دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .
1. میزان ذخایر بالفعل و بالقوه نفت خام کشور و تاثیر تزریق گاز بر آنها
میزان ذخایر« نفت خام در جای» کشور حدود 450 میلیارد بشکه تخمین زده می شود. از این میزان، تا پایان سال 1380 جمعاً حدود 54 میلیارد بشکه از مناطق خشکی و دریایی برداشت شده است.
میزان ذخایر بالفعل نفت خام کشور با توجه به ذخایر کشف شده جدید، حدود 37 میلیارد بشکه است. این رقم بر اساس گزارش های ارائه شده از مناطق خشکی و اطلاعات نگارنده از مناطق دریایی است. ارقام رسمی ارائه شده با توجه به حجم میعانات گازی و حجم نفت خام بالقوه از حدود 92 میلیارد بشکه تا 130 میلیارد بشکه بوده است.
میزان ذخایر بالقوه نفت خام ( برداشت ثانویه) کشور حدود 50 میلیارد بشکه است. این رقم، حدود 5 میلیارد بشکه نفت قابل بهره برداری- که در 50 تاقدیس شناخته شده کوچک، واقع شده است ـ را شامل می¬شود که هنوز حفاری اکتشافی در آنها شروع نشده است؛ 45 میلیارد بشکه دیگر نیز در مخازن نفتی شناخته شده واقع شده است.
تنها راه بالفعل نمودن حدود 45 میلیارد بشکه نفت موجود در مخازن ایران، تزریق گاز به میزان لازم و کافی در آنهاست. میزان گاز مورد نیاز جهت تزریق در این مخازن به منظور بالفعل نمودن این ذخایر، حدود 20 میلیارد پای مکعب در روز است. چنین حجمی از گاز مورد نیاز را می توان از ذخایر پارس جنوبی، پارس شمالی ( مخازن گاز کشف شده G و F واقع در خلیج فارس)، گازهای همراه که قسمت اعظم آن سوخته می شود و سایر مخازن گاز ایران تامین نمود. بر اساس محسبات مهندسی مخازن انجام شده قبل و بعد از انقلاب، به ازای تزریق 5/2 تا 4 هزار پای مکعب گاز می توان یک بشکه نفت اضافی از مخازن نفتی ایران به دست آورد.
بنابراین اگر قیمت نفت را حدود 24 دلار برای هر بشکه فرض نماییم « قیمت سایه ای» هزار پای مکعب گاز، حدود 6 تا 10 دلار است. قیمت گاز صادراتی ایران به ترکیه بر اساس قیمت نفت 24 دلار، کمتر از 3 دلار برای هر هزار پای مکعب در نظر گرفته شده است، ضمن آنکه فاصله آن حدود 1000 کیلومتر دورتر از محل تزریق است. علاوه بر این، باید به این نکته توجه کرد که گاز تزریقی برای نسل های آینده باقی خواهد ماند.
ملاحظه می شود که تزریق گاز در مخازن نفتی، با صرفه ترین نحوه استفاده از آن است. در عین حال، این روش از نظر اصول، تنها راه صیانت از مخازن نفتی و تبدیل نفت بالقوه به نفت بالفعل برای نسل¬های آینده کشور است.
2. سیاستهای تزریق گاز و مقایسه¬ای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان
ذخایر واقعی نفت عربستان حدود 200 میلیارد بشکه است، در حالی که ذخایر نفت و گاز ایران 37 میلیارد بشکه نفت بالفعل و 50 میلیارد نفت بالقوه و حدود 800 تریلیون پای مکعب گاز را شامل می¬شود. در نتیجه، مجموع حجم نفت و گاز ایران حدود 220=133+37+50 میلیارد بشکه ( معادل نفت خام) است. در صورتی که فرض شود ایران روزانه به طور متوسط 5/3 میلیارد بشکه نفت و عربستان به طور متوسط روزانه حدود 10 میلیون بشکه نفت بهره¬برداری می کند در نتیجه در 15 سال آینده، ذخایر نفت ایران در حدود 201=19-220 میلیارد بشکه و ذخایر نفت عربستان حدود 145=55-200 میلیارد بشکه خواهد بود.
ملاحضه می شود که در 15 سال آینده، ایران در مقام اول و عربستان در مقام دوم از نظر ذخایر نفت و گاز در خاورمیانه خواهند بود. لازم به تذکر است ذخایر گازی که احتمالاً در عربستان در فرایند اکتشاف تولید خواهد شد، به مصارف داخلی، شامل تولید برق و تهیه آب آشامیدنی ( شیرین سازی آب) خواهد رسید. ایران نیز امکان کشف ذخایر گازی جدید را داراست.
اعتبار سیاسی در منطقه بدون امکانات و توانایی اقتصادی ممکن نیست. از طرف دیگر تقاضای گاز در جهان در 15 سال آینده به نحو شدیدی افزایش خواهد یافت علت این امر کمبود عرضه نفت در برابر تقاضا از یک طرف و بالا رفتن روند مصرف گاز در سال¬های آینده می¬باشد. بنابراین ارزش گاز در آن زمان به میزان بیشتری در مقایسه با ارزش فعلی آن ـ یعنی هزار پای مکعب گاز معادل حرارتی یک ششم قیمت یک بشکه نفت ـ خواهد رسید. ضمن آنکه باید توجه داشت که ما نمی توانیم هم روزانه 20 میلیارد پای مکعب گاز در مخازن خود تزریق کنیم و هم حجم قابل ملاحظه ای از گاز را صادر نماییم.
در این جا لازم است توضیح داده شود که 800 تریلیون پای مکعب ذخایر گاز ایران، گازهای همراه نفت و کلاهک گازی مخازن نفتی و مخازن مستقل گازی را شامل می شود. حجم گازهای همراه با میزان نفت استخراجی متناسب است. بنابراین تنها از میدانهای مستقل گازی است که می توان با حجم بالایی گاز استخراج نمود.
باید توجه داشت که در کشورهای غربی از هم اکنون برنامه تامین انرژی مصرفی خود را 25 سال آتی، برنامه ریزی می کنند. بنابراین باید راه¬های موجود و مطمئن تامین آن را با کم ترین قیمت ممکن بررسی و برنامه ریزی نمایند. لذا تامین منابع گازی غرب از سال 2015 به بعد ایجاب می کند که ایران موضوع تزریق گاز را در مخازن خود فراموش نموده و از هم اکنون در راه صادرات گاز به کشورهای همسایه اقدام کند.
