کشور ما از لحاظ وجود مخازن هیدروکربوری جزء کشور های بسیار غنی دنیا محسوب می شود. ولی با وجود این آگاهی ما دانشجویان زمین شناسی و دیگر هم وطنان درباره ذخایر ملی کشورمان بسیار پراکنده و ناچیز است. به طوری که برای دسترسی به چنین اطلاعاتی باید دست به دامان مقالات خارجی و قدیمی شویم. عدم وجود پایگاه اطلاعاتی ((Data base، اکتشاف میادین جدید در سالهای اخیر، تغییر نام میادین، فقدان ومشکلات دسترسی به منابع مفید و به روز شده و عدم وجود گزارش های دقیق داخلی در مورد مخازن هیدروکربوری کشور عزیزمان ایران از دلایل اصلی در این باره است. اگرچه داشتن اطلاعات بسیار جزئی از مخازن ضروری نیست ولی دانستن کلیاتی در مورد زمین شناسی مخازن هیدروکربوری کشورمان بسیار حائز اهمیت است. این مقاله سعی دارد با استناد به معتبرترین و جدیدترین منابع موجود اطلاعاتی کلی در این موضوع را در اختیار دانشجویان و علاقه مندان قرار دهد.
بحث
کشور های خاورمیانه که شامل ایران، بحرین، عراق، کویت، عمان، قطر، عربستان سعودی و امارات متحده عربی است، 60 در صد مخازن قطعی نفت جهان و 40 درصد مخازن گاز طبیعی دنیا را دارا هستند (Riazi and AliMansoori, 2006). مخازن خاورمیانه عمدتاً سن مزوزوئیک، تله از نوع ساختمانی، سنگ مخزن کربناته، عمق مخزنی متوسط (کمتر از 5/4 کیلومتر) و قابلیت بازیافت دارند که در 60 سال اخیر اکتشاف یافته اند (Horn, 2003).
کشور ما از لحاظ منابع نفتی و گازی به ترتیب مقام سوم و دوم را در جهان دارد. در واقع 10 درصد کل نفت کره زمین (5/132 بیلیون بشکه) و 16 درصد کل گاز کشف شده جهان (971 تریلیون فوت مکعب) در سرزمین ما قرار دارد. تنها کشورهای عربستان سعودی و کانادا ذخیره نفتی بیشتری از ایران دارند. در مورد مخازن گازی نیز کشور روسیه رکورد بالاتری از ایران را داراست ((Saxton, 2006; Bahmannia, 2006.
تاریخچه تولید اقتصادی نفت در خاورمیانه با اکتشاف مخزن نفتی (مسجد سلیمان) در سال 1908 در ایران آغاز شد. در سالهای بعد اکتشافات با میادین نفتی در کویت (1937) و عربستان صعودی (1938) ادامه یافت (Riazi et al, 2004).
قسمت اعظم مخازن ایران در پهنه زمین شناسی زاگرس و حوضه خلیج همیشه فارس واقع شده است. در شمال شرق (کپه داغ) و شمال غرب (دشت مغان) کشور نیز اکتشافاتی صورت گرفته است و هم اکنون پی جویی ها برای یافتن مخازن جدیدتر در این قسمت ها نیز در حال انجام است.
برخی از این مخازن در مرز سیاسی بین ایران و کشورهای همسایه توسعه یافته است. این مخازن از لحاظ زمین شناسی یکپارچه و از لحاظ مالکیت مشترک است. بزرگترین میادین نفتی و گازی کشف شده ایران تاکنون جزء مخازن مشترک محسوب می شوند. میدان نفتی فوق عظیم آزادگان که در 80 کیلومتری غرب اهواز و نزدیک مرز ایران و عراق واقع است با ذخیره 31 میلیارد بشکه نفت درجا و وسعت 1400 کیلومتر مربع در سال 1378 کشف شده است و احتمالاً یک مخزن مشترک باشد و قسمتهایی از آن تا کشور عراق توسعه یافته باشد. تاکنون فعالیت اکتشافی در این رابطه در طرف همسایه جهت تأیید این مسئله صورت نگرفته است. بزرگترین مخزن گازی دنیا (میدان پارس جنوبی به همراه میدان شمال قطر) نیز یک مخزن مشترک می باشد که به تنهایی 19 درصد گاز کل دنیا را در خود ذخیره کرده است سهم ایران از این مخزن مشترک 5 درصد (در میدان پارس جنوبی) و قطر 14 درصد (در میدان شمال) است (Kessler, 2006).
