيلومتر است؟
مهندس ابراهيمي اصل:
اين خط لوله 400 كيلومتر است كه هزينه‌ آن بيش از 750 ميليون دلار نخواهد بود.
كشتي‌ها به راحتي مي‌توانند لوله را در اين عمق نصب كنند. متاسفانه ما با نقصان قابل توجهي در اطلاعات حرفه‌اي و اجرايي مواجه هستيم كه ممكن است موجب اختلال در تصميم‌گيري‌ها شده باشد.

اگر عزم واراده‌ي ملي جزم شود و منابع لازم تخصيص پيدا كند، در صورتي كه يك مديريت حرفه اي، قدرتمند و اجرايي درPOGC وجود داشته باشد، علي‌رغم تمام تحريم ها با منابع ارزي داخل كشور، مي‌تواند تا آخر برنامه‌ 5 ساله پنجم،  توليد گاز را به 1500 ميليون مترمكعب در روز يعني 3 برابر ظرفيت‌ فعلي رساند

خبرنگار:
شما مديريت چند فاز پارس جنوبي را برعهده داشتيد؟
مهندس ابراهيمي اصل:
فازهاي 4 و 5 كه هر كدام 1 ميليارد فوت مكعب توليد داشتند و فاز 12 كه در واقع 3 فاز بود و 3 ميليارد فوت مكعب  در روز توليد خواهد كرد.  در حال حاضر دو سال است كه از زمان بهره‌برداري فازهاي 4 و 5 مي‌گذرد و فاز 12 نيز در حال اجرا  است.

خبرنگار:
به نظر شما اين امكان وجود دارد كه در نيمه چشم‌انداز بتوانيم به توليد 1400 ميليون مترمكعب گاز در روز دست يابيم؟
مهندس ابراهيمي اصل:
بله. اگر عزم واراده‌ي ملي جزم شود و منابع لازم تخصيص پيدا كند امكان پذير است. توجه كنيد فشار گازي كه از ميدان‌ پارس جنوبي توليد مي‌شود به قدري زياد است كه فاصله 130 تا 150 كيلومتر بين چاه تا پالايشگاه‌ را بدون نياز به كمپرسور طي كرده‌ و به ورودي پالايشگاه مي‌رسد. ما از ميداني با اين فشار زياد و با اين ظرفيت‌ بالا  كه 8 درصد كل گاز جهان را در خود دارد، گاز ترش‌ را مي‌گيريم، گوگرد يا سولفيد هيدروژن (H2S) را كه سمي است از آن جدا مي‌كنيم. پس از آن  گاز شيريني داريم كه  مي‌توانيم در خط  لوله از آن استفاده كنيم .البته هنوز اين گاز با خود اتان دارد كه  مي توانيم آن را به  پتروشيمي ببريم و از آن محصولات با ارزش‌ بالاتري بگيريم.
امروز اگر يك مديريت حرفه اي ، قدرتمند و اجرايي در  POGC وجود داشته باشد، علي‌رغم تمام تحريم ها با منابع ارزي داخل كشور، مي‌تواند تا آخر برنامه‌ 5 ساله پنجم،  توليد گاز را از ميادين گازي پارس جنوبي و شمالي به 1500 ميليون مترمكعب در روز يعني 3 برابر ظرفيت‌ فعلي برساند.

فازهاي (4 و 5) و (6 و 7 و 8 )
يك روز اختلاف در قرارداد
5/2سال تأخير در توليد
 هر روز حداقل 10 ميليون دلار زيان
مي‌خواهند با استفاده از گاز فاز1 مشعل پالايشگاه را روشن كنند در حالي كه به واقع يك سال ديگر آن‌جا راه مي‌افتد

 دقت كنيد كه قراداد فازهاي (4 و 5) و (6 و 7 و 8 ) با يك روز اختلاف بسته شده است. فازهاي 4 و 5 حدود 5/2سال است در حال توليد است ولي فازهاي 6 و 7 و 8 هنوز به توليد نرسيده است. به تازگي مي‌خواهند با استفاده از گاز فاز1 مشعل پالايشگاه را روشن كنند در حالي كه به واقع يك سال ديگر آن‌جا راه مي‌افتد، نزديك به 3 سال تاخير دارند، كه هر روز آن حداقل 10 ميليون دلار به زيان  كشور است. قيمت اجراي پروژه هم افزايش يافته  است.
خبرنگار:
اصلي‌ترين  دليل تأخير چيست؟
مهندس ابراهيمي اصل:
دلائل زيادي را مي توان برشمرد ولي عمده ترين دليل مشکل مديريتي در تامين به موقع منابع مالي است.

خبرنگار:
شما براي دست‌يابي به هدف چند برابر كردن توليد حداقل دو شرط بنيادين قائل شديد:
1- عزم واراده‌ي ملي جزم شود
2- منابع لازم تخصيص پيدا كند
در كارگاهي كه اخيراً در دفتر مطالعات خبرگزاري دانشجويان ايران، برگزار شد، آقاي آفريده عضو كميسيون انرژي مجلس شوراي اسلامي، در پاسخ به اين سوال كه چرا در 25 فاز پارس جنوبي بايد منتظر Finance باشيم و از منابع ارزي  خود استفاده نكنيم؟ توضيح دادند كه مطابق بودجه سال 1385، 11 درصد از محل فروش نفت دريا و 6 درصد از محل فروش نفت خشكي، به شركت نفت تعلق مي‌گيرد. بنابراين وزارت نفت بايد از «هنر مديريت» بهره‌مند شود.
 به اعتقاد شما آيا اين منابع تأمين كننده‌ي نياز سرمايه‌گذاري براي توليد بالاي گاز و اهداف بلندي كه وزارت نفت تدوين كرده‌است، هستند؟

1- خريد ابزارهاي استراتژيك
2- تربيت نيروي متخصص
3- مشاركت در  Finance و تامين منابع مالي و تشويق‌هاي مناسب براي پيمان‌كاران