برنامه ریزی شرکت های خارجی در تزریق آب به مخازن سیری، درود، سروش، نوروز، سلمان و غیره به جای گاز، از نمونه های روشن در راستای چنین سیاستی است. این در حالی است که بالاتر بودن ضریب بازدهی نفت از طریق تزریق گاز در مخازن مختلف جهان در مقایسه با آب به اثبات رسیده است.متخصصان شرکت « توتال ـ فیناـ الف» و « شل» در مقالات مختلف خود از طریق کارهای آزمایشگاهی و عملی نشان داده اند. که حتی تزریق هوا در مخازنی که شبیه مخازن ایران است در مقایسه با تزریق آب از بازدهی به مراتب بیش تری برخوردار است. با وجود این، سیاست همین شرکت ها در تجویز تزریق آب به مخازن ایران در چارچوب قرارداد های بیع متقابل، موجب شده است که گاز آن مخازن سوزانده شود. مثلاً در حالی که شرکت نفت توتال در مخزن « ابوالبخوش» ابوظبی گاز تزریق می کند، با تزریق آب در میدان سلمان موافقت شده است، در حالی که این دو مخزن (ابوالبخوش و سلمان) در واقع مخزنی مشترک و با موقعیتی کاملاً مشابه است. متاسفانه قرار است گاز طبقه خوف میدان سلمان جهت فروش به ناحیه عسولیه منتقل شود و در مقابل، آب به مخزن سلمان تزریق گردد! همچنین متاسفانه در حال حاضر میدان های سروش و نوروز از طریق آب روانی و تزریق آب، بهره¬برداری می شود و گاز آنها به جزیره خارک جهت فروش منتقل می گردد! سایر پروژهای بیع متقابل نیز عمدتاً چنین نقایصی دارند.
3. فقدان سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز
متاسفانه نه قبل و نه بعد از انقلاب، کوششی جدی برای طراحی سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز کشور صورت نگرفته است. کشور ما از این بابت، فرصت های زیادی را از دست داده و ضررهای هنگفتی را تحمل نموده است، به عنوان مثال، عدم برنامه ریزی جهت جلوگیری از انعقاد قرارداد ارسال گاز قطر به دبی ـ که چندین سال قبل از شروع آن، نگارنده مراتب را به استحظار مقامات وقت رساندم ـ نمونه ای از این موارد است. در آن گزارش نحوه جلوگیری از قرارداد مذکور را از طریق فروش گاز میدان سلمان ( در مقابل گاز میدان قطر) که با سرمایه گذاری کمتری قابل اجرا بود، پیشنهاد نمودم، اما متاسفانه اقدامات مقتضی صورت نگرفت. همین امر موجب شد که ارتباط شیخ نشین های منطقه که همیشه با یکدیگر در زمینه ارسال گاز اختلاف داشتند، بهبود یابد؛ به گونه ای که با ارسال گاز قطر به آن کشور، ضمن بهتر شدن روابط، به برداشت سهمیه بیش تر قطر از میدان گازی مشترک با ایران نیز کمک شد.
لذا باید تردید داشت که برنامه ریزی سیاسی، فنی و اقتصادی انرژی در کشورمان به معنی واقعی آن وجود داشته باشد. فروش گاز به کشورها همسایه و نزدیک مانند ترکیه، هند و پاکستان بدون توجه به احتیاجات داخلی و بدون برنامه ریزی سیاست انرژی منطقه ای و جهانی اتخاذ شده است. فقدان چنین سیاستهایی موجب می شود که نتوان ذخایر بالقوه نفت ایران را به ذخایر بالفعل تبدیل کرد. بدیهی است در چنین وضعیتی، کشور ما از صادر کننده نفت به صادر کننده گاز تبدیل خواهد شد که طبعاً هزینه ها و اثراتی بسیار سنگین برای نسل های آینده به دنبال خواهد داشت.
4. سوابق استعماری
در دوران قاجار، سفرای کشورهای بزرگ غربی سیاست های استعماری خود را از نزدیک در ایران پیاده کردند، ولی امروزه تحمیل سیاست های مورد نظر غرب به کشورهای در حال توسعه به شیوه ها و طرق پیچیده تری انجام می پذیرد. این ابزارها عبارتند از:
1. فن آوری پیشرفته و تحمیل آن به جهان سوم.
2. قدرت مالی وسیع.
3. برنامه ریزی سیاسی ـ اقتصادی بلند مدت و پیگیری آن از طرق مختلف.
4. استفاده از وسایل ارتباط جمعی.
5. استفاده از تضادهای منطقه¬ای و تهدید و تشویق کشورهای ضعیف.
6. استفاده از نهادهای بین المللی مانند حق وتو جهت اعمال و پیاده نمودن سیاست های سلطه اقتصادی و سیاسی.
7. استفاده از وسایل پیشرفته فضایی برای کسب اطلاعات.
8. استفاده از عدم آشنایی به مسائل برنامه ریزی بسیار کلان اقتصادی ـ فنی ـ سیاسی به وسیله ایجاد رقابت بین کشورهای صادر کننده نفت و گاز.
روابط نابرابر کشورهای پیشرفته صنعتی با کشورهای در حال توسعه، موجب شده است که کشورهای ضعیف در وضعیتی قرار بگیرند که بالا جبار مواد اولیه مورد نیاز کشورهای ثروتمند را با پایین ترین قیمت عرضه کننده و دانسته یا ندانسته برنامه های توسعه اقتصادی و سیاسی خود را چنان طراحی نمایند که تعارضی با اهداف کشورهای پیشرفته صنعتی نداشته باشد. ثمره چنین ساختاری این بوده است که نه تنها کشورهای در حال توسعه به فن¬آوری های بالا دسترسی نیافته اند بلکه تبدیل به بازارهای مصرف برای تولیدات کشورهای صنعتی شده اند.
5. مروری بر موقعیت صنعت نفت ایران در سال های قبل از انقلاب و نحوه اعمال مقاصد شرکت های عامل نفت
1-5- ایجاد محیط استعماری
مدرسه فنی آبادان که مدرسه ای حرفه ای بود در سال 1327 شروع به کار کرد سالیانه تعداد حدود 30 نفر دانش آموز مورد نیاز را از طریق کنکور از بین فارغ التحصیلان کلاس یازدهم انتخاب می شدند. دوره کامل این مدرسه فنی جمعاً 4 سال بود و لذا فارغ التحصیلان این مدرسه حرفه ای دارای 5 سال ارشدیت در مقایسه با مهندسان فارغ التحصیل سایر دانشگاه¬های داخلی و خارجی بودند. تعدادی از شاگردان سال اول این مدرسه حرفه-ای به بیرمنگام (انگلستان) اعزام می شدند و طی برنامه خاصی پس از دریافت مدارک تحضیلی ـ که عموماً در رشته شیمی بود ـ با ارشدیت چندین ساله در پست های بالا گماشته می شدند. لازم به تذکر است که این مدرسه فنی تنها در بخش بالادستی درس های علمی را آموزش می دادند ولی تعدادی از فارغ التحصیلان رشته شیمی دانشگاه بیرمنگام در پستهای بالادستی منصوب شدند.
این گروه تشکیلاتی به نام « گروه شام مینا» داشتند و پست های بالای شرکت نفت، عموماً در اختیار آنان بود. مدیر اکتشاف و تولید، مدیر امور بین الملل، مدیر پتروشیمی، مدیر امور غیر صنعتی در جنوب، مدیر پروژه IGAT، رئیس پخش، رئیس فروش و صادرات نفت، رئیس تحقیقات و غیره عضو این گروه بودند.