طی پروژه عظیم انرژی جهان سازمان زمین شناسی ایالات متحده آمریکا (1998) کل کره زمین به 8 منطقه انرژی تقسیم شده است. در این تقسیم بندی ایالت های زمین شناسی، نفتی، گازی ایران به 26 زون طبقه بندی شده است. این زون ها عبارتند از: حوضه کاسپین میانی، حوضه کاسپین جنوبی، حوضه کورا، بلندی های قره بغاز-قره قوم، حوضه آمودریا، کوه های عمان، حوضه خلیج عمان، حوضه رب الخالی، کمان هموکلاین داخلی-مرکزی، بالاآمدگی غوار بزرگ، حوضه ویدین-پلتفرم داخلی، حوضه پیش گودال مزوپوتامین، ارس، لسرکوکاسوس، حوضه های ایران مرکزی، ریز قاره ایران مرکزی، بلوک لوت و مناطق پست، کمربند چین خورده البرز، افغانستان جنوبی، مکران، بلوچستان، افغانستان مرکزی، زون زاگرس رورانده، کمربند زاگرس چین خورده، حوضه پیش گودال مزوپوتامین، کمان قطر (Pollastro et al, 1998).
در حدود 43 درصد مخازن ایران جزء مخازن بزرگ و بسیار بزرگ محسوب می شود که تعداد 64 مخزن گازی و نفتی را شامل می شود. صرفاً از لحاظ تعداد مخازن و بدون توجه به حجم هیدروکربورها تقریباً 90 درصد مخازن بزرگ ایران کربناته و 10 درصد ماسه سنگی می باشد از این تعداد 12/53 درصد مخازن بزرگ نفتی و 87/46 درصد آن گازی می باشد ( شکل 2 و جدول1) (Horn, 2006). به نظر می رسد از لحاظ حجم هیدروکربوری نیز نسبت مخازن کربناته به ماسه سنگی تقریباً 9 به 1 صادق باشد.
مخازن اهواز، نوروز، فریدون، ابوذر، فروزان، ساختارB ، سروش از مخازن بزرگ ماسه سنگی و برخی از مشهورترین مخازن بزرگ کربناته شامل میدان پارس جنوبی،آزادگان، آسماری، هفت کل ، بی بی حکیمه و خانگیران است (مراجعه شود به جدول 3).
اکتشاف میادین هیدروکربوری جدید و توسعه میادین در حال تولید فعلی، ارائه گزارش های دقیق از ذخیره قطعی هیدروکربوری کشورمان را بسیار دشوار ساخته است. این در حالی است که برخی حوادث نیز چون بلایای طبیعی و بعضاً نا آرامی های مرزی حمایت شده از طرف کشور های استعماری این ارقام را تحت الشعاع قرار می دهد برای مثال طی جنگ تحمیلی 1980 چندین میدان هیدروکربوری توسط رژیم بعث عراق از بین رفت (Alsharhan and Nairn, 1997).
بسیاری از نام های میادین نفتی و گازی ایران بعد از انقلاب اسلامی تغییر یافت و گزارشی دقیق از آن ارائه نشد. گاهاً برخی میادین دارای دو نام متفاوت می باشند و یا با تلفظ های مختلف بیان می شوند. برای مثال میادین کوشک و حسینیه امروزه با یک نام (یادآوران) مصطلح می باشد یا میادین ابوذر (اردشیر سابق) و دورود (داریوش سابق) از مثال های تغییر نامی می باشد این چنین تغییرات اسمی اجتناب ناپذیر است و در اکثر کشور های دیگر نیز رایج می باشد مثلاً بعد از فروپاشی رژیم بعث عراق میدان نفتی صدام به آجیل (Ajil) تغییر نام یافت Horn, 2006; Alsharhan and Nairn, 1997)).
