یک کارشناس بین‌المللی در گفت‌و‌گو با مناقصه‌مزایده مطرح کرد آزمون بزرگ شرکت‌های E&P ایرانی در تولید ثروت از منابع هیدروکربوری سمیه مهدوی- قطار IPC پس از طی مسیری چالشی و توقف در ایستگاه شرکت‌های فرانسوی و روسی به همراه شرکت‌های نوپای E&P ایرانی، حال وارد فاز اجرایی جدیدتری شده است. یکی از مسایل مهم و […]
یک کارشناس بین‌المللی در گفت‌و‌گو با مناقصه‌مزایده مطرح کرد
آزمون بزرگ شرکت‌های E&P ایرانی در تولید ثروت از منابع هیدروکربوری
سمیه مهدوی- قطار IPC پس از طی مسیری چالشی و توقف در ایستگاه شرکت‌های فرانسوی و روسی به همراه شرکت‌های نوپای E&P ایرانی، حال وارد فاز اجرایی جدیدتری شده است. یکی از مسایل مهم و چالشی که وزارتخانه نفت با آن دست و پنجه نرم می‌کند، توسعه و تولید بهینه، ارزش‌افزایی و بالطبع افزایش ضریب بازیافت در میادین نفت و گاز ایران است؛ دغدغه‌ای که باید به‌طور جامع و چند بعدی مورد توجه جدی قرار گیرد تا نیل به اهداف کلان این مجموعه مقدور شود. در این راستا دست‌اندرکاران و مجریان با دریافتن این مهم تمام تلاش خود را برای حرکت هر چه مؤثرتر قطار IPC انجام می‌دهند تا در سایه مراقبت‌ها، نظارت‌ها و تصمیم‌گیری‌های ایده‌آل بذر‌های تولید بهینه ثروت از منابع هیدروکربوری را در زمین میادین به ثمر بنشانند.
رحیم‌مسعودی از جمله کارشناسان بین‌المللی خبره در صنعت نفت و گاز با داشتن ۲۱ سال تجربه کاری در ایران، انگلستان و مالزی به صفر تا صد مسایل کلیدی این بازار پرتلاطم اذعان می‌کند.
دکتر مسعودی که در کارنامه کاری خود عناوینی چون مدیریت فنی توسعه، تولید و مدیریت منابع هیدروکربوری در شرکت پتروناس مالزی و مشاور، عضویت انجمن بین‌المللی مهندسی نفت و انجام سخنرانی‌های متعدد را در کارنامه خود دارد، در خصوص چالش‌های مهم وزارت نفت با من به گفت‌و‌گو نشست؛
* در ابتدا گریزی به عوامل مؤثر بر افزایش ضریب بازیافت میادین بزنید و در ادامه عملکرد شرکت نفت را در این خصوص ارزیابی کنید.
– ضریب بازیافت در میادین حاصل مؤلفه‌های بسیار زیادی با ماهیت‌های چند بعدی فنی، قراردادی و حقوقی، مدیریتی، تکنولوژی، بازار و قیمت نفت و… است ولی به‌طور خلاصه ۴ گروه در افزایش ضریب بازیافت میادین نقش بسیار مهمی دارند؛
گروه اول- مباحث فنی و خصوصیات میدان و مخازن از جمله خصوصیات سنگ مخزن، سیال مخزن، زمین‌شناسی میدان، آب ده مخزن و… که به طبع برای اهل فن تعریف شده و مشخص است.
گروه دوم؛ قالب قراردادی و حقوقی مؤثر که در آن مالک میدان، اوپریتور میدان و شرکای دیگر اپراتور همکاری و همیاری همه جانبه به سوی ارزش‌افزایی و تولید بیش‌ترین سود از میدان در طول عمر میدان و بالطبع تولید بیش‌ترین سود برای همگی گروه‌های درگیر از جمله مالک میدان داشته باشند.