مهندس ابراهيمي اصل:
اين منطق بي‌ارتباط با برخي از واقعيت‌ها نيست، اما بايد توجه كرد كه اين بودجه بايد صرف انجام سه كار شود:
1-  خريد ابزارهاي استراتژيك نظير Simulation Model كه بتواند با مدل سه بعدي يا چهاربعدي مخزن را تجزيه و تحليل كند، بايد نيروهاي  دانشگاه شريف و دانشگاه‌هاي ديگر را بسيج كنند و به آن‌ها آموزش دهند. همچنين اطلاعات دقيق simulation مخازن مختلف را در اختيار داشته باشند. اين Simulator  را در 2 يا 3 شركت بزرگ نفتي ديده ام.
ابزار ديگري كه بايد تهيه شود، دكل حفاري است ، به عنوان نمونه  بايد 3 يا 4 دكل حفاري دريايي و 2 يا 3 عدد جرثقيل بزرگ و سنگين پنج هزار تني خريد‌اري شود. اين‌ها ابزارها مورد نياز كشوري است كه داراي صد سال سابقه‌ي نفتي است. آيا مي‌تواند اين ابزار را خريداري نكند درست مانند شخصي كه هر روز براي اين‌كه غذا بخورد ظرف اجاره كند. اين ابزار بايد يك بارخريداري شود و خريد آن‌ها واجب و حائز اهميت است. اگر دولت بر اين اعتقاد باشد كه نبايد خود آن اين ابزار خريداري كند، بايد شركتي تاسيس و انجام اين كار را به بخش خصوصي يا به صندوق باز نشستگي نفت ويا به سازمان تامين اجتماعي و نظير آن محول كند.
2- گام دوم اين است ‌كه براي بخش‌هاي مذكور نيرو‌هايي را بايد تربيت کرد، به اين معنا كه نيروي‌هاي متخصص براي اين بخش‌ها تعيين شود و حتي اگر لازم باشد از متخصصين خارجي هم كمك گرفته‌ شود. در اين صورت مي‌توان به جاي حفر يك چاه، طي مدت 150 روز، هر 30 روز يك‌بار اين كار را انجام داد، اما به جاي پرداخت 500 هزار تومان حقوق 2  يا 3 ميليون تومان به نيروها پرداخت شود و در عوض اين ميزان حقوق از آن‌ها كار خواسته شود. اين مسئله مهم و بسيار حائز اهميت است.
3- در آخر هم اين پول بايد صرف مشاركت در  Finance و تامين منابع مالي شود همچنين بخشي از اين پول بايد صرف تشويق‌هاي مناسبي شود تا  زماني كه پيمانكار سر كار مي‌آيد، بتوان دستمزد مناسبي به آن‌ پرداخت كرد تا در مقابل بتوان درآمد كسب كرد.

هيچ صنعتي به اين اندازه درآمدزانيست
 بازگشت سرمايه بسيار سريع است
براي توسعه‌ي پارس جنوبي اكتفا به درآمد فعلي شركت ملي نفت كافي نيست، قطعاً به دارايي ارزي كشور نياز داريم
قطري‌ها 11 سال زودتر از ايران شروع به سرمايه‌گذاري در اين بخش كردند
 در حال حاضر در فاز‌هاي‌ 6، 7، 8 و فاز‌هاي  9 و 10  تاخير زيادي داريم

 بايد تاكيد شود هيچ صنعتي به اين اندازه درآمدزا نيست. به عنوان نمونه زماني‌كه در ميدان فاز پارس جنوبي يك چاه حفر مي‌شود، اين چاه روزانه حداقل 100 ميليون فوت مكعب گاز توليد مي‌كند. البته مي‌توان تا 150 ميليون فوت مكعب هم توليد كرد، اما اين كار به مخزن فشار وارد مي‌كند لذا 100 ميليون فوت مكعب ايمن است. اين ميزان توليد روزانه‌ي گاز به معناي توليد 5/2 ميليون متر مكعب در 10 روز است.
اين  گاز اگر در توليد برق ، پتروشيمي ، صنعت يا هر جاي ديگر به كار گرفته شود، ارزش بسيار زيادي دارد، و بازگشت سرمايه آن بسيار سريع است. اما در اين بخش  سرمايه و منابع مالي به عنوان كاتاليزور كار است.
در اين صورت اگر ما با اين پرسش مواجه ‌شويم كه آيا به دارايي ارزي كشور براي توسعه اين 25 فاز نياز است يا خير؟ اعتقاد من اين است كه قطعاً براي انجام اين كار به دارايي ارزي كشور نياز داريم. به معناي ديگر 11 درصد از محل فروش نفت دريا و 6 درصد از محل فروش نفت خشكي  كافي نيست، اگرچه تا اندازه‌اي به راه‌اندازي يك سيستم كمك مي‌كند، اما براي جبران عقب افتادگي كشور در دوره‌ي جنگ تحميلي و بعد از آن كه كشور درگير جنگ بود و هيچ سرمايه‌گذاري در اين زمينه صورت نپذيرفت، كافي نيست. در حالي كه كشور قطر در آن زمان دراين بخش سرمايه‌گذاري كرد به تعبير ديگر قطري‌ها 11 سال زودتر از ايران شروع به سرمايه‌گذاري در اين بخش كردند و پس از آن هم  اگرچه پروژه‌هايي انجام شد، اما تاخيراتي در آن‌ها وجود دارد. به عنوان نمونه در حال حاضر در پروژه‌ 6، 7، 8 وپروژه  9 و 10  تاخير زيادي داريم.

هزينه‌ي كل پروژه: 6/2 ميليارد دلار
خسارت ناشي از تأخير: 6/3ميليارد دلار در سال

توسعه فاز 11 ، بازيچه‌ي توتال
shell در فاز 13، مدت 8 سال است كه وزارت نفت را سركار گذاشته‌ است

 فاز‌هاي فازهاي 6، 7 و 8، با سه سال تأخير مواجه است، تاخير اين سه فاز در روزانه با قيمت فعلي موجب 10 ميليون دلار عدم النفع كشورمي شود . به اين دليل كه گاز اين فازها ترش است، اين ضرر10 ميليون دلاري سالانه معادل حدود 6/3  ميليارد دلاراست، در حالي كه  كل پروژه‌ حدود 6/2 ميليارد دلار بوده است. در حال حاضر فازهاي 9 و 10 نيز تاخير دارد، فاز 11 وسيله‌ي بازي Total شده است! جالب است بدانيد، شرح خدمت فاز 11 و 12 مانند هم است، با اين تفاوت كه فاز 11 در اختيار total و فاز 12 در اختيار پتروپارس قرار گرفته است، ما فاز 12 را با هزينه‌اي معادل 4/3 ميليارد دلار در اختيار گرفتيم و هم‌اكنون در حال انجام آن مي باشند. اولين قيمت پيشنهادي Total براي فاز 11، 3/2  ميليارد دلار بود، پس از آن قيمت 4/3 ميليارد دلار را اعلام كرد و هم‌اكنون به علت فشارهايي كه آمريكا وارد كرده است قيمت فاز 11را بيشتر از 3/4 ميليارد دلار اعلام نموده است.
 شرکت Total  فقط زمين را در اختيار گرفته است اما هيچ کارمهمي بر روي آن انجام نداده است. shell هم مانند Total با اين مسئله بازي مي‌كند، به عنوان نمونه شركت shell  فاز 13 را در اختيار گرفته است، هم‌اكنون مدت 8 سال است كه وزارت نفت را سركار گذاشته‌ است، زمين را گرفته اما هيچ كاري انجام نداده است، البته كار مهندسي آن را انجام داده اما در رابطه با عملياتي کردن کار هيچ اقدامي نمي‌كند، به اين علت كه از لحاظ سياسي نمي‌خواهند اولويت‌ توليد با ايران باشد.

خبرنگار:
فازهاي 1، 2 و 3 توسط چه شركت‌هايي انجام شد؟

مهندس ابراهيمي اصل:
 فاز1 در اختيار سازمان گسترش و نوسازي صنايع ايران بود، فازهاي 2 و 3 راشرکت  Total انجام داد. فازهاي مذكور و فازهاي 4 و 5 نيز كه توسط شرکت ENI و شرکت پتروپارس اجرا شده است افتتاح شده و در حال توليد هستند.

خبرنگار :
فاز 14و فازهاي بعدي در چه مرحله‌اي قرار دارند؟

مهندس ابراهيمي اصل:
فاز 14 GTL بود كه قرار بود ساسول با مشاركت پتروشيمي اين طرح را اجرا كند كه به علت فشارهاي آمريكا به شرکت ساسول آفريقاي جنوبي فعلاً انجام نشده است. فازهاي 15 و 16 در اختيار قرارگاه خاتم النبياء است. فازهاي ( 17، 18)، ( 19 ،20)، (21، 22)  و ( 23و 24) فازهايي هستند كه هر دو فاز به صورت يك فاز يا گروه در نظر گرفته شده  است. اين 4 فاز در مراحل مذاكره و گفتگو و واگذاري به سازمان گسترش وبنياد مستضعفان است.

 توانايي انجام  تمام مراحل در داخل كشور وجود دارد
اگر  به جاي اين‌كه منتظر ساسول و شل و توتال مي‌نشستيم با  منابع داخلي  به دنبال اجراي اين پروژه‌ها مي‌رفتيم، به نفع ما نبود ؟

بايد واگذاري و انجام فازهاي مذكور طوري در نظر گرفته شود كه به هيچ عنوان به ضرر كشور تمام نشود. افرادي كه قرار است فعاليت‌هاي مذكور را انجام دهند بايد از تخصص اين كار برخوردار  باشند تا بتوانند در مورد جزييات آن با مسئولان كشور صحبت كنند. با در نظر گرفتن اين تأخير‌ها اگر  به جاي اين‌كه منتظر ساسول و شل و توتال مي‌نشستيم با  منابع داخلي  به دنبال اجراي اين پروژه‌ها مي‌رفتيم، به نفع ما نبود ؟

تاكنون هيچ وزيري در صنعت نفت با تحصيلات تخصصي مهندسي نفت وگاز نبوده‌ است

توانايي انجام  تمام مراحل در داخل كشور وجود دارد و انجام آن امكان پذير است اگر شايسته سالاري مبناي تصميم گيري و تعيين مديران ومجريان طرح ها باشد.
به اين نكته توجه داشته باشيد اشكال كار در اين جاست كه افرادي كه پيش از اين در نفت سابقه و تجربه‌اي نداشتند و هيچ پروژه‌ي اجرايي سنگيني را اجرا نكرده‌اند و تخصص آن‌ها هم نفت نيست ، طبيعي است  نفت را نيز نمي‌شناسد و دانش‌ آن را ندارد و اگر مرعوب خارجي‌ها هم باشد فكر مي‌كند آن‌ها بت هستند و هر چه در قيمت و تكنولوژي مي‌گويند درست است، لذا هم در قيمت‌ و هم در تكنولوژي‌ مي‌بازيم. اشكال ديگري كه در صنعت نفت وجود دارد، اين است كه تاكنون هيچ وزيري در صنعت نفت با تحصيلات تخصصي مهندسي نفت وگاز نبوده‌ است. در اين فاصله هم به اين علت كه آقايان مسلط به بحث تخصصي نفت نبودند،‌ يك جريان رانت‌خور و ويژه‌خوار بوجود آمد و از نفت و پتروشيمي و اجراي پروژه‌ها و نظير آن سوء‌استفاده ‌ كردند. تنها چيزي كه در اين ميان مظلوم مانده است در واقع بدنه‌ي حرفه‌اي و كارشناسي صنعت است كه به آن بها داده نشده‌ است. همچنين فضاي فرصت مناسبي براي رشد كارشناسان،  پيمانكاران و سازندگان تجهيزات داخلي مهيا نگرديده است.