در کنار این مسائل دشواری دسترسی به اطلاعات به روز شده و دقیق، خلأ یک بانک اطلاعاتی برای کشوری که جز سه کشور اول از لحاظ منابع انرژی هیدروکربوری است را نشان می دهد. داشتن اطلاعاتی کلی درباره موقعیت و پراکندگی، ذخیره قطعی، نوع تله مخزنی، سنگ مخزن، سنگ منشاً، سنگ پوش و معلوماتی از این قبیل بسیار ضروری است.
بر اساس تخمین مجله نفت و گاز در سال 2005 مخازن قطعی نفتی ایران به 8/125 بیلیون بشکه (10 درصد کل نفت دنیا) رسیده است. با محاسبه گزارش وزارت نفت بعد از کشف میادین کوشک و حسینیه در ایالت خوزستان ذخیره قطعی به 132 بیلیون بشکه افزایش یافت. اکثر مخازن نفتی ایران در میادین بزرگ خشکی (Onshore) در منطقه خوزستان و نزدیک مرز عراق قرار دارد. بطور کلی ایران 40 مخزن تولیدی بزرگ ( 27 میدان در خشکی و 13 میدان در دریا (Offshore)) دارد. میادین نفتی خشکی به ترتیب اهمیت و حجم تولید عبارتند از: اهواز- آسماری ، گچساران، بنگستان، مارون، آقاجری، کرنج- پارسی، رگه سفید، بی بی حکیمه، پازانان. همچنین میادین نفتی سلمان، دورود ، ابوذر، سیری EوA وسروش- نوروز به ترتیب دارای مهم ترین مخازن نفتی دریایی هستند ( EIA, 2006).
متد اکتشاف اکثر مخازن هیدروکربوری ایران بررسی های لرزه ای و زمین شناسی بوده است ولی در برخی موارد تراوش هیدروکربورها به سطح زمین موجب اکتشاف میادین شده است برای مثال مخازن مسجد سلیمان، نفت شاه، آقاجری، نفت سفید به این طریق یافت شده اند. عمدتاً مخازن در ایران دارای تله های ساختمانی طاقدیسی می باشند و تعدادی نیز تله های ساختمانی در ارتباط با نفوذ توده های نمکی می باشد (مثلاً میدان رخش) (Alsharhan and Nairn, 1997).
ایران دارای مخازن شکسته بزرگ و بسیار بزرگی می باشد که غالباً سنگ مخزن آنها سازند آسماری با سن الیگو میوسن می باشد مخازن آقاجری، بی بی حکیمه، هفت کل، سلیمان (کوه آسماری)، کازرون (کوه دشتک)، لالی (کوه پابده-گورپی)، گچساران (کوه پاهین)، پاریس، پازانان، کرنج، پر سیاه، مسجد سلیمان از این جمله مخازن هستند همچنین شکستگی گروه بنگستان در مخزن بل حوران و یاماما در مخزن دورود (هر دو به سن کرتاسه) عامل اصلی ایجاد مخزن بوده است (Nelson, 2001; Alsharhan and Nairn, 1997).
عمدتاً شیل ها و سنگ آهک های آرژیلیتی سازند های گورپی و کژدمی سنگ منشأ اکثر میادین را تشکیل می دهد در برخی مخازن نیز، سازند گرو، برخی از سازندهای گروه بنگستان (بویژه سروک و ایلام) و برخی از سازندهای گروه خامی (بویژه گدون و بخش زیرین سورمه) سنگ منشأ نفت و گاز شناخته شده است. سازند گورپی در میادین هفت کل، کرنج، مسجد سلیمان، نفت شاه ، پرسیاه، پاریس، پازانان، مارون، نفت سفید و سازند کژدمی در مخازن سیروس، بل حوران، نوروز به تنهایی سنگ منشأ می باشند و در مخازن آقاجری، بی بی حکیمه، بینک، لبه سفید، رگه سفید، اهواز و منصوری هر دو این سازند ها (گورپی و کژدمی) مشترکاً سنگ منشأ را تشکیل می دهند. در بقیه مخازن چون خرگ ( گدون و گچساران)، کوپل ( گورپی و گروه بنگستان)، مارون و نفت سفید (گروه بنگستان) ، رستم ( سروک و بخش زیرین سورمه )، رخش ( گدون و بخش زیرین سورمه)، سولابدار (کژدمی و گروه خامی)، بحرگانسار (گورپی، ایلام و کژدمی) سنگ منشأ می باشند. سنگ منشأ ایالت مخازن گازی حوضه خلیج فارس شیل های سیلورین زیرین (سازند سرچاهان) است.(Alsharhan and Nairn, 1997).