گروه سوم؛ ارایه طرح مؤثر و بهینه همه جانبه و طولانی مدت برای توسعه میدان است. در این برهه باید مشخص شود که طرح توسعه میدان را به چه شکلی مدون ساخت تا براساس آن برنامه‌ریزی دقیقی صورت گیرد و به‌طور عملیاتی پارامترهای مؤثر، عدم قطعیت‌های فنی-اقتصادی و مدیرت ریسک‌های مختلف مکتوب و قدم به قدم مورد توجه در اجرا، عملیات و تولید قرار گیرد. اگر طرح توسعه‌ای از همان ابتدا به درستی تعریف نشود، افزایش ضریب بازیافت در عمر میدان شاید غیرممکن به نظر نیاید ولی چالش‌های متعددی را ایجاد خواهد کرد و ممکن است دسترسی به آن رقم بهینه ایده‌آل ضریب بازیافت را عملیاتی نکند.
گروه چهارم؛ به مدیریت جامع و یکپارچه و مؤثر و همچنین قدم‌های توسعه‌ای مناسب در طول عمر میدان مربوط می‌شود که می‌تواند از عوامل قبلی مهم تر باشد. مدیریت تولید و عملیات، چگونگی انجام اقدامات لازم و مدیریت جامع چاه، مخزن، میدان و تأسیسات سرچاهی، مدیریت عدم قطعیت‌ها و ریسک‌های فنی، اقتصادی و حقوقی، مدیریت داده‌ها، به‌کار‌گیری تکنولوژی‌های مناسب، تعریف و مدیریت پیوسته ی شاخص‌های عملکردی و نظارت دقیق بر آنها، … بسیار حایز اهمیت هستند. بدین‌ترتیب پس از ارایه طرح توسعه‌ای باید به جریان مدیریت جامع و یکپارچه توجه ویژه‌ای مبذول کرد.
* آیا در بازار داخلی این ۴ فاکتور جایگاه مناسبی را برای خود دست و پا کرده‌اند؟
– به‌طورکلی، جای بهبود و عملکرد بهتر در ۴ گروه ذکر شده وجود دارد. ولی به‌طور اخص ارایه و اجرای طرح توسعه‌ای مؤثر و مدیریت جامع میدان که اثر مهمی در ازدیاد میزان بازیافت مخازن دارند می‌بایستی مورد توجه بیش‌تری قرار گیرند. اکثر شرکت‌ها به‌خصوص شرکت‌های ملی نفت در دنیا در بحث جذب مؤثر و پیوسته سرمایه، مدیریت توسعه و تولید، مدیریت کلان منابع و مدیریت جامع میادین برنامهریزیهای جدی، همکاری‌های مؤثر، شراکت‌های پایدار و طولانی‌مدت بین‌المللی دارند و جا دارد شرکت ملی نفت نیز توجه جدی و طولانی‌مدت بر این مهم داشته باشند. ایجاد فضای رقابتی سالم، شفاف‌سازی و جداسازی نقش‌های مالکیت و اجرا در وزارت و شرکت ملی نفت، برنامهریزیهای طولانی مدت و پایدار به همراه قالب‌های مؤثر شراکتی و کاری، آشنایی کامل با استانداردهای مورد قبول بین‌المللی، الگوهای مؤثر کاری و اخلاق حرفه‌ای، … مباحثی هستند که می‌بایستی مورد توجه جدی در صنعت نفت و گاز و شرکت‌های ایرانی قرار گیرد.
*یکی از سیاست‌های مهم در وزارت نفت افزایش ضریب بازیافت در میادین نفتی و گازی است با توجه به این‌که تا اینجای کار میانگین این ضریب رقمی در حدود ۲۴ درصد ذکر شده، به‌نظر شما این رقم با استانداردهای بین‌المللی چقدر فاصله دارد؟
-اگر بخواهیم استانداردهای جهانی را نسبت به میادین ایران به صورت منصفانه ارزیابی کنیم باید مختصات میادین را در نظر بگیریم. در سطح بین‌المللی شرکت ملی نفت نروژ یا استات اویل از جمله شرکت‌هایی هستند که در دستیابی به ضریب بازیافت با درصدهای بالا پیشرو هستند، به گونه‌ای که طرح‌های توسعه‌ای با ضریب کم‌تر از ۵۰ درصد را قبول نمی‌کنند. همچنین بیش‌تر میادین چالشی در امریکا، اروپا، مکزیکو، شرق آسیا و حتی چین و کشورهای همسایه در خاورمیانه با توسعه بهینه و با مدیریت میادین به تدریج در زمان تولید، ضریب بازیافت را افزایش می‌دهند که در نهایت به صورت جهانی رکوردهایشان زبان زد می‌شود.