مدیر اکتشاف، تولید، پالایش و پخش شرکت ملی نفت ایران، عضو هیات مدیره کنسرسیوم بود و تصمیمات اتخاذ شده در جلسات شش ماهه کنسرسیوم را در شرکت ملی نفت ایران پیاده می نمود.
شرکت های عامل با اعمال روش تحقیر و به کار بردن فشارهای روانی و شکستن شخصیت و انگیزه ملی و حرفه¬ای، به جای استخدام مهندس نفت و یا مهندسان نزدیک به رشته نفت، تعداد 20 نفر از فارغ التحصیلان دانشکده علوم تهران را که اطلاعی از نفت نداشتند استخدام نمودند و پس از سال ها کار در مناطق نفتی و اعزام بعضی از آنان به دوره¬های چند ماهه، در واقع افرادی نیمه فنی تربیت نمودندکه بدون درک اصول علمی مربوطه، همیشه محتاج به کمک افراد خارجی باشند.
از زمان شروع کار دکتر اقبال، فراماسیونرها نیز چندین پست غیر فنی مانند فروش نفت را در اختیار گرفتند و ارتباط نسبتاً دوستانه¬ای با گروه شام مینا داشتند.
2-5- مقاومت¬ها و تلاش¬ها
علی رغم وضعیت مذکور، نگارنده توفیق آن را به دست آورد که کار پایه¬ای ازدیاد برداشت از مخازن نفتی ایران را با همکاری مهندسان دلسوز وقت انجام دهد. این پروژه در سال 1341 به سرپرستی نگارنده شروع شد. با بررسی مخازن هفتکل و آغاجاری به این نتیجه رسیدیم که تزریق گاز در این مخازن بسیار موثرتر از بهره¬برداری طبیعی و یا تزریق آب است.
قرارداد کنسرسیوم، اجازه هیچ گونه¬ دخالتی جهت پیاده نمودن چنین پروژه¬هایی را به شرکت ملی نفت ایران
نمی¬داد. تنها وسیله ما اتکاء به دو نکته مندرج در قرارداد بود که عبارت بودند از:
1. Good Petroleum Practice؛ یعنی انجام فعالیت-های نفتی باید بر اساس ضوابط علمی و منطقی باشد.
2. Mindful of Iran's Interest؛ یعنی منافع ایران باید رعایت شود.
در دهه 40، میزان بهره¬برداری از مناطق خشکی، حدود یک میلیون بشکه در روز بود. بنابراین شرکت¬های عامل نفت احتیاجی به سرمایه¬گذاری در بخش ازدیاد برداشت نمی دیدند؛ زیرا هر نوع سرمایه گذاری که باعث استمرار بهره¬برداری نفت از مخازن ایران می شد در سالهای بعد از اتمام قرارداد در 1373 ( 1994) به نتیجه می¬رسید که در واقع نتیجه آن نصیب ایران می گردید.
شرکت¬های عامل با بهانه¬های مختلف، تاثیر برخی از فرایندهای موثر در استخراج نفت از داخل سنگ¬های متخلخل را نمی¬پذیرفتند و اثبات آن فرایندها را به انجام کار آزمایشگاهی موکول می کردند. همزمان با این مخالفت¬ها و به منظور اثبات نظریات خود، مرکزی را در لندن تاسیس نمودند. همچنین این شرکتها مدل ریاضی خاصی را تهیه کردندو از این راه، مطالعه مخازن هفتکل و آغاجاری را آغاز نمودند. شرکتهای عامل نفت اجازه وارد شدن به جزئیات مدل ریاضی فوق را به متخصصان شرکت ملی نفت ایران نمی دادند و تنها موافقت کردند که صرفاً جواب هر نوع مطالعه با مشخصات معینی را که نگارنده طراحی نماید در اختیار ما بگذارند.
نزدیک به 100 مورد مطالعه میدانی در ظرف 9 سال 1350- 1341 پیشنهاد شد و مورد مطالعه قرار گرفت ولی جواب آنها همیشه این بود که تزریق آب در مخازن نفتی مذکور، بهتر از تزریق گاز است.
متقابلاً از طریق مطالعات انجام شده، مشخص شده که مدل ریاضی آنها صحیح نبوده و آنها محاسبات را به نحوی انجام دادند که همواره به ضرر تزریق گاز بوده است. این اشتباه¬ها به مرور تصحیح شده و در نتیجه، برتری تزریق گاز و یا حداقل، مساوی بودن تاثیر آن با تزریق آب از طریق مدل شبیه ساز تهیه شده توسط آن¬ها در سال ¬های 1349 به بعد آشکار گردید.
در سال¬های 1349-1341 شرکت¬ها و موسسات خارجی و یا مهندسان ایرانی و خارجی شاغل در کنسرسیوم نفت با همکاری یکدیگر، مطالعات متعددی را انجام دادند. کلیه این مطالعات بدون استثنا نشان داد که تزریق آب در مخازن مذکور، بهتر از تزریق گاز است. اما از طرف دیگر کارهای آزمایشگاهی انجام شده در آن سال¬ها مخصوصاً کارهایی را که شرکت نفت شل و سایر شرکت¬های اروپایی و امریکایی انجام دادند نشان می¬داد که گاز بهتر از آب می¬تواند نفت را جا به جا نماید.
جهت مقابله با مدل ریاضی تهیه شده توسط شرکت¬های عامل نفت و همچنین مطالعاتی که اعضای کنسرسیوم با استفاده از مدل مذکور ( MARK-1-6) انجام می¬دادند، نگارنده در ظرف یک سال مدل ریاضی کاملاً جدیدی طراحی نمود که برای اولین بار در جهان، کلیه فرایندهایی را که تا آن زمان به نحوه صحیح منظور نشده بود مانند ریزش ثقلی، دیفوژیون،کانوکشن و فرایندهای دیگر را همزمان در نظر می¬گرفت.
اولین مطالعه¬ای که نگارنده با استفاده از این مدل انجام داد در سال 1350 به اتمام رسید و مشخص شد که گاز از هر لحاظ بهتر از آب، نفت را جا به جا می نماید و حتی تخلیه طبیعی مخزن، بهتر از تزریق آب است. این مطالعه برای اولین بار در سال 1351 در مسجد سلیمان طی نشستی به اطلاع اعضاء کنسرسیوم نفت رسید و سپس درخواست گردید تا در هلند و هیوستون نیز نتایج این نشست به اطلاع سایر مهندسان شرکتهای نفتی کنسرسیوم برسد.
شرکتهای عامل چاره¬ای را جز قبول این مطالعه نداشتند. از سوی دیگر، اگر این مطالعه را می پذیرفتند شرکت ملی نفت ایران می توانست ادعای خسارات گذشته ـ شامل سوزاندن تریلیون¬ها پای مکعب گاز و عدم¬ النفع ناشی از انجام ندادن تزریق گاز ـ را بنماید؛ بنابراین شرکتهای مذکور با برنامه زیرکانه¬ای فشار را از دوش خود برداشتند و با ترفندهایی مطلب را از نظر حقوقی برای خود حل نمودند.