سنگ مخازن نفتی ایران عمدتاً سن کرتاسه و ترشیری دارد در میادینی مانند ساسان و رخش سازند عرب به سن ژوراسیک سنگ مخزن می باشد. سازند آسماری در مخازن شکسته و همچنین در مخازن لبه سفید، رگه سفید، بینک، خرگ، کوپل، مارون، نفت شاه، نفت سفید از اصلی ترین سنگ مخازن ایران است. گروه بنگستان (در مخازن بل حوران، آقاجری، بینک، کوپال، مارون، لبه سفید، نفت سفید) ، نحر امر، کژدمی، بورگان، سروک، فهلیان، گروه خامی، ایلام، عرب، غار،جهرم از دیگر توالی های مخزنی مهم می باشند (Alsharhan and Nairn, 1997). برخی مخازن دارای سنگ مخزن ماسه تحکیم‌نیافته هستند که مخازن سیروس (بورگان) و فروزان از آن جمله می باشند (Horn, 2006).
سنگ مخزن مخازن گازی ایران عمدتاً سن پرموتریاس داشته و در گروه دهرم (سازند های فراقون، دالان و کنگان) واقع شده است. تولید مخازن بسیار بزرگ گازی کوه مند، پارس جنوبی و پارس شمالی، نار، دالان، آغار، لامرد، واروی، سمند، کنگان، بندوبست ، هما ، تابناک، شانول وعسلویه در ایران و سایر میادین در منطقه خلیج فارس و کشورهای پیرامون آن نیز از این توالی های کربناته صورت می گیرد. بقیه مخازن سنی جوانتر دارند همچون میدان های تنگ بیجار در سازند سروک، سرخون در سازند جهرم و عضو گوری، گورزین در سازند آسماری، سازندهای سروک و فهلیان، گشوی جنوبی در سازندهای سروک، پایده و آسماری، سورو در سازندهای گدوان و داریان. مخازن پارس جنوبی ، پارس شمالی، کنگان، نار در حوضه خلیج فارس و خانگیران ( حوضه شمال شرق) به ترتیب بیشترین حجم گاز را دارا هستند (Bahmannia,2006).
سنگ پوش مخازن نیز اغلب سازند گچساران و بنگستان بوده و همچنین سازندهای کژدمی، هیث، بورگان، سروک، گدون، گورپی، گروه خامی، بخش زیرین سورمه، بخش زیرین فارس، جهرم در میادین مختلف سنگ پوش می باشند. سازند گچساران در هفت کل، کرنج، مسجد سلیمان، پرسیاه، پاریس، پازانان، آقاجری، بی بی حکیمه، بینک، خرگ، لبه سفید، مارون، نفت سفید، رگه سفید، اهواز، میدان گچساران ، منصوری، نفت شاه سنگ پوش می باشد. سازند بنگستان هم در میادین بل حوران، نفت سفید، آقاجری، بینک، لبه سفید، مارون، گچساران، بحر گانسار و کوپال و سازند کژدمی در مخازن رخش، رستم، منصوری، نوروز و سولابدار (به همراه گروه خامی) سنگ پوش می باشد. سازند های سروک ( در مخازن بی بی حکیمه ، رگه سفید و اهواز)، هیث (در مخازن ساسان، رخش و رستم) ، بورگان به همراه کژدمی (سیروس)، گدون (خرگ)، گورپی (در مخازن کوپال و اهواز)، سورمه زیرین (رستم)، فارس زیرین (بحر گانسار) و جهرم (بحرگانسار) نیز سنگ پوش می باشد (Alsharhan and Nairn, 1997
1) Milled Teeth یا (Steel Tooth) که انواع مته های tri-cone است و دندانه های آن بصورت مخروطی می باشند.
2) Tangstan Carbid Insert یا (TCI) نوعی مته tri –cone است که برای سازندهای سخت بکار می روند.