با توجه به این‌که عقربه‌های استاندارد جهانی، ضریب متوسط بازیافت میادین را رقمی بالای ۳۵ درصد نشان می‌دهند، میادین نفتی ایران با داشتن متوسط رکورد حدود ۲۴ درصد، حدود ۱۰ درصد از استانداردهای جهانی فاصله دارند.
در مورد ضریب بازیافت میادین گاز نیز باید گفت که عوامل زیادی با ماهیت‌های فنی، اقتصادی، بازار و… در این امر تأثیر‌گذار است. به صورت کلی بازیافت متوسط میادین گازی در دنیا در حدود بالای ۷۵ درصد است.
این نکته را متذکر شوم که منظور اصلی بنده از افزایش ضریب بازیافت در اینجا به معنای استفاده از طرح‌های ازدیاد برداشت EOR نیست و توجه بر طرح‌های بهینه‌سازی، توسعه، تولید و عملیات در قالب طرح‌های IOR است. درحال حاضر ایران به بحث مدیریتی اعم از مدیریت منابع، مدیریت جامع میادین، بهینه‌سازی تولید، مدیریت چاه‌ها، تاسیسات سرچاهی، نگه داشت فشار میادین و… نیازمند است. سپس در طولانی مدت بعد از این‌که میدان آماده پذیرش طرح‌های EOR شد می‌توان به صورت مؤثر برای افزایش ضریب بازیافت در ادامه فعالیت‌های توسعه‌ای کار کرد.
*در اثنای توضیحات به بحث مدیریت اشاره کردید آیا شرکت‌های ایرانی پتانسیل و قابلیت اجرای مدیریت ریسک و مخازن را دارا هستند؟
موضوع مدیریت را می‌توان از چند زاویه بررسی کرد؛ مدیریت مخزن، مدیریت چاه‌ها، مدیریت تأسیسات سرچاهی، مدیریت تولید، مدیریت تصمیم‌گیری و اجرا،… مهم‌ترین اصلی که در چرخه مدیریت جامع سیستم شرکت‌ها باید جریان داشته باشد؛ چرخه پیوسته برنامه‌ریزی، تصمیم‌گیری، یادگیری، اقدام و اجرا است که باید به صورت روزانه پیش برود و به درستی از آن استفاده شود. اصلی که متأسفانه در اکثر شرکت‌ها دچار دست انداز می‌شود. شناخت و تأثیر عدم قطعیت‌های فنی، اقتصادی، قراردادی و حقوقی بر پروژه‌ها و همکاری‌های مؤثر و طولانی مدت به همراه مدیریت ریسک‌های مربوطه در فضای E&P از ظرافت‌های خاصی برخوردار هستند که شرکت‌های نوپای E&P خصوصاً در همکاری با شرکت‌های بین‌المللی می‌بایستی توجه و نگاه ویژه‌ای به آن داشته باشند.
*یکی از مشکلات نفتی در کشور کمبود نقدینگی و نبود دانش و تکنولوژی مورد نیاز صنعت است. وزارت نفت نیز برای حل این دو چالش، مدل قراردادی IPC را مطرح کرده و درحال اجرایی کردن آن است. آیا این قالب قراردادی از عهده کمبود‌های صنعت برخواهد آمد؟
-ساختار IPC به گونه‌ای طراحی شده است تا فضا برای ارایه طرح و مدیریت در راستای افزایش ضریب بازیافت میادین نفتی و گازی در طول مدتی مناسب در آن دیده شود. هرچند قرارداد‌ها تاکنون مشکلات خاص خود را داشته‌اند، ولی وزارت نفت اقدامات مهمی را در این خصوص به ثبت رسانده و قراردادهایی را با شرکت‌های ایرانی منعقد کرده است که در مجموع مثبت ارزیابی می‌شود.