3-5- تغییر شرکتهای عامل نفت به شرکتهای خدمات ایران ( OSCO)
شرکتهای عامل نفت با آینده نگری خاص خود، قبل از قبول رسمی تزریق گاز در مخازن نفتی ایران اقدام به تغییردادن شکل " IOE & PC" به " OSCO" نمودند. این اقدام سه نکته اساسی را شامل می¬شد:
1. پیشنهاد نمودند که سطح تولید نفت از رقم حدود 3 میلیون به 8 میلیون بشکه در روز افزایش یابد. این نکته¬ای بود که شاه را بسیار خوشحال می¬کرد؛ زیرا نامبرده فکر می¬کرد به این وسیله، سطح تولید عربستان هرگز بالاتر از ایران نخواهد رفت.
2. میزان سرمایه گذاری شرکت ملی نفت ایران را از صفر به حدود 40 درصد افزایش دادند. قبلاً شرکت¬های عامل نفت 100 درصد سرمایه گذاری را انجام می¬دادند.
3. بر اساس یکی از موارد قرارداد، « طرفین از تاریخ عقد قرارداد جدید از کلیه دعاوی قبلی خود صرف نظر می نمایند».
بدین ترتیب، هدف اصلی شرکتهای عامل که همان نکته سوم بود، تحت موضوع جذاب افزایش سطح تولید به 8 میلیون بشکه در روز پنهان شد.
شرکتهای عامل پس از تایید رئیس وقت اداره حقوقی شرکت ملی نفت و تصویب آن در مجلس و امضاء شاه در آذر 1352، تزریق گاز را در کلیه مخازن اصلی ایران قبول کردند.
ملاحظه می¬شود که عدم شناخت کافی از سیاست¬های شرکتهای بین المللی نفتی در بهره¬برداری از منابع کشور و عدم رعایت شرایط و ضوابط تولید صیانتی و فقدان درک مسائل سیاسی و حقوقی نفت، چگونه می¬تواند منجر به زیان¬های هنگفت برای اقتصاد کشورمان باشد. در واقع، ایران می-توانست به علت از دست دادن حجم عظیمی از نفت خود و سوزاندن تریلیون¬ها پای مکعب گاز و سایر بدهکاری¬های آن شرکت، تقاضای خسارت چند میلیارد دلاری در دادگاه لاهه از شرکتهای عامل بنماید؛ لکن با امضاء قرارداد فوق از رسیدن به حقوق واقعی خود محروم شد! ماجرای فوق از جهات زیر آموزنده است:
الف) با قبول این که گاز آثار بهتری از آب در مخازن ایران دارد، اولین پیش بینی فنی ـ علمی یک ایرانی در مقابل مهندسان و متخصصان شرکتهای عظیم نفتی جهان به اثبات رسید.
ب) معلوم شد که شرکتهای نفتی به چه نحوی می-توانند با دست کاری اعداد و ارقام، مطالب خلاف واقع را به طرف مقابل خود تحمیل کنند؛ لذا نباید به صحت ادعاهای آنان در مقابل نظر کارشناسان حقیقی داخلی اعتماد نمود.
ج) نظر نگارنده موقعی به طور کامل به اثبات رسید که ملاحظه شد در اثر تزریق گاز در میدان هفتکل، روزانه حدود 40 هزار بشکه نفت از ناحیه¬ای که قبلاً آب، آن را جا به جا نموده بود استخراج می¬شود، و پیش بینی نگارنده ـ که در اثر تزریق گاز حدود چند صد میلیون بشکه نفت اضافی استراج خواهد شد ـ به اثبات رسید. این مطلب در مورد میدان¬های گچساران و مارون که در حال حاضر تنها بخشی از میزان گاز مورد نیاز به آنها تزریق می شود نیز به اثبات رسیده است.
د) جهت تثبیت قیمت نفت با توجه به بالارفتن تقاضا، نیاز به بالا بردن سطح تولید در کشورهای اوپک بود که بدین وسیله این هدف نیز به تحقق می رسید.
پس از بررسی قرارداد شرکت خدمات نفتی ایران OSCO که پس از تصویب، جهت برنامه ریزی به نگارنده ابلاغ شد، متوجه شدم که امکان بهره-برداری 8 میلیون بشکه در روز از مخازن خشکی ایران غیر ممکن است. این مطلب طی گزارشی به اطلاع مدیر اکتشاف، تولید و امور بین الملل وقت رسید و پس از مدتی بالاخره به اطلاع شاه نیز رسید. در این گزارش، سطح تولید را از مخازن خشکی، حداکثر 6 میلیون بشکه در روز پیش بینی شد.
نکته قابل توجه اینکه اداره حقوقی شرکت ملی نفت ایران که با قرارداد شرکت خدمات موافقت کرده بود قبلاً با نگارنده و یا مدیریت اکتشاف و تولید شرکت ملی نفت در مورد صحت و امکان بهره¬برداری روزانه 8 میلیون بشکه مشورت نکرده بود.
شاه پس از ملاحضه گزارش و دلایل مندرج در آن، با کاهش سقف تولید از 8 میلیون بشکه به 6 میلیون بشکه در روز موافقت نمود. این مساله برای اعضاء کنسرسیوم و نمایندگان آنها در جنوب در تهران تشکیل شده بود آنان برنامه 8 میلیون بشکه در روز خود را به شرکت ملی نفت ایران ارائه نمود.
می¬دانیم که در عمل، سطح تولید نفت در ناحیه کنسرسیوم سابق ( مناطق خشکی) از 2/5 میلیون بشکه در روز، آن هم برای مدت کوتاهی، تجاوز نکرد؛ در حالی که در برنامه افزایش تولید، هیچ مشکل مالی و یا انسانی وجود نداشت.
6. مروری بر 22 سال گذشته
بعد از انقلاب، سطح برنامه ریزی شده تولید در مورد کلیه مخازن ایران ( اعم از خشکی و دریا) از حدود 3/6 میلیون بشکه در روز به حدود 3 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. نحوه اجرای این برنامه طی گزارش کاملی تهیه شد و به تصویب هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران رسید. مدیریت وقت سازمان برنامه، علاقمند بود سطح تولید، بالاتر برود ولی به او تذکر داده شد که بالا رفتن تولید قیمت نفت به بیش از 35 دلار برای هر بشکه به علت پایین آمدن سطح تولید ایران است و اگر سازمان برنامه به دنبال درآمد است، سقف تولید فوق نظر وی را تامین خواهد نمود.
مدیریت وقت امور اداری شرکت ملی نفت ایران عنوان نمود که اگر قرار است سطح تولید از 3/6 به 3 میلیون بشکه در روز کاهش یابد کارمندان و کارکنان شرکت نیز باید به همان نسبت و یا نزدیک به آن کاهش یابند. علی رغم مخالفت نگارنده، سرانجام این سیاست اجرا شد و در نتیجه بهترین افراد فنی شرکت ملی نفت ایران باز خرید شدند. این اولین لطمه بزرگ در زمینه از دست دادن افراد فنی با سابقه در شرکت ملی نفت ایران بود.