3) Diamond Bit (الماسه) از جنس فولاد تو پر است و کاج و دندانه نداشته و در عوض تعداد زیادی الماس در قسمت پائین و اطراف آن جاسازی شده است که برای سازندهای سخت مناسب هستند.
سه نوع مته ای که وجود دارد :
الف) PDC یا Poly Crystalline Diamond Contact که مهمترین انواع مته الماسه است.
ب) Bottom Bit
پ) Rock Bit = Cone Bit = Roller Cone Bit = دارای قطعات کاج شکل فولادی که کاج نامیده می شوند که بطور آزاد همزمان با دوران مته می چرخند. اغلب مته ها سه کاج دارند ولی دو کاج و چهار کاج هم وجود دارد. سازندگان مته یا دندانه ها را روی سطح خود کاج می تراشند یا اینکه تکمه های خیلی سخت تنگستن کاربید را روی کاج جا سازی می کنند. از نظر سختی سازند مته های سازند نرم نرم متوسط - متوسط – متوسط سخت – سخت و متراکم – فوق العاده سخت و ساینده و شکسته ساخته می شوند. از نظر کاربرد مته ها را معمولا" به دو دسته مته های حفاری و مته های مغزه گیری تقسیم می نمایند که البته در هر دسته از انواع مختلف ابزارهای برنده و طرحهای مختلف تاج و آبرو استفاده می نمایند. در داخل تمامی مته ها مسیرهائی تعبیه شده که به گل حفاری اجازه خروج می دهند. اکثر مته ها فواره هائی (Nozzle) دارند که سیال حفاری را بصورت جریانی با سرعت زیاد به اطراف و زیر هر کدام از کاجها هدایت می کنند.
میزان و ارزش رسوبات نفتخام در مخازن
همراه با نفتخام خوراک پالایشگاه‌ها، علاوه بر نمک و آب، مقداری هیدروکربورهای سنگین و همچنین گل‌ولای از طریق خطوط لوله به مخازن انتقال می‌یابد که در زمان نگهداری به مرور زمان ته‌نشین شده و لجن‌های نفتخام را تشکیل می‌دهند. در پالایشگاههای کشور معمولا این مواد پس از یک دورة چند ساله، به روش سنتی توسط نیروی انسانی جدا شده و در خاک مدفون می‌گردند که این امر علاوه بر از دست دادن ترکیبات باارزش هیدروکربوری، آلودگی شدید محیط زیست را نیز در پی دارد. در بعضی موارد، رسوبات حاصله از مخازن ذخیره‌سازی نفتخام در پایانه‌ها، صادر میشوند.
طبق بررسی‌های صورت گرفته در سال ????، میزان رسوبات نفتخام در پالایشگاه‌ها حدود ??? هزار تن و با ارزش تقریبی ?? میلیون دلار برآورد شده است که با اعمال نرخ تورمی سال ?? نسبت به ??، ارزش کنونی آن تقریباً ?? میلیون‌دلار می‌باشد
ظرفیت مخازن در پایانه‌ها بیشتر بوده، لذا رسوبات بیشتری هم تشکیل میشود؛ در پالایشگاه‌ها و پایانه‌ها از ?? میلیون بشکه ظرفیت ذخیره نفت خام، حدود ?.? تا ?.? میلیون بشکه، به‌علت تشکیل رسوب غیرقابل استفاده است.
معایب روش‌های رسوب‌زدایی متداول در کشور
?. روش سنتی:
در این روش که نیاز به سرمایه‌گذاری اولیه ندارد، نیروی انسانی، رسوبات را از کف مخزن جدا و خارج میکند؛ در نتیجه هزینة عملیاتی، هزینة پیمانکاری می‌باشد. این روش نیاز به زمان طولانی دارد و در طول انجام مراحل، مخازن از سیستم خارج شده و عملأ ظرفیت ذخیره‌سازی کاهش می‌یابد. در این روش، برای نرم‌کردن رسوبات از نفت‌گاز و آب گرم استفاده میشود و به همین دلیل، محیط از نظر ایمنی نامناسب می‌باشد. علاوه بر این، قسمت بیشتر رسوبات بازیافت نمی‌شود.