در خصوص کمبود منابع مالی مجموعه وزارت نفت باید علاوه بر جذب سرمایه‌گذار خارجی، اعتماد منابع داخلی به‌خصوص بانک‌ها را به سوددهی پروژه‌های نفتی جلب کند تا این منابع تشویق به سرمایه‌گذاری در پروژه‌های نفت و گاز شوند. میادین نفتی و هیدروکربوری ایران در دنیا از نظر میزان بازگشت سرمایه و سوددهی جزو پروژه‌های بکر در منطقه و چهان محسوب می‌شوند، بنابراین فارغ از جذب سرماگذار خارجی باید منابع داخلی را نیز به سمت این پروژه‌ها سوق داد.
با توجه به چالش کمبود نقدینگی، وزارت نفت در چند سال اخیر تلاش کرده است تا بتواند سرمایه‌های خارجی را وارد بازار نفت کند که موفقیت این امر بستگی بسیار زیادی به مسایل سیاسی دارد.
جلب اعتماد منابع مالی داخلی به سوددهی پروژه‌های نفتی مقوله‌ای است که اگر بیش‌تر روی آن مانور داده شود راه‌گشا خواهد بود. باید پول بانک‌ها را به این سمت هدایت کرد و در این راستا شفافیت مالی بانک‌ها را نیز افزایش داد و به نوعی در جلب اعتماد سرمایه‌گذار داخلی تضمین‌هایی را ارایه داد. وزارت نفت باید بتواند تضمین کند در مقوله توسعه و تولید، اصل سرمایه و سود آن را به بانک‌ها برمی‌گرداند.
در مجموع باید گفت IPC در این مقطع خاص یک قالب قراردادی مناسب برای ایران محسوب می‌شود که جاذبه خوبی برای شرکت‌های سرمایه‌گذار ایجاد کرده است. می‌توان این‌گونه تعبیر کرد که IPC قالب قراردادی مناسبی هستند البته به شرط وجود جزییات و شرایط بهینه و شفاف و همچنین نظارت و مدیریت درست.
*نرخ بازگشت سرمایه در ایران چه میزان است؟
– میادین ایران جزو ۳-۵ میادینی در دنیا است که میزان بازگشت سرمایه قابل قبول و خیلی خوبی دارد و از نظر بازدهی سرمایه در فضای خوبی قرار گرفته است. اگر میادین براساس استانداردهای جهانی توسعه داده شوند می‌توان با هزینه زیر ۷ دلار برای هر بشکه و میادین چالشی را با هزینه‌های زیر ۱۰ دلار توسعه را به سرانجام رساند. با توجه به این‌که ایران میادین بزرگی دارد نرخ بازگشت سرمایه‌‌اش در استانداردهای جهانی در رده‌های بالا قرار می‌گیرد.
* توانایی و پتانسیل شرکت‌های ایرانی را چگونه ارزیابی می‌کنید آیا توان و کشش لازم را دارند که در افزایش ضریب بازیافت میادین موفق عمل کنند؟
– شرکت‌های E&P خصوصی در ایران که بتوانند در فضای رقابتی و با توجه به استانداردهای قابل قبول بین‌المللی کار کنند، همه در ابتدای راهند. در این میان بحث داشتن دانش و تجربه مناسب و تکنولوژی‌های مؤثر و مدیریت پروژه‌ها و ریسک جایگاه ویژه‌ای دارد. بسیاری از شرکت‌هایی که با عنوان E&P معرفی شده‌اند بخشی از مباحث کلیدی در توسه و تولید نفت را تجربه نکرده‌اند. ولی به هر حال قدم خوبی است و باید شرکت‌های خصوصی از یک نقطه‌ای شروع به حرکت کنند، قطعاً این‌که شرکت‌های داخلی محتاطانه عمل می‌کنند و با شرکت‌های خارجی مشارکت کنند برایشان بهتر است اگر حتی این امر برایشان مقدور نباشد باید از مشاوران خارجی و داخلی قوی استفاده کنند.