در دی ماه 1358 نگارنده، شرکت ملی حفاری را تاسیس نمود. علت تاسیس این شرکت این بود که حدود 4500 نفر از کارکنان و مهندسان شرکتهای سرویس دهنده، بلاتکلیف شده بودند. نگارنده بر طبق اساس نامه تهیه شده که به ریاست هیات مدیره آن شرکت به عنوان اولین رئیس هیات مدیره شرکت ملی حفاری ایران منصوب گردیدم. تعداد 12 دستگاه حفاری در مدت چند ماه راه-اندازی شد. یکی از دستگاه¬ها در ناحیه نیر کبیر ( آزادگان فعلی) بود که متاسفانه عراقی ها این دستگاه را به همراه تعدادی دیگر از دستگاه¬های حفاری به غنیمت بردند.
عدم توجه به ابعاد مالی ـ حقوقی و مسائل بین المللی، همواره موجب زیان هایی برای شرکت ملی نفت ایران بوده است. به عنوان مثال می توان به تحویل 3 دستگاه حفاری متعلق به شرکت سانتافه اشاره کرد که بخش حقوقی شرکت ملی نفت ایران قرارداد تحویل آن را در سال 1980 در نیویورک و لوس آنجلس بدون پرداخت وجهی، رسماً انجام داد؛ در حالی که نزدیک به 7 میلیون دلار بابت فعالیت¬های حفاری و نصب اسکله آذرپاد به شرکت مذکور بدهکار بودیم. متاسفانه وزیر نفت وقت در آخرین روز مهلت مقرر، با تحویل آنها موافقت نکرد؛ لکن در چارچوب بیانیه الجزایر در دادگاه لاهه، مبلغ 19 میلیون دلار جریمه آن به شرکت سانتافه پرداخت شد.
به عنوان مثالی دیگر، می¬توان به سیاست امریکا در ایجاد محدودیت در استخراج گاز از میدان پارس جنوبی اشاره کرد. اگرچه نگارنده با تحلیل موقعیت سیاسی وقت، این نکته را تبیین کرده بود که استفاده از گاز پارس جنوبی برای تزریق در مخازن نفتی ایران باعث بالا بردن ذخایر بالفعل و استمرار موقعیت برتر کشور در خاورمیانه می¬شود؛ اما با وجود این، مذاکرات مقامات نفتی با شرکت امریکایی کونوکو موجب شد که توجه لازم به جهت گیری¬ کلی سیاست¬های دولت امریکا در منطقه خلیج فارس و حمایت این کشور از سیاست¬های گازی قطر در مقابل همسویی این کشور با سیاست¬های اسرائیل، انجام نگیرد. چند ماه بعد، قانون اسرائیلی ـ امریکایی داماتو به تصویب کنگره امریکا رسید و دولت امریکا قرارداد کونوکو را لغو کرد.
7. اولین پیشنهاد سرمایه گذاری در ایران از طرف شرکت ژاپنی جپکس
در اواخر جنگ ایران و عراق، تولید نفت به حدود 2 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. بنابراین بعد از جنگ، ضرورت افزایش سریع تولید کاملاً محسوس بود. در چنین وضعیتی برای افزایش تولید باید سرمایه گذاری های خارجی را در میدان هایی به کار گرفت که با حداقل سرمایه گذاری، حداکثر بازدهی را دارند. به عنوان مثال اگر در پروژه¬های دریایی فرضاً در سه ناحیه هنگام ( شرق جزیره قشم)، سیری و ابوذر، توان هایی به ترتیب ضعیف، متوسطو بالا، با میزان سرمایه گذاری به ترتیب بسیار بالا، بالا و به نسبت متوسط وجود داشته باشد و ایران درصدد بالا بردن سطح تولید خود با صرف کم ترین هزینه باشد، منطقی است که میدان ابوذر در الویت قرار گیرد؛ در حالی که متاسفانه پروژه هنگام با توانی پایین تر و سرمایه گذاری بالاتر و ریسک بیشتر، انتخاب شد و به شرکت ژاپنی جپکس پیشنهاد گردید.
شرکت جپکس حاضر به سرمایه گذاری با بهره حدود 3 درصد در بخش اکتشاف و بهره حدود 12 درصد در بخش توسعه و تولید بود. مطالعات این شرکت نشان داد که توسعه و تولید روزانه حدود 200 هزار بشکه، احتیاج به سرمایه گذاری 2/1 میلیارد دلاری داشت که برای پرداخت آن لازم بود حدود 90 درصد نفت حاصل به شرکت مذکور پرداخت شود. با توجه به میزان سرمایه گذاری و میزان برگشت آن، دولت وقت به درستی آن را نپذیرفت.
8. عدم توفیق برنامه افزایش تولید
هدف برنامه ریزی افزایش تولید نفت در سال 1372 رسیدن به سطح 5/4 میلیون بشکه در روز بود. جهت رسیدن به این هدف، قرار شد با سرمایه گذاری 2 میلیارد دلاری، سطح تولید مناطق خشکی در ظرف 2 سال به رقم مورد نظر برسد.
نگارنده در همان زمان طی گزارشی نشان داد که امکان بالا بردن سطح تولید به جز از طریق تزریق گاز به میزان لازم و کافی در کلیه مخازن اصلی ایران غیر ممکن است. تولید و تزریق گاز، مستلزم سرمایه گذاری چندین میلیارد دلاری و توسعه میدان پارس جنوبی به میزان 8 میلیارد پای مکعب در روز جهت تزریق بود. متاسفانه به جای تولید و تزریق گاز، مبادرت به حفر چاه-های اضافی شد؛ لذا تولید نفت حتی به سقف 8/3 میلیون بشکه در روز نیز نرسید.
تا سال 1373 علی رغم اطمینان از وجود منبع عظیم پارس جنوبی، شرکت ملی نفت ایران اقدامی جهت استفاده از این منبع عظیم خدادادی ننمود، در حالی که قطر با حداکثر توان خود، مشغول بهره¬برداری از این مخزن مشترک بود. متاسفانه توجه شرکت ملی نفت معطوف به توسعه میدان پارس شمالی شده بود که میدانی مستقل و حاوی کندانسه بسیار کمی است که عملاً قابل استحصال نیست. نکته جالب توجه این است که شرکت نفت شل در جریان توسعه میدان پارس شمالی در مورد صدور گاز آن به کشور¬های هند و پاکستان فعالیت می¬نمود؛ در حالی که می¬دانیم شرکت نفت شل از اعضاء کنسرسیوم تولید « گنبد شمالی» ( بخش جنوبی میدان پارس جنوبی در قطر) است.