?. روش شیمیایی
در این روش علاوه بر نفت‌گاز و آب‌گرم، از مواد شیمیایی برای تسهیل انحلال رسوبات استفاده میشود. از مهمترین معایب به‌کارگیری این روش مشکلات تهیه، حمل و استفاده از حجم نسبتاً زیاد مواد شیمیایی بویژه برای مخازن ذخیره با ظرفیت زیاد، اختلاط مواد شیمیایی با مواد نفتی بازیافتی و در نتیجه آلودگی خوراک پالایشگاه‌ها و نفت خام صادرات و نیز هزینة گزاف مواد شیمیایی در حجم مورد نیاز می‌باشد. بدیهی است که از نظر ایمنی به‌دلیل استفاده از مواد شیمیایی، شرایط بدتر از روش سنتی است.
فعالیت‌های نوپا در این حوزه، در کشور
البته جهت پیشرفت بیشتر در بازیافت رسوبات، کارهای دیگری نیز صورت گرفته است که از آن جمله می‌توان به یک پروژه تحقیقاتی اشاره کرد که بازیافت براساس روش‌های مبتنی بر بیوتکنولوژی را مورد توجه قرار داده است.
از دیگر فعالیت هایی که اخیراً انجام شده است، خرید دو دستگاه بازیافت مکانیکی ( (Crash Oil Washing System ، تحت لیسانس یک شرکت ژاپنی است که در حال حاضر، عمدة به کارگیری آن، بازیافت رسوبات مخازن در پایانه‌هاست. علت عدم استقبال پالایشگاه‌ها از این تکنولوژی، هزینة نسبتاً بالای آن ذکر میشود. در ادامه به معرفی این تکنولوژی و مزایای آن می‌پردازیم.
تکنولوژی بازیافت مکانیکی (C.O.W.S)
در این روش، نفتخام از مخازن دیگر گرفته‌شده و با فشار برروی رسوبات پاشیده میشود تا انحلال رسوبات صورت گیرد. ابتدا نفت خام ازمخزن سرویس به مخزن مورد رسوب‌زدایی انتقال می‌یابد و سپس توسط دستگاهی با فشار روی رسوبات در جهات مختلف پاشیده میشود تا انحلال رسوبات انجام شود. در نهایت رسوبات حل شده از مخزن مورد رسوب‌زدایی خارج شده و به مخزن سرویس انتقال داده میشود.
نتیجه‌گیری
همانطورکه گفته شد فعالیت‌های انجام شده در این زمینه، نوپا و محدود می‌باشد. یک راه برای سرعت بخشیدن به این امر آن است که در پالایشگاه‌ها و پایانه‌ها، با توجه به حجم مخازن، نوع نفتخام و میزان رسوبات و با بهره‌گیری از اطلاعات تکنولوژی‌های متعدد به‌کار رفته در دنیا، پروژه‌های تحقیقاتی مناسب از نظر هزینه و زمان، تعریف و نتیجه آنها به کار گرفته شود.
نکته دیگر در مورد ارزیابی اقتصادی روش بازیافت مکانیکی ( C.O.W.S ) در کشور می‌باشد. براساس اطلاعات و ارقام موجود، به‌کارگیری آن کاملاً اقتصادی است. به‌عنوان مثال در یکی از پالایشگاههای کشور، ارزش رسوبات در ? مخزن حدود ? میلیون‌دلار برآورد شده که با صرف هزینة ??? میلیون تومان برای هر مخزن، حدود ??? میلیون تومان برای هر مخزن صرفه‌جویی میشود.
ماخذ:
مقاله ای از حمید آغاجری
گروه نفت دانشگاه آزاد واحد امیدیه
پروژه ایجاد مخزن هوشمند ( پویانما) که در حال حاضر کارشناسان پژوهشگاه صنعت نفت آن را در دست اجرا دارند، با ارائه اطلاعات پویای (دینامیک) مخازن هیدروکربوری، تصمیم گیری در مورد روش ها و سیاست های برداشت از مخازن را آسان می سازد.
اطلاعات پویا (دینامیک) معمولا اطلاعاتی از جمله فشار و دمای محلی، چگالی (دانسیته) و گرانروی (ویسکوسیته) درون مخازن را شامل می شود، که دستیابی به آنها در مقایسه با اطلاعات ایستا (استتیک) نظیر جنس سنگ و یا لایه های مخزن روندی بسیار پیچیده تر را طلب می کند.
مهندس مهدی داراب مسوول پروژه ایجاد مخزن هوشمند بر اساس فناوری نانو در این باره می گوید: «دستیابی به اطلاعات پویای مخازن همواره از نکات کلیدی در مشخصه یابی مخازن نفت و گاز و مخازن هیدروکربوری بوده است و در این پروژه تراشه ای به نام " پویانما" ساخته می شود که اطلاعات مورد نظر را «درجا» و« به هنگام» در دسترس کارشناسان قرار می دهد، این اطلاعات سپس در یک اتاق کنترل در محل، پردازش و با نرم افزاری که نگارش آن تکمیل خواهد شد تصویر سازی می شود. با داشتن این اطلاعات کارشناسان می توانند تصمیم گیری مناسب را در مورد چگونگی برداشت از مخزن انجام دهند و برای مثال تصمیم بگیرند برای جبران افت فشار ناشی از ازدیاد برداشت گاز یا آب به مخزن تزریق شود.
به گفته وی دستیابی به اطلاعات دینامیک حلقه مفقوده در عملیات مشخصه یابی مخازن است و چنانچه این روش تازه به سرانجام برسد انقلابی در زمینه مشخصه یابی مخازن خواهد بود که در سایر نقاط جهان نیز می تواند مورد استفاده قرار گیرد.
در حال حاضر از روش های سنتی آنالیز فشار و دما برای دستیابی به اطلاعات پویای مخازن استفاده می شود و با استفاده از این اطلاعات مخزن مورد نظر در سیلندرهایی در آزمایشگاه شبیه سازی می شود، مهمترین نقاط ضعف این روش ها، احتمال فراوان خطای آزمایشگاه و آزمایشگر است که میزان صحت داده هایی را که از این راه به دست می آید کاهش می دهد.
مهندس داراب علاوه بر مزیت های یاد شده، سرعت عمل و صرفه جویی در وقت و هزینه را از دیگر امتیازات روش تازه می خواند و تصریح می کند: «این ایده کاملا بکری است که در ایران ایجاد شده و در پژوهشگاه در حال اجرا است و در حال حاضر در کشورهای جهان از همان روشهایی که نام برده شد استفاده می شود، با این تفاوت که برخی از شرکت های خارجی هستند که در حین حفاری علاوه بر چاه های عمودی، چاه های افقی و مایل حفر می کنند، کاری که ما انجام نمی دهیم. بواقع آنها از یک نوع حفاری هوشمند استفاده می کنند که اطلاعات بهتری به آنها می دهد، اما شیوه کلی کار یکی است.»
به گفته وی این پروژه از شهریور سال 1383 آغاز شده، مطالعات امکان سنجی آن به پایان رسیده و هم اکنون وارد مرحله طراحی شده است. داراب می افزاید: «این مرحله یک سال به طول می انجامد و در این مدت پروژه جدیدی تعریف می شود که شامل طراحی الکترونیکی و فیزیکی تراشه پویانما و تست آن در یک چاه مصنوعی است که در سطح زمین ایجاد خواهد شد.»
وی می گوید: برای اجرای این طرح یک محدوده زمانی 5 سال تعیین شده است که سرانجام آن ساخت یک مخزن هوشمند است و با توجه به این که در مرحله نظری بیش از 80 درصد انتظارات ما برآورده شده است به آینده این طرح بسیار خوشبین هستیم.»
اما آیا استفاده از این طرح محدودیت هایی را نیز به دنبال خواهد داشت یا در تمامی مخازن و شرایط قابل بکارگیری است؟ مهندس داراب در این زمینه می گوید: «این احتمال وجود دارد که فناوری مورد نظر در مخازنی با فشار بیش از 15 هزار" پی اس آی" قابل استفاده نباشد و ناچار به ایجاد تغییراتی در آنها باشیم، که برخی از مخزن های پارس جنوبی دارای چنین شرایطی هستند. اما چاه های نفت کشورهای حاشیه خلیج فارس دارای فشار 10 هزار پی اس آی هستند و این شیوه برای آنها کاملا مناسب است.»
مسئله چگونگی برداشت از مخازن نیز امروزه به یکی از مسائل بسیار مورد توجه کارشناسان و متخصصان اکتشاف و برداشت نفت تبدیل شده است. چگونگی برداشت و رفتاری که با مخزن می شود در واقع بر عمر مخزن و میزانی که می توان از آن برداشت کرد تاثیر مستقیم می گذارد و از همین روست که مخزن ها را از نظر عمر به جوان، میانسال و پیر تقسیم کرده اند و معتقدند که در هر کدام از این دوره ها باید به شیوه ای مناسب همان دوره با مخزن برخورد کرد و به عبارتی مخزن را به چشم یک موجود زنده نگریست که سوء رفتار با آن می تواند به پایان عمر بهره برداری از مخزن در نیمه راه بیانجامد.
داراب با اشاره به حجم عظیم مخازن ایران و اهمیتی که هر گونه سرمایه گذاری در عرصه برداشت از مخازن نفتی می تواند داشته باشد می گوید: استفاده از فناوری مخزن هوشمند می تواند به ازدیاد برداشت 5 الی 15 درصدی منجر شود و این مسئله بویژه زمانی اهمیت پیدا می کند که دریابیم برداشت ما از مخازن هیدروکربوری حدود 20 درصد است که این رقم در مقابل میانگین برداشت در جهان یعنی 60 الی 70 درصد بسیار ناچیز است.
اما یکی از مهمترین ویژگی های این پروژه استفاده از فناوری نانو در ساخت تراشه پویانما است، مهندس داراب در توضیح این مسئله می گوید: فناوری نانو در راهبرد کلی به دو دسته تقسیم می شود یکی فناوری بالا به پایین (تاپ داون) و دیگری فناوری پایین به بالا (باتم آپ) که بیشتر فرایندهای انجام شده در مقیاس نانو در کشور ما تا کنون به شیوه پایین به بالا کار شده است، یعنی ساختاری تشکیل و توسعه داده می شود. اما در ساخت تراشه پویانما از شیوه «آزمایشگاه روی تراشه» (لب آن چیپ) استفاده شده که جزیی از همین بخش نانو از بالا به پایین است، ملموس ترین مثال در این مورد افزایش ترانزیستورها روی سطح مشخصی از سیلیکون است که در تراشه های مختلف مورد استفاده قرار می گیرد و در اینجا ما توانسته ایم جریان های کوچکی را در مقیاس نانو بسازیم.»
با توجه به حجم عظیم مخازن نفت وگاز کشور شک نیست که هر گونه سرمایه گذاری در عرصه حفاظت، برداشت مناسب و رواج فرهنگ درست بهره بردای از این مخازن در میان دست اندرکاران صنعت نفت از اهمیت بسیاری برخوردار است. از این رو چنانچه به کارگیری فناوری مخزن هوشمند آن گونه که دست اندرکاران این پروژه می گویند بتواند ازدیاد برداشتی در حدود 5 الی 10 درصد را به همراه داشته باشد، می تواند بخش قابل توجهی از این اختلاف را جبران کند و بهره وری از این منابع طبیعی پر ارزش را افزایش دهد. منابعی که ممکن است در صورت توجه نکردن به نکات کارشناسانه و استفاده بی رویه از آنها آسیب ببینند و یا برای همیشه در عمق خاک و دور از دسترس باقی بمانند.
پروژه "ایجاد مخزن هوشمند بر اساس فناوری نانو" با همکاری پژوهشگاه صنعت نفت به عنوان کارفرما و شرکت پژوهشگران فناوری نانو به عنوان مجری طرح در دست اجراست.
پـــالایــشــگـــاه اصــفـهــان از دو پــالایـشـگــاه شـمــاره یــک و دو بـا ظرفیت‌های مساوی یک صد هزار بشکه در روز تشکیل شده است. پالایشگاه اول، در بهمن 1358 آغاز به کار کرد و به فاصله شش ماه بعد نیز در سال 59 راه‌اندازی شد. محل این پالایشگاه، حدود 16 کیلومتری شمال اصفهان در مسیر جاده اصفهان به تهران واقع شده و با توجه به فـاصـلـه کـمـتـر از