فضای E&P فضای پیچیده با ظرافت‌های بسیار زیادی است و نیازمند مدیریت همه جانبه قوی می‌باشد. با توجه به این‌که تاکنون توسعه و تولید میادین بیش‌تر توسط دولتی‌ها صورت گرفته، مباحث مربوط به ریسک خصوصاً ریسک‌های اقتصادی-قراردادی-حقوقی کم‌تر شناخته شده و مورد توجه واقع شده است. ولی درحال حاضر چون بخش خصوصی وارد عمل شده باید میزان شناخت شرکت‌های E&P مورد ارزیابی قرار بگیرد. درحال حاضر مهم‌ترین چالشی که شرکت‌های E&P با آن مواجه هستند کم تجربگی و عدم آگاهی همه جانبه به مباحث مدیریت ریسک و عدم قطعیت‌های موجود در فضای کلی توسعه و تولید از میدان است.
*اواخر سال گذشته دو قرارداد منعقد و طی آن ۴ میدان واگذار شدند، میادین آبان و پایدار غرب به شرکت زاروبژنفت روسیه و میادین جفیر و سپهر به انرژی پاسارگاد رسید. پیش ازاین نیز بنابر سخنان مسؤولان قرار شده که روسیه ضریب افزایش را به بالای ۴۰ درصد برساند؛ فکر می‌کنید از میان شرکت‌های خارجی که برای میادین نفت و گاز پا پیش گذاشته‌اند (شرکت روسی و توتال) به لحاظ تکنولوژی، دانش و در نهایت عملکرد توسعه کدامیک قابلیت بیش‌تری در طرح‌های توسعه‌ای خواهند داشت؟
– سؤال سختی پرسیدید، هم از روسیه و هم از توتال توسعه میادین بسیار خوبی سراغ داریم، ولی توتال تجربه‌های بین‌المللی بسیار زیادتری دارد. اما در این خصوص نکته‌ای را عرض کنم؛ شرکت CNPC در چین میدان‌های را با ضریب بازیافت میادینی بالا توسعه داده، اما اگر همان میدان با همان ویژگی‌ها را در قرارداد دیگری که بحث‌های پنالتی و جریمه‌ها در آن لحاظ نشده و تعهدات را ساده انگاشته است، در نظر بگیریم؛ میزان ضریب بازیافت می‌تواند به طرز چشمگیری پایین تر بیاید. بنابراین یک خروجی مناسب، بستگی به نوع قرارداد، تنظیم قرارداد، توانایی نظارت و مدیریت قرارداد دارد.
از نگاه مالک میدان باید دید که چگونه می‌تواند در قالب قراردادی و حقوقی مناسب شرکت‌های اپراتور را مدیریت کرد؟ یک تیم قوی باید زوایای علمی، فنی و قراردادی و حقوقی را رصد کند. نمی‌توان میدان را به اپراتور تحویل دهیم و بگوییم نتیجه کار را به‌دست می‌آورد.
ضمن اهمیت وجود امکان تأثیر گذاری از طرف تیم مالک میدان در قرارداد، اگر نظارت فنی، قراردادی و حقوقی از سوی شرکت ملی نفت بر روی شرکت‌های اوپریتور صورت نگیرد نمی‌توان نتیجه‌ای مناسب از میزان بازیافت دریافت کرد.
* در شرکتی مانند پتروناس این مدیریت ساماندهی شده است؟
– در مالزی شرکت‌های متعددی از جمله شل، اگزون، مورفی، رپسول اسپانیا و… میادین زیادی را برای پتروناس توسعه می‌دهند. اما از جمله عوامل مهم در موفقیت توسعه و تولید میادین در این شرکت را می‌توان ناشی از نظارت جامع، کامل و نزدیک پتروناس بر روی میداین دانست. این اپراتور‌ها به‌صورت روزانه، هفتگی و ماهانه در تصمیم‌گیری‌های خود با کمک پتروناس برروی میدان اقدام می‌کنند. بنابراین اگر خواهان موفقیت هستیم باید قرارداد‌ها به‌گونه‌ای تنظیم شوند که وزارت نفت و شرکت نفت برروی تصمیمات میدان و مسایل مربوطه از نظر قراردادی و حقوقی اثر‌گذار باشند. ضرورتاً تعریف اپراتور از مدیریت میدان با تعریف مالک میدان (وزارت نفت) با هم همسو نخواهند بود، اما نکته ظریفی که وجود دارد همسو کردن این دو تعریف است تا بتوان فرایند را برای هر دو طرف سودآور کرد.