نگارنده طی گزارشی نشان داد که ادامه مطالعه بر روی میدان پارس شمالی در مقایسه یا استفاده از پارس جنوبی، کاری غیر اقتصادی است و شایسته است ضمن توقف آن، کلیه فعالیت¬ها بر اساس استخراج 8 میلیارد پای مکعب در روز از پارس جنوبی جهت تزریق در مخازن خشکی متمرکز گردد.
متاسفانه هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران در عمل، به تولید یک میلیارد پای مکعب گاز با بودجه 900 میلیون دلار اکتفا کرد. قرار شد نسبت به فازهای بعدی میدان پارس جنوبی، از یک شرکت خارجی جهت برنامه ریزی آینده استفاده شود.
9. قرارداد سیری ـ توتال
بر اساس قراداد سیری ـ توتال شرکت توتال متعهد شد که روزانه 100 هزار بشکه از میدان E و 20 هزار بشکه از میدان A بهره¬برداری نماید. نگارنده طی گزارشی، دو مورد زیر را گوشزد نمود:
1. ارقام 100و 20 هزار بشکه برای این مخازن بالاست و این مخازن نمی¬تواند در چنین سطحی تولید داشته باشند.
2. سوزاندن گاز استخراجی به جای تزریق آن، غیز صیانتی است.
اکنون بیش از حدود دو سال از شروع تولید این دو مخزن می¬گذرد و جمعاً حدود 70 هزار بشکه در روز به جای 120 هزاز بشکه از آنها تولید می شود. این در حالی است که میزان GOR ( نسبت گاز به نفت)در چندین چاه این مخازن بسیار بالاست. در صورتی که سطح GOR آن چاه¬ها به حد معقول یعنی 1000 پای مکعب برای هر بشکه نفت تنزل یابد، رقم 70 هزار بشکه در روز به سطح پایین تری کاهش خواهد یافت.
به نظر نگارنده، حد متوسط بهره¬برداری از مخازن فوق، حدود 65 هزار بشکه در روز برای 10 سال آینده است. لذا در صورتی که نفت حاصل از این میدان بر اساس قیمت 9 دلار برای هر بشکه ـ که محسبات اقتصادی این پروژه در سال 1374 بر این اساس انجام شده بود ـ در نظر گرفته شود شرکت ملی نفت ایران جهت پرداخت 2/1 میلیارد دلار مورد تعهد برای اصل و فرع و جایزه این پروژه، می¬بایست برای حدود 8 سال کل نفت بهره-برداری شده این مخازن را به شرکت توتال پرداخت می¬نمود؛ بعد از این هم که نفت قابل ملاحظه¬ای باقی نمی ماند. لازم به تذکر است که در این قرارداد، هیچ گونه جریمه¬ای وجود ندارد.
10. قرارداد « الف» درود
قبل از امضاء قراداد «الف» در حوزه نفتی « درود»، نگارنده طی گزارش¬هایی نشان داد که نحوه انجام پروژه فوق ـ که شامل تزریق آب در بهترین لایه نفتی این مخزن است ـ باعث از دست دادن حدود یک میلیارد بشکه نفت خواهد شد، اما متاسفانه مورد توجه قرار نگرفت. در واقع شرکت نفت «الف» با پایین آوردن پیش بینی میزان تولید این میدان و سرعت دادن به یک فرایند کم بازده، آن را به عنوان پروژه¬ای پر منفعت به شرکت¬های نفت ایران معرفی نموده است؛ ضمن اینکه با پایین آوردن درصد بهره¬دهی مخزن، آثارمنفی تزریق آب را در پشت آن مخفی نموده است.
در طول مذاکرات و عقد قرارداد بین «الف» و شرکت ملی نفت ایران، شرکت نفت فلات قاره تعداد 12 حلقه چاه تعمیر و تعداد 3 حلقه چاه جدید حفر نمود. در اثر این عمل، سطح تولید میدان به حدود 180 هزار بشکه در روز افزایش یافت. این عملیات تعمیری و حفاری با هزینه¬ای حدود 50 میلیون دلار انجام گردیدمقایسه هزینه-ای حدود 50 میلیون دلار، با کاری که شرکت «الف» قرار بود با 540 میلیون دلار سرمایه گذاری و بازپرداخت بیش از یک میلیارد انجام دهد، بسیار آموزنده است.
به نظر نگارنده، ضریب بهره¬دهی طبیعی این مخزن حدود 35 درصد می باشد، درحالی که شرکت «الف» جهت پایین آوردن توان بهره¬دهی مخزن، آن را حدود 20 درصدگزارش کرده بود که کاملاً در جهت اطمینان از نتایج تزریق آب و گاز در آن میدان بود. پس از ابطال نظریه و پیشنهاد اولیه «الف» پیشنهاد جدید بالا بردن سطح تولید به 300 هزار بشکه در روز را نمود. با مطالعاتی که نگارنده در سال¬های 1376- 1375 بر روی این مخزن انجام داد مشخص شد که با تزریق روزانه 600 میلیون پای مکعب گاز، ضریب بهره¬دهی آن را از میزان 35 درصد به بیش از 60 درصد افزایش مییابد.
نکته جالب توجه این است که پیشنهاد شرکت «الف» مبنی بر افزایش سطح تولید از وضع فعلی به 300 هزار بشکه در روز نشان می¬دهد که پیشنهاد اولیه این شرکت مبنی بر بالا بردن سطح تولید از 140 به 220 هزار بشکه در روز، کاملاً نا صحیح بوده است. ضمناً این موضوع، تاییدی بر نظریه ارائه شده در بالا بودن ضریب بهره¬دهی این مخزن نیز هست.
11. پروژه نوروز ـ سروش ـ شل
میادین نوروز و سروش حاوی نفت نیمه سنگین و سنگین بوده و زیر فشار اشباع قراردارد. به عبارت ساده تر،فشارمخزن از فشارنقطه حباب نفت بالاتر است؛ لذا اگر گاز در آنها تزریق شود در اثر حل شدن گاز در نفت، باعث انبساط و پایین آوردن گرانروی نفت می¬گردد. در صورت اشباع نمودن نفت میدان سروش با گاز، گرانروی آن تا حدود 4 برابر کاهش می¬یابد. درنتیجه، بهره¬دهی چاه¬ها تقریباً به همان نسبت بالا میرود و ضریب بهره¬دهی مخزن نیز تا حدود 18 درصد افزایش می¬یابد.
از آنجا که سنگ مخازن نوروز و سروش « نفت دوست» است، هجوم آب به داخل مخزن نمی تواند به راحتی نفت را جا به جا نماید و این باعث افت شدید ضریب بهره¬دهی مخزن خواهد شد.
پیش بینی می¬شود که بهره¬برداری از مخزن سروش از طریق تزریق آب و یا بهره¬برداری طبیعی، حدود 7 تا 8 درصد بیش تر نباشد؛ در حالی که با تزریق گاز، ضریب بهره¬دهی مخزن را می¬توان به بیش از 50 درصد افزایش داد.
در مورد میدان نوروز نیز آب روانی طبیعی مخزن می¬تواند حدود 15 درصد از نفت را جا به جا نماید؛ در حالی که با تزریق گاز، بیش از 50 درصد آن جا به جا خواهد شد.
متاسفانه بدون توجه به نکات فنی فوق، شرکت شل توجه خود را به تزریق آب یا استفاده از آبرانی آب زیر طبقات نفتی، معطوف کرده است که قطعاً به ضرر این مخازن خواهد بود.
در حال حاضر روزانه نزدیک به 150 میلیون پای مکعب گاز در میدان فروزان سوخته می¬شود. انتقال این حجم گاز به میدان سروش و استفاده از گاز اضافی موجود در اطراف میدان نوروز و تزریق در آن باعث ضریب بهره¬دهی این میادین خواهد شد.
12. پروژه سلمان
مخزن سلمان از دو لایه سنگ آهکی عرب D و C تشکیل شده است. حدود 40 درصد این مخزن در آبهای ابوظبی و 60 درصد آن در آبهای ایران قرار دارد. شرکت نفت توتال سال¬هاست با استفاده از گاز طبقه زیرین این میدان، روزانه بیش از 100 میلیون پای مکعب گاز را به طبقات عرب تزریق می¬نماید. انجام این تزریقات نشان داده است که میزان ضریب برداشت آن ناحیه از حدود 45 درصد به بیش از 60 درصد افزایش یافته است.
شایسته است که مدیریت فلات قاره،توجه ویژه¬ای به روش شرکت توتال در بهره¬برداری از این مخزن در آبهای ابوظبی بنماید تا با دقت کافی در علت تزریق گاز ، بتوان روش¬های بهره¬برداری را در مخزن سلمان بهبود بخشید. توجه به روش¬های جدید بازیافت، حائز اهمیت فراوان است؛ لکن کم تر مورد توجه مسئولان قرار می¬گیرد. به عنوان مثال می¬توان به نشستی که در شهریور ماه 1379 در تهران تشکبل گردید اشاره کرد. در این نشست، مسئول مطالعات مهندسی مخازن شرکت نفت توتال نشان داد که در صورت فراهم نبودن گاز جهت تزریق در مخازنی مانند سلمان، حتی تزریق هوا بهتر از تزریق آب در این گونه مخازن است.
برای مثالی دیگر می¬توان به شرکت توتال اشاره کرد که هوا و گاز را به مخزن « هندیل» واقع در اندونزی تزریق می¬کند. این مخزن که سطح آب آن با بهره¬برداری طبیعی، به بالاترین سطح مخزن رسیده بود سالهاست که با عمل تزریق هوا و گاز، میزان قابل ملاحضه¬ای نفت اضافی از این میدان تولید می¬شود.
بنابراین لازم است به جای بهره¬برداری از گاز خوف میدان سلمان و حمل آن به عسولیه، بخش مورد نیاز آن را به لایه¬های نفتی عرب D و C تزریق نمود و باقیمانده را به محل فوق منتقل کرد. بدین تریب می¬توان ضریب بازدهی میدان سلمان را تا بیش از 60 درصد بالا برد. با توجه به نکات بالا، ملاحضه می¬شود که با صرف هزینه¬ای به مراتب بسیار کم تر از 800 میلیون دلار نیز می-توان ضریب بازدهی این میدان را به بالاتر از اهداف تعیین شده رساند.
13. پروژه مسجد سلیمان
میدان نفتی مسجد سلیمان، قدیمی ترین میدان نفتی ایران است و مدت 90 سال است که از آن بهره-برداری می¬شود. اکنون روزانه کم تر از 5 هزار بشکه نفت از این میدان استخراج می¬شود. میزان نفت در جای اولیه این میدان، حدود 5/6 میلیارد بشکه و ضخامت ستون نفتی اولیه آن حدود 1500 پا است. ضریب بهره¬دهی این مخزن حدود 5/17 درصد است. براساس تغییرات ضخامت نفتی این مخزن در 90 سال گذشته پیش بینی می¬شود حدود 30 میلیون بشکه نفت دیگر نیز بتوان از این میدان بهره¬برداری نمود. از آنجا که سطح تماس « گاز ـ نفت» و « آب ـ نفت» این میدان با سرعت بسیار آهسته¬ای در 20 سال گذشته حرکت کرده است، فعل و انفعلات جا به جایی نفت به وسیله گاز و یا آب در اعماق مختلف به طور کامل انجام گرفته است.
اکنون شرکتی ادعا می کند که با حفر چند حلقه چاه افقی و تعمیر چند چاه قدیمی، سطح تولید این مخزن را به 20 هزار بشکه در روز خواهد رساند و به جای 30 میلیون بشکه نفت باقیمانده، حدود 96 میلیون بشکه نفت از 200 پای ضخامت نفتی باقیمانده در 10 سال آینده استخراج خواهد نمود. مفهوم این ادعا این است که شرکت مذکور با انجام حفاری های فوق الذکر، ضریب برداشت از ضخامت نفتی 200 پای باقیمانده را از حدود 5/17 درصد به حدود 60 درصد افزایش می¬دهد. اگر این شرکت چنین فن¬آوری خارق-العاده¬ای را در اختیار دارد مخازن دیگر ایران را نیز ـ با سنگ مخزن مناسب تر ضخامت ستون نفتی بیش تر با ضریب بهره¬دهی بالاتر ـ باید بتوان حداقل به همان ضریب بازدهی 60 درصد افزایش دهد! این پیشنهاد جز ادعایی غیر علمی و ناممکن بیش نیست.
14. پروژه LNG
حدود دو سال بیش قطر، نشستی در زمینه نفت برگزار کرد. در این نشست اعلام شد که این کشور قرار است سالانه 30 میلیون تن LNG تهیه و صادر نماید. این تصور که قطر بازار LNG شرق و غرب را به خود اختصاص خواهد داد ظاهراً موجب نگرانی مقامات ایرانی شده است. ابتدا باید به این نکته توجه کرد که علت این که قطر به دنبال پروژه LNG است، نبودن امکانات دیگر جهت استفاده از گاز در آن کشور است؛ لذا قطر چاره¬ای جز تهیه و فروش LNG که گران ترین و کم صرفه ترین روش صدور گاز است ندارد. همچنین نباید فراموش کرد که پروژه تزریق گاز در عموم مخازن نفتی کوچک و بزرگ آن کشور در دست اجراست. هنگامی که قیمت نفت خام، بشکه¬ای حدود 10 دلار بود قطر گاز خشک حاصل از فاز یک خود را با ارزش صفر در اختیار شرکت تهیه LNG قرار می¬داد، اما اکنون که قیمت نفت به بیش از دو برابر آن زمان رسیده است قرار شده مبلغ کمی بابت گاز تحویلی دریافت کند. آیا ایران نیز دارای همان شرایط و موقعیت قطر است؟
کشور ما برای تزریق گاز در مخازن خود احتیاج به بیش از 20 میلیارد پای مکعب گاز در روز دارد. این عمل از بازدهی بسیار بالاتر و کم هزینه تری در مقایسه با فروش مستقیم گاز یا فروش گاز به صورت LNG برخوردار است.
بدیهی است که شرکتهای بزرگ کشتی سازی و سایر شرکتهایی که در صنعت LNG فعال¬اند تمایل زیادی دارند که کشور ما وارد مسابقه غیر معقول تولید و صادرات LNG بشود. در واقع بخش مهمی از 8 میلیارد این پروژه، صرف هزینه کشتی ¬های مخصوص خواهد شد. میزان اشتغال زایی این پروژه با توجه به هزینه گزاف آن، بسیار ناچیز است.
گاز حاصل از فازهای 11 و 12 پارس جنوبی به این پروژه اختصاص یافته است، اما ظاهراً تا کنون شرکت¬ههای خارجی قراردادی در این زمینه امضاء نکرده¬اند؛ زیرا موقعیت جغرافیایی این فازها دارای امتیازات فازهای 2، 3، 4، و 5 نیست. نکته قابل تامل این است که به نظر می-رسد بدون تامین گاز مورد نیاز این پروژه، اقدام اولیه جهت سفارش ساخت کشتی¬های LNG در دست انجام است.
15. پروژه ارتقاء سقف تولید به 5 میلیون بشکه در روز
اگر موقعیت سال 1357 را با موقعیت سال 1380 مخازن نفتی خشکی، مقایسه نماییم خواهیم دیدکه در سال 1357 روزانه حدود 1/5 میلیون بشکه نفت با استفاده از حدود 400 حلقه چاه استخراج می¬گردید؛ در حالی که اکنون حدود 2/3 میلیون بشکه نفت در روز از ناحیه خشکی با استفاده از حدود 1500 حلقه چاه استخراج می-شود. بنابراین، بهره¬دهی متوسط چاه¬ها از 12500 بشکه در روز به حدود 2500 بشکه کاهش یافته است. این در حالی است که به علت کاهش قابل ملاحظه سطح بهره¬برداری پس از انقلاب و به خصوص در زمان جنگ، کمک زیادی به توانایی و بهبود این مخازن شده؛ به نحوی که ضخامت ستون نفتی تعدادی از این مخازن به میزان قابل ملاحظه¬ای افزایش یافته است.
حال اگر به همین نحو ـ یعنی با کاهش حدود 2 میلیون بشکه در روز در خلال 18 سال آینده ـ پیش برویم، تقریباً در سال 1396 شمسی، سطح بهره-برداری از این مخازن به حدود یک میلیون بشکه در روز و بهره¬دهی متوسط چاه¬ها از 2500 بشکه در روز به حدود 650 بشکه کاهش خواهد یافت، در آن زمان تولید حاصل از توسعه میدان¬های دارخویین، آزادگان، درود، سروش و لایه¬های بنگستان مخازن اهواز، منصوی و آب تیمور ( اگر به نحو صحیحی انجام گیرد) حداکثر روزانه یک میلیون بشکه خواهد بود و سطح تولید از ناحیه دریایی، حداکثر به حدود 350 هزار بشکه در روز خواهد رسید. بنابراین،کل تولید کشور در آن زمان، حدود 35/2 میلیون بشکه در روز خواهد بود. با توجه به نکات فوق ملاحظه می¬شود که کاهش طبیعی بهره¬برداری روزانه از مخازن خشکی در صورتی که چاه¬های مورد نیاز، سالانه حفر شوند، در حدود 150 هزار بشکه در سال است که در 5 سال آینده حدود 750 هزار بشکه در روز خواهد بود. حال اگر بخواهیم علاوه بر جلوگیری از کاهش فوق، روزانه 2/1 میلیون بشکه سقف تولید را در مدت 5 سال افزایش دهیم، باید برای افزایش تولید 2 میلیون بشکه در روز، برنامه ریزی نماییم. اما امکان رسیدن به چنین ظرفیتی حتی با صرف ده¬ها میلیارد دلار در مدت 5 سال آینده، کاری غیر عملی است. تنها ممکن است بتوانیم تولید کشور را برای مدت محدودی در سطح فعلی نگه داریم؛ هر چند با کاهش اجباری آن رو به رو خواهیم بود.
در 25 سال گذشته ـ یعنی از سال 1355 تا کنون ـ حدود 32 میلیارد بشکه نفت از مخزن ایران بهره¬برداری شده است. میزان بهره¬برداری روزانه در سال 1355 حدود 3/6 میلیون بشکه و میزان ذخایر نفتی، حدود 75 میلیارد بشکه بوده؛ لذا درصد متوسط برداشت سالانه در این مدت، حدود 3 درصد ذخایر کشور بوده است(30/0= 75000/365 ×3/6).
در صورتی که 3 درصد برداشت از ذخایر فعلی در نظر گرفته شود به رقم بهره¬برداری05/3 میلیون بشکه در روز خواهیم رسید. در صورتی که سطح تولید به سقف فعلی 5/3 میلیون بشکه در روز نگهداری شود این ضریب به حدود 45/3 درصد در سال می¬رسد و معنی آن این است که هم اکنون فشار بیشتری به مخازن ایران وارد می¬شود.
حال اگر 15 سال آینده را با میزان تولید فعلی در نظر بگیریم ( تا 1396) و فرض نماییم که در این مدت، جمعاً 8 میلیارد بشکه نفت به ذخایر کشور اضافه شود، ذخایر باقی مانده از 37 میلیارد بشکه فعلی به 26 میلیارد بشکه فعلی تنزل خواهد یافت. در این صورت، میزان تولید روزانه در سال 1396 بر اساس برداشت 3 درصد در سال به حدود 14/2 میلیون بشکه در روز خواهد رسید. نکته اساسی دیگر که باید به آن توجه نمود میزان بهره¬دهی چاه¬هاست. در صورتی که متوسط بهره¬دهی چه¬ها به حدود 650 بشکه در روز کاهش یابد،بر اساس تولید 5/3 میلیون بشکه و توان تولی 4 میلیون بشکه در روز احتیاج به حدود 6400 حلقه چاه خواهیم داشت؛ لذا نیاز به حفر حدود 6000 حلقه چاه جدید با سرمایه¬گذاری حدود 33 میلیارد دلار در مدت 15 سال آینده خواهد بود.
16. مقایسه قرارداد شرکت سابق خدمات نفتی ایران ( OSCO) با قراردادهای بیع متقابل
در قرارداد 1352 شرکت ملی نفت ایران بر نحوه اجرا و حتی انجام سفارش¬ها نظارت کامل داشت. بر اساس قراداد مذکور، کنسرسیوم سابق 40 درصد میزان سرمایه¬گذاری و صد درصد هزینه¬های جاری را پرداخت می¬نمود. در مقابل، مبلغ 23 سنت برای هر بشکه نفت صادراتی به شرکتهای مذکور تخفیف داده می¬شد که اگر مصرف داخل کشور یعنی 2/1 میلیون بشکه در نظر گرفته شود، رقم فوق به 1