مقررات را به گونه‌اي سامان‌دهي كرده‌اند كه كار را با هر قيمتي در اختيار خارجيان قراردهند و ته مانده‌اش را ايراني‌ها جمع كنند

 پيش از اين عنوان مي‌شد ما قراردادها را به خارجيان واگذار مي‌كنيم، شرکت هاي خارجي براي خود يك شريك ايراني براي فعاليت هايي که در ايران قابل اجرا است پيدا کنند. پيمانکاران ايراني  بايد با شركت‌هاي خارجي بصورت دست دوم  Secondhand ياJoint Venture  شوند. با ايراني‌ قرارداد بسته نمي‌شد، سازو كارهم اين چنين بود كه پروژه‌ها را آنقدر بزرگ تعريف ميکردند كه مانند قرارداد بيد‌بلند 2 معادل 5/4 ميليارد دلار مي‌شد كه هيچ پيمانكار ايراني پيدا نمي‌شد كه اگر برنده شود، با دريافت 10 درصد پيش‌پرداخت  كار را تحويل بگيرد و براي 450ميليون دلار ضمانت نامه دهد. هيچ بانك ايراني‌هم وجود نداشت كه بتواند بيش از 30 ميليون دلار ضمانت دهد، البته اگر تمام بانك‌ها هم  كنسرسيوم شوند، نمي‌توانند ضمانت‌نامه اين كار را بدهند. بنابراين عملا فرصت سوزي و واگذار نكردن كار به داخل يك استراژي بوده است.
به معناي ديگر  نواقصي در قوانين داخلي كشور وجود دارد كه باعث شده است  كار را به يك ايراني ندهند. بايد تاكيد كنم مقررات را به گونه‌اي وضع كرده‌اند  كه كار را به خارجيان بدهند. البته به بيان صريح تر بايد گفت: مقررات را به گونه‌اي سامان‌دهي كرده‌اند كه كار را با هر قيمتي در اختيار خارجيان قراردهند و ته مانده‌اش را ايراني‌ها جمع كنند.

تا كنون تنها وضع موجود در نفت اداره شده است
بايد‌هاي انتخاب يك وزير

آقاي دكتر احمدي‌ نژاد، خوشبختانه چنين انديشه‌اي ندارد. ايشان معتقدند كار را بايد به ايرانيان واگذار كنيم،  به شركت‌هاي ايراني اعتماد كنيم و  نهايت اعتماد را به مديران جوان داشته باشيم، اين فكر، فكر بسيار خوبي است، اما هنوز اجراي نشده است و بايستي اين تفکر با پيگيري، جديت واعتقاد واقعي در صنعت نفت وگاز پتروشيمي و پخش و پالايش کشور عملياتي شود.
تا كنون تنها وضع موجود در صنعت نفت اداره شده است. هم‌اكنون قرار است وزير جديدي براي وزارت نفت تعيين شود، وزير جديد بايد مديري باشد كه تفكر سيستمي و قدرت تجزيه و تحليل مسائل استراتژيك را داشته باشد. همچنين وي بايد به ساخت داخل اعتماد ، به كاركارشناسي و به پيمانكار و سازندگان داخلي اعتماد داشته باشد. وزير جديد وزارت نفت بايد ريسك‌پذير باشد، فرصت خلق کرده و اعتماد كند، در اين صورت كار‌ها راه مي‌افتد و به سرعت پيشرفت خواهد كرد. وزير جديد بايستي قدرت تغييرات اساسي و بنيادي را داشته باشد و دچار روز مرگي نگردد وباج ندهد.

جريان مافياي نفت در بخش‌هايي از خارج کشور و مربوط به شركت‌هاي بزرگ است. شركت‌هاي بزرگ مافياي نفتي هستند، اين شركت‌ها عمدتاً انگليسي، ايتاليايي و يا فرانسوي‌اند اما اگر به لايه‌ي پشتي‌ آن‌ها دقيق تر نگاه شود اين نتيجه حاصل مي‌شود كه سهام داران يا مديران اصلي آن آمريكايي هستند. در مقابل اين شركت‌هاي مافيايي، صنعت نفت ايران نياز به يك سيستم هوشمند و توانمند دارد. سيستمي كه داراي تفكر طراحي، ساخت و خودكفايي باشد نه به اين معنا كه همه كاررا خودمان انجام دهيم بلكه به معناي استفاده از ظرفيت‌هاي اقتصادي درون كشور وهمچنين نه به اين معنا كه در‌ها را ببنيديم و بگوييم همه‌ كار را خودمان بلديم. بايد بعضي كارها را انتخاب كنيم. اما به عنوان نمونه اگر كاتاليست خوبي توليد يك شركت معتبر خارجي است يا زماني كه  valve خوب خوبي در خارج توليد مي‌شود، آن را خريداي مي‌كنند و مورد استفاده قرار مي‌دهند، لذا به لحاظ فني و اقتصادي  بايد بتوانيم با يك تفكر استراتژيك، فضايي را خلق كنيم كه صنعت نفت و گاز لوكوموتيو توسعه‌ي كشور باشد، نه اينكه منابع ملي و ثروت كشور را فروخته و آن را بخوريم. وضعيت كنوني  مثل آن است كه آدم يك كليه‌ا‌ش را مي‌فروشد و با پول آن زندگي ‌كند.
براي اين‌كه به اين هدف برسيم، نيابد اين‌گونه باشد كه به افرادي مسووليت  بخش‌هاي مختلف اين صنعت را دهيم كه دوستمان باشد، رفيقمان باشد، هم كلاسي‌مان باشد، هم دانشكده‌اي‌مان باشد، بچه‌ي خوبي باشد و حرفمان را گوش كند. بايد قدري از اين قالب وسيع‌تر فكر كنيم بايد يك نفر را بگذاريم كه بتواند لوكوموتيو توسعه صنعتي و اقتصادي كشور را هدايت كند، ديد كلان و استراتژيك‌ داشته باشد، مفاهيم و تكنولوژي‌ تخصصي و تكنولوژيكي را بفهمد، سالم ،مدير، مجرب، توانمند،هوشمند،خلاق، ريسک پذير با سعه صدر، برنامه ريز و مسئوليت پذير باشد.

 درباره‌ي مراحل اجرايي يك فاز ميدان پارس جنوبي

1- سكوها
ساخت داخل: 11 تا 14 ماه
ساخت خارج: 4 تا 5 ماه

خبرنگار:
آقاي مهندس براي ما توضيح دهيد، مراحل انجام يك پروژه فاز پارس جنوبي چيست و انجام چه بخش‌هايي از آن، در توان نيروهاي داخلي است؟
مهندس ابراهيمي اصل:
براي اجراي يك فاز پارس جنوبي كه توان  توليد 25 ميليون متر مكعب گاز  يا يك ميليارد فوت مكعب گاز در روز را داشته باشد، در وهله‌ي اول به يك سكو نياز داريم.
 سكو داراي چهارپايه است كه هريك از پايه‌ها حدود 60 الي 70 متر طول دارد و وزن آن حدود 2000 تا 2500 تن است.  روي آن سيستم‌هاي كنترل و ايمني ، برق و مجموعه‌اي از مخازن واقامتگاه پرسنل و جايي كه كشتي بتواند در كنار آن پهلو بگيرد وجود دارد.
امكان ساخت اين سكوها در شركت صدرا، كشتي‌سازي خليج فارس و  صنايع دريايي و شركتي ديگر در قشم وجود دارد.
طراحي، ساخت و تحويل سكو در كشورهاي ديگر، به 4 تا 5 ماه زمان نياز دارد، اما در كشور ما به علت بوروكراسي زياد، اين فرآيند 11 تا 14 ماه طول مي کشد. خريد مواد اوليه (Material)، گشايش اعتبار ( LC)، خريد اجناس‌، حمل و نقل و  گمرك در اينجا به كندي صورت مي‌گيرد.
براي طراحي اين سكوها نرم افزارهاي تخصصي اي وجود دارد كه به وسيله آن ها مجموعه‌ي حدود 60 داده در حوزه‌هاي ژئوتكنيك، عمق آب، طول موج وساير مشخصات فني را محاسبه نموده و سكو  طراحي مي‌شود.

 2- دكل حفاري
هر چاه 40 روز
استات اويل ركورد 29 روزه دارد

 بعد از آن‌كه سكو ساخته شد، يك دكل حفاري روي آن قرار مي گيرد. يك دكل حفاري بايد 12 حلقه‌ چاه انحرافي بزند كه اگر دكل حفاري خوب و تيم حرفه اي باشد، براي حفر هر چاه انحرافي حدود 40 روز زمان لازم است. البته شركت استات اويل ركورد 29 روز زمان براي حفر هر چاه در ميدان گازي پارس جنوبي را نيز دارد.
خبرنگار:
 تكنولوژي دكل‌هاي حفاري در دسترس است؟ وتوضيح دهيد كه آيا اين دكل‌ها را مي‌توان در داخل ساخت؟

200 ميليون دلار هر دكل
دكل به مثابه ابزار كار صنعت نفت و گاز است؛ اما مي روند پيمانكار مي‌گيرند، پول بيشتري مي‌دهند، هزينه‌ بالاتري مي‌ كنند، اشكال در اينجاست
حداقل به 4 دكل حفاري دريايي نياز داريم

ابراهيمي اصل:
بله مي توانيم بسازيم ولي به علت فوريت وضرورت تسريع توليد از ميادين گازي ونفتي مشترک در خليج فارس  وتاخيراتي که داشته ايم درکوتاه مدت دكل‌ها را مي‌توانيم به قيمت حدود  200ميليون دلار از خارج بخريم، اما اين كار را انجام نداده اند. دكل به مثابه ابزار كار صنعت نفت و گاز است. اما مي روند پيمانكار مي‌گيرند، پول بيشتري مي‌دهند، هزينه‌ بالاتري مي‌ كنند، اشكال در اينجاست.
در حال حاضر حداقل به چهاردكل حفاري دريايي نياز داريم، تعدادي دكل داريم، دو، سه تا نيز مي‌توانيم اجاره كنيم، تا چاه‌ها را حفر كنيم. نبايد معطل اين ابزار باشيم، بايد هرچه زودتر چاه‌ها را حفر كنيم. كما اينكه استات اويل در فازهاي 6 ، 7 و 8 ، چاهايش را به موقع زد و در حال حاضر از برنامه‌ هم جلوتر است.
ما يك دكل خارجي اجاره نموديم و به همراه دكل شهيد رجايي، حفر چاه‌هاي  فازهاي 4 و 5 را تمام كرديم.

3- لوله گذاري
كشتي ها مي‌توانند 5/2 تا 4 كيلومتر در روز لوله‌گذاري انجام دهند، كشتي‌هايي نيز وجود دارند كه مي‌توانند تا 12 كيلومتر در روز لوله‌گذاري ‌كنند
اصلا تكنولوژي پيچيده‌ و غير قابل دسترسي‌اي ندارد
يك شركت ايراني‌  در بدترين شرايط، مي‌تواند روزانه حداقل 5/2كيلومتر لوله‌گذاري كند

مرحله بعد لوله‌گذاري كف درياست. يك لوله 32 اينچي، 105 كيلومتر تا عسلويه و 145 كيلومتر تا منطقه‌  تمبک طول دارد. اين خط لوله را نيز داخلي‌ها مي‌توانند بسازنند، پوشش (Coating) لوله ها را در  كارخانجات لوله سازي اهواز، ساوه و شركت صدف و صدرا انجام مي‌دهند. در خرمشهر 3 كارخانه داريم كه مي توانند پوشش داخلي لوله (Coating) را انجام دهند.
كشتي لوله‌گذار را نيز شركت صدرا ساخته است، همچنين مي‌توانيم آن را اجاره كنيم. اين كشتي ها مي‌توانند 5/2 تا 4 كيلومتر در روز لوله‌گذاري انجام دهند، كشتي‌هايي نيز وجود دارند كه مي‌توانند تا 12 كيلومتر در روز لوله‌گذاري كنند، اين بخش از پروژه نيز اصلا تكنولوژي پيچيده‌ و غير قابل دسترسي‌اي ندارد. لوله‌ها را آماده نموده و در روي عرشه‌اي مي‌گذارند و روزي 10 كيلومتر لوله گذاري مي‌كنند. 145 كيلومتر لوله گذاري را طي 15 روز تا 20 روز و با تجهيزکارگاه روي کشتي  وبرچيدن آن يك‌ماهه اجرا مي‌كنند.
يك شركت ايراني‌  در بدترين شرايط، مي‌تواند روزانه حداقل 5/2كيلومتر لوله‌گذاري كند. قدري زمان طولاني‌تر مي‌شود اما کار شدني است و زمان اجراي خط لوله در مسير بحراني قرار نمي گيرد ، خصوصاً اگر به موقع خريد لوله ها انجام شود.
گلوگاه هم نيست، يعني مي‌توانيم به سرعت لوله گذاري را اين طرف انجام بدهيم و‌ آن طرفش را ببنيديم تا در كف دريا بنشيند، هر وقت چاه‌ها آماده شد، يك غواص پايين رفته و شير را باز مي‌كند.

4- احداث پالايشگاه
همه تجهيزات شيرين سازي از ابتدا تا انتهاي طرح  را نيز مي‌توان 18 ماهه در ايران ساخت

مرحله بعد احداث پالايشگاه‌ گاز است كه مهم‌ترين كار در آن شيرين‌سازي گاز يا به عبارتي گرفتن سولفيد هيدروژن (H2S) از گاز ترش است. سولفيد هيدروژن (H2S) مخزن پارس جنوبي بين 2500 تا  PPM4000 است. براي گرفتن سولفيد هيدروژن(H2S)  تكنولوژي‌هاي مختلفي وجود دارد كه شركت‌هاي Shell، ‌BSFT، ELF ،BSF، W.P ، لورگي ، پژوهشگاه‌ صنعت نفت و شركت‌هاي ديگري اين تكنولوژي را با قيمت‌هاي متفاوت در اختيار ما مي‌گذارند.
 در هر فاز، با ظرفيت‌ 1 ميليارد فوت مكعب روزانه، 200 تن گوگرد به دست مي‌آيد.
با استفاده از روش ‌ گوگرد زدايي به ‌ راحتي سولفيد‌هيدروژن‌ (H2S) را از گاز جدا كرده و گاز شيرين شده  را وارد خط لوله مي‌كنند. سابقه اين كار در دنيا به  100 سال مي‌رسد . در پالايشگاه‌ آبادان نيز گوگرد زدايي ( Sulfur recovery plant ) انجام مي شد. اجراي اين طرح 18 ماه طول مي‌كشد، همه تجهيزات از ابتدا تا انتهاي طرح  را نيز مي‌توان در ايران ساخت.

متاسفانه تاكنون به سازنده‌ داخلي اعتماد نكرده ايم
استراتژي ما بايد شريك شدن(Joint) پيمان‌كارهاي ايراني با يكديگر باشد، نه آنكه كار را بزرگ كنيم كه فقط خارجي‌ها بتوانند انجام دهند

خبرنگار:
18 ماه براي ساخت در داخل ؟
ابراهيمي اصل:
بله،متاسفانه تاكنون به سازنده‌ داخلي اعتماد نكرده ايم، اگر به سازنده داخلي پول بدهيم و اذيتش نكنيم، مي‌تواند اين كار را انجام دهد.
جلسه‌اي با 270 تن از مشاورين و سازندگان تجهيزات كه در صنعت نفت ، گاز و پتروشيمي كار كرده اند داشتم. حدودا  10 ساعت راه‌كارهاي توسعه صنعت پتروشيمي را خيلي باز براي آن‌ها مطرح كردم و به آن‌ها اطمينان دادم كه در قسمت‌ مشاورين بيايند، كارهاي مهندسي پايه ، طراحي  و تهيه و نقشه‌ها را ازBasic تا FEED و تا Design  Detail انجام بدهند.
استراتژي ما بايد اين باشد كه  پيمان‌كارهاي ايراني با هم شريك (Joint)شوند تا كار بصورت حرفه اي بين آنها تقسيم شود. نه آنكه كار را بزرگ كنيم كه فقط خارجي‌ها بتوانند، انجام دهند. 
آب و برق (Utility) را بايد به صورت يک بسته اي ،مخازن را در يك  بسته جدا و پالايشگاه را در يک بسته جداي ديگر، به مناقصه بدهيم. همچنين فرآيندها (Process)، گوگرد زدايي  (Sulfur recovery) و... را به شركت هاي مختلف بسپاريم. مجموعا 5 الي 6 قسمت مي شود كه مي توان در قالب كنسرسيوم اين فعاليت ها را انجام داد.
سازندگان‌ تجهيزات نيز به توليد و ساخت لوله، شير، اتصالات ، ابزار دقيق، كابل، مخزن و ... بپردازند. نگرش من اين بوده وهست كه ‌ ساخت داخلي را توانمند كنيم، بر فرض اين‌كه تحريم شويم و هيچ كمك خارجي نيز به ما نشود . اگر از نظر ذهني به دنيا وابسته نباشيم يا منافع شخصي را بر مصالح ملي  اولويت‌ نداشته باشد، مي‌توانيم تصميم‌ سالم بگيريم. سلامت حرف اول را در مديريت‌ مي‌زند؛ بنابراين اگر در مجموع  مراحلي كه توضيح دادم ،  خوب عمل كنيم از روز شروع تا خاتمه توليد، با ظرفيت‌ 100 درصد پالايشگاه حداکثر 5 سال زمان مي برد که قسمت شيرين سازي آن حدود 18 ماه و در همين مدت 5 سال مي باشد. اما دولت سرمايه خود را در بانك‌هاي خارجي مي‌گذارد و يك بهره‌ حداكثر 5/1 تا 2درصد مي‌گيرد كه هر لحظه ممكن است آن را مصادره كنند.

درباره‌ي ساختار مخزن پارس جنوبي 

خبرنگار:
درباره‌ي ساختار مخزن پارس جنوبي بيشتر توضيح دهيد.
مهندس ابراهيمي اصل:
8% گاز دنيا در بخش قطري مخزن پارس جنوبي است، البته از نظر مساحت يك سوم مساحت سمت ايران و دو سوم مساحت مخزن سمت قطر است؛ يعني از 9700  كيلومترمربع مساحت مخزن، 3700كيلومترمربع سمت ايران و6000كيلومترمربع سمت قطراست؛ اما ضخامت لايه هاي طرف ايران به دليل آن كه ميدان گازي پارس جنوبي در تداوم ارتفاعات زاگرس قرار دارد، بيشتر است. به اين ترتيب  در ايران حجم مخزن طوري است كه با حجم مخزن آن طرف برابراست. قطر تنها به لايه‌هاي مخزني پايين k3 و k4 دسترسي دارد، در حالي كه ما مي‌توانيم از چهار لايه k1 و k2 و k3 و k4 توليد مي‌كنيم.
K-1، K-2، K-3 و K-4، 4ناحيه (Zone)‌ هستند كه گاز در آنها وجود دارد. لايه‌هاي K-1 و K-2 تنها در ايران است و در قطروجود ندارد. K3 و k4 مشترك هستند. يك راهرو (Corridor) بين دو تا مرز ( 5 كيلومتر اين سمت و 5 كيلومتر آن طرف ) در حاشيه مرزي قرار دارد که اگر چاه انحرافي در اين کريدور حفر نشود خطر مهاجرت گاز بشدت کاهش مي يابد.
مطالعات زمين‌ شناسي و اين مخزن را ديده‌ام. در ايران لايه سنگ مخزن ضخيم است. آن طرف لايه‌هاي باريک تر ولي طولاني تر است.
خبرنگار:
در حال حاضر پروژه‌هاي پارس جنوبي روي لايه‌هاي K-3 و K-4 اجرا مي‌شود؟
مهندس ابراهيمي اصل:
دقيقا همين‌طور است، به اين علت كه در حال حاضر اولويت‌ كشور بهره‌برداري از لايه مشترك با قطر است. 15 يا 20 سال بعد امكان دارد به علت افت فشار مخزن، لايه‌ بعدي را باز كنيم که البته ميزان گوگرد ( H2S) بالاتري نيز دارد.

قطر دو برابر بيش‌تر از ما برداشت كرده است

خبرنگار:
روند برداشت قطر از مخزن چگونه بوده است، آن را با روند برداشت ما مقايسه كنيد و توضيح دهيد كه چگونه مي‌توانيم با افزايش سرعت پروژه‌ها، سهم خودمان را ازاين ميدان در برابر قطر به دست آوريم.
مهندس ابراهيمي اصل:
قطري ها با سرمايه گذاري و مشارکت غربي ها يازده سال زود تر از ما سرمايه گذاري و توليد را شروع کرده اند و طرح هاي گسترده اي هم براي افزايش توليد وصادرات به صورت GTL و LNG و ميعانات گازي و محصولات پتروشيمي دارند. آن‌ها تاکنون تا دوتا برابر بيشتر از ما برداشت كرده اند. ما بايد در آن‌جا طوري توليد كنيم كه سهم برداشت ما و سهم برداشت قطر مساوي باشد  ما در حال حاضر از پنج فاز اول روزانه حداقل 125 ميليون متر مکعب گاز توليد مي کنيم و انشاءا... پس از راه اندازي 5 فاز دوم به توليد حداقل معادل 250 ميليون متر مکعب در روز خواهيم رسيد و در صورت سرمايه گذاري و اجراي به موقع طرح هاي مصوب در فاز هاي بعدي، عقب افتادگي تجمعي ناشي از تاخير 11 ساله در شروع کار در ميدان گازي پارس جنوبي قطعاً جبران مي شود.

نبايد سراغ رقابت منفي با قطر برويم
ضرورت انجام مذاكره براي هماهنگ كردن دبي توليد و فشار توليد دو كشور
امكان آسيب رساندن به مخزن، در اثر برداشت غيرحرفه‌اي ناشي از رقابت

خبرنگار:
بسياري از كارشناسان، معتقدند كه دولت بايد همزمان با تسريع در اجراي پروژه‌هاي پارس جنوبي، براي برداشت مشترك با قطر با اين كشور مذاكره كند.
مهندس ابراهيمي اصل:
درست است. ما اصلا نبايد سراغ رقابت منفي برويم، البته وقتي 8% ذخائر شناخته شده گاز دنيا اين‌جاست و 8% آن‌جا و آن‌ها زودتر از ما شروع به بهره‌برداري كرده اند، ما بايد بتوانيم، كارمان را به موقع تمام كنيم. اما اگر مذاكراتي با قطري ها داشته باشيم كه دبي توليد و فشار توليد را با هم هماهنگ كنيم، در اين صورت گاز نه از مخازن ما به سمت قطر مي‌ رود و نه از مخازن قطر به سوي ما مي‌آيد. اين رقابت‌ منفي كه بين ما و قطري ها شكل گرفته است كه آن‌ها زودتر از ما شروع كرده اند و برداشت مي كنند، باعث مي‌شود كه تخليه بهينه‌ از ميدان صورت نگيرد. لذا اگر به طور غيرحرفه اي و بيش از ظرفيت‌ استاندارد توليد شود به مخزن آسيب‌ مي‌رسد. آمريكايي‌ها و انگليسي‌ها از آن طرف دارند چاه‌هاي زيادي در لايه‌هاي مشترك اين ميدان حفر مي‌كنند و  ما را در يك رقابت‌ منفي با قطر انداخته اند.

چاه افقي نزده‌ايم

خبرنگار:
وضعيت استخراج دو طرف به ويژه در منطقه‌هاي مرزي و امكان فرار گاز به سمت قطر را چگونه ارزيابي مي‌كنيد؟
مهندس ابراهيمي اصل:
مي‌دانيم كه براي قضاوت درباره‌ي يك ميدان بايد آن را از لحاظ ظرفيت‌ ذخيره ، تخلخل (Porosity)، نفوذ‌پذيري (Permeability) و ساختار(Structure) مخازن بررسي كنيم .
در يك شعاع، 5 كيلومتري از خط مرزي به اين طرف، ديگر فرار گاز از يك سمت به سوي ديگر معني ندارد. در ‌جايي كه مرز مشترك است ، ما در يك سمت و قطري ها در سمت ديگر سكو زده‌اند و هر دو حفاري مي‌كنيم؛  چاه هاي انحرافي نيز وجود دارند. در روي زمين دو سكو از يكديگر فاصله دارند ولي در زير زمين، از ان‌جايي كه چاه‌ها، انحرافي هستند، بسيار نزديك به هم بوده و از يك منطقه محدود تغذيه مي‌كنند.
اما چاه‌هاي انحرافي‌اي كه در ميان دو خط مرزي - يعني 5 كيلومتر اين سمت و 5 كيلومتر آن طرف- قرارد ارند، حداكثر مي‌توانند 1500 متر انحراف داشته باشند. مگر اينكه چاه افقي بزنيم كه تا به حال نه ايران و نه قطر هيچ‌يك در اين منطقه چاه افقي نزده ايم.

 در ناحيه‌ي پنج كيلومتري مرزي ميدان پارس جنوبي چه اتفاقي بايد بيافتد

خبرنگار:
آقاي دكتر سعيدي عنوان مي كردند كه فازهايي كه نزديك قطر است را 150 كيلومترمربعي تعريف كرده‌ايم ولي فازهاي بعدي را 100 كيلومترمربع طراحي كرده‌ايم، در حالي كه بايد فازهاي نزديك قطر را 100 كيلومترمربع تعريف مي‌كرديم.
مهندس ابراهيمي اصل:
 منظور آقاي دکتر سعيدي کاهش مساحت بلوک هاي تعيين شده براي فازهاي مختلف از 150 کيلو متر مربع به حدود 100 کيلومتر مربع بوده است يا به عبارت ديگر افزايش تعداد سکوها و حفر چاه هاي انحرافي بيشتر در هر بلوک و در هر فاز که با توجه به نتايج لرزه نگاري سه بعدي و بررسي وضعيت مخزن و مسائل حقوقي و قراردادي با سرمايه گذاران و پيمانکاراني که در قالب قرار دادهاي بيع متقابل کار مي کنند و ظرفيت سازي در خشکي و تعيين کريدورهاي عبور لوله ها از کف دريا به سمت تاسيسات ساحلي امکان پذير است و بايستي با مطالعه فني و اقتصادي و  قراردادي و حقوقي تصميم گيري شود.
دو استراتژي‌ وجود دارد. يكي اين‌كه در خط مرزي، شما مي‌توانيد تعداد سكوها را افزايش دهيد. به‌طور مثال به جاي 1 يا 2 سكو، تعداد سكوهاي بيشتري بزنيد. البته بايد وضعيت فني و حقوقي مخزن را محاسبه كنيم، فرار گاز نه ازاين سو به سمت كشور قطر و نه از سمت قطر به سمت كشور ما نبايد رخ دهد. بايد حرفه‌اي و با وجدان رفتار كنيم. به عبارت ديگر از آن سمت هم به اين طرف نمي‌خواهيم گاز مهاجرت نمايد. بنابراين به اعتقاد من نبايد به هيچ وجه با قطر رقابت منفي داشت، بلكه بايد ضمن همكاري، به ايجاد كميته‌ مشترك فني نيز اقدام كرد.
در ناحيه‌ مرزي ايران و قطر بايد در محيطي به شعاع 5 كيلومتر از خاك هر كشور يك مدل سه بعدي وجود داشته باشد. همچنين بايد به ايجاد يك مدل 4 بعدي اقدام كرد كه هم از نظر مهندسي مخزن  و هم از نظرزمان، آمار توليد در روز را بررسي كند و با  شبيه سازي‌كردن (simulation)‌ مخزن از مهاجرت گاز از محدوده هر كشور به سمت كشور ديگر جلوگيري كنيم. اين امر به يك پنل (Panel) مخصوص و كادر ديپلمات قوي نيازمند است. بايد در سطوح بالا با كشور قطر گفت‌و گويي داشته باشيم. سفيران بايد توجيه شوند.

تمام اطلاعات موجود است، تنها به يك هماهنگي سياسي نياز است
اگر قطري ها حاضر به همكاري نباشند، بايد به گفته‌ي‌ دكتر سعيدي عمل كرد
چاه‌هاي خشكي تعطيل، از ميدان مشترك استفاده شود

براي شبيه سازي كردن ، در مرز هر كشور "لرزه‌نگاري سه بعدي" انجام شده است كه مسوول اجرايي آن يك شركت فرانسوي بوده است. لذا مدل هر دو كشور تعيين شده و اطلاعات به دست آمده هر دو كشور نيز به صورت كامل و شفاف موجود است. در واقع براي همكاري مابين دو كشور به لحاظ فني هيچ‌ مشكلي وجود ندارد و تنها به يك هماهنگي‌ سياسي نياز است. اگر آن‌ها حاضر نباشند بر اين اساس، عمل كنند، در آن صورت گفته‌ي آقاي دكتر سعيدي صحيح خواهد بود. در برخي ازبلوك هايي كه مساحت بيشتري از آن‌ها در اختيار ماست تنها يك سكو ايجاد كرده‌ايم. لذا بايد تعداد اين سكوها را افزايش داد و از طريق لوله‌كشي گاز را به ساحل هدايت كرد. در ساحل به منظور بهره‌بردن فازهاي جديد از گازهاي مرزي لازم است،جهت لوله‌كشي به گونه‌اي مناسب طراحي شود.
به طور مثال توليد گاز پالايشگاه‌ ولي‌عصر گنگان 110 ميليون مترمكعب است كه براي تأمين آن نبايد از چاه‌هاي خشكي استفاده كرد.110 ميليون مترمكعب به بيش از 4 فاز پارس جنوبي نيازمند است. با ايجاد خطوط لوله و انتقال گاز از چاه‌هاي دريايي كنار نوار مرز به خشكي‌ و از آنجا به پالايشگاه ولي‌عصر، موجبات توليد گاز از اين ميدان مشترك فراهم خواهد شد. البته براي رسيدن به اين هدف، به تعديل جزئي (Modification)‌ در پالايشگاه‌ نيز نياز مي باشد كه قابل اجراست.
با چنين عملكردي گاز خشكي به عنوان سرمايه‌ ملي حفظ مي‌شود.
با اتمام (منابع) ميادين مشترك، مي‌توان 25 سال آينده بهره‌برداري از گازهاي خشكي را آغاز كرد.
خبرنگار:
در صورت عدم اعمال چنين رويكردي در شعاع 5 كيلومتري نوار مرز ايران و قطر چه اتفاقي رخ خواهد داد؟
مهندس ابراهيمي اصل:
در اين صورت در بعضي از نقاط ، گاز كشوري به كشور ديگر مهاجرت خواهد كرد.
البته اين مهاجرت ها به گسل‌ها و شكستگي‌هاي موجود در مخزن در ناحيه‌ مرزي نيز بستگي‌ دارد.
ادامه دارد....