* یکی از ابهاماتی که در مدل IPC وجود دارد این است که پایه این قرارداد‌ها با مناقصات پایه‌گذاری شده، درحالی که تمام قراردادهای واگذار شده با ترک تشریفات بوده است، این‌گونه که به نظر می‌آید با درنظر‌گیری حضور تعداد کم شرکت‌های خارجی برای هریک از میادین، برگزاری مناقصه با مدل این مدل تطابق نداشته باشد چرا که باید شرکت‌کنندگانی بیش‌تر از ۳ مورد حضور داشته باشند تا رنگ رقابت به معامله داده شود در صورتی که چنین امری تاکنون اتفاق نیفتاده است. پس چرا اصرار به برگزاری مناقصات می‌شود؟
– در مدل‌های ایده‌آل جهانی شرکت‌ها برای حضور در مناقصه پروپوزال‌هایشان را ارایه می‌دهند، از جنبه‌های مختلف بررسی و سپس برندگان اعلام می‌شوند؛ این در شرایطی است که شرکت‌های خواهانی برای ورود به مناقصه وجود داشته باشد. در مورد ایران برای پروژه‌هایی که قرار است مناقصه برگزار شود چند شرکت پشت در ایستاده‌اند؟ آیا امکان برگزاری مناقصه با تعداد خیلی محدود شرکت‌ها وجود دارد؟
برگزاری مناقصه پیش نیازهایی دارد که مهم‌ترین آنها تعداد مناقصه‌گران است. در این فرایند توجه به کیفیت بسیار حایز اهمیت است در این مسیر تضمین‌ها در مورد پروژه‌های توسعه و تولید از طرف اپراتور در مناقصه نیز باید شفاف‌سازی شوند؛ دانش، میزان سرمایه‌گذاری و تضامین توسعه باید لحاظ شوند.
نکته مهم این است اگر در این بین قراردادی با ترک تشریفات منعقد شد باید جنبه‌های مختلف قراردادی از نظر ضمانتنامه‌هایی که اپراتور به مالک میدان می‌دهد بررسی شوند تا مالک بتواند در تصمیم‌گیری‌ها ذی نفوذ باشد .
* حداقل برای میدان آزادگان که براساس گفته مسؤولان شرکت‌های خواهان زیاد دارد، تاکنون ۱۷ شرکت خارجی تأیید صلاحیت شده‌اند. ولی با گذشت مدت زمان طولانی هنوز مناقصه‌ای برگزار نشده است، علت این تأخیر چیست؟
– در مورد آزادگان باید گفت که تا جایی که من شنیده‌ام هنوز بررسی شرکت‌ها ادامه دارد ولی به نظر من اگر شرکت‌های زیادی مشتری این میدان بوده باشند، می‌توانست تا الان مناقصه‌‌اش برگزار شود.
ضمن این‌که باید دید در واگذاری یک میدان عظیم مانند آزادگان به شرکت‌ها خصوصاً شرکت‌های ایرانی، آیا از نظر قدرت مالی و توانایی‌های فنی در جایگاهی هستند که توسعه این پروژه عظیم را متعهد شوند یا خیر.
* یکی از مشکلاتی که ایران با آن دست و پنجه نرم می‌کند در حقیقت برمی‌گردد به بوروکراسی و کاغذ بازی اداری در اجرای مناقصات. این تأخیر‌ها به فضای رقابتی معاملات ضرب نمی‌زند؟
– اگر فضای رقابتی سالمی وجود داشته باشد مناقصه نباید طولانی شود چرا که معمولاً دستگاه مناقصه‌گزار طبق پورتفولیوی شرکت‌ها، گزینه‌های خود را فیلتر و یا انتخاب می‌کند. پس از ورود شرکت‌ها به جریان مناقصات براساس صلاحیت‌ها ارزیابی و سپس براساس دیتا‌ها یک بازه زمانی (۲-۳ ماه) به آنها داده می‌شود. با گذشته ۶ ماه پس از ارزیابی فنی در نهایت برنده اعلام می‌شود.
این مطلب بدون برچسب می باشد.
دیدگاه بسته شده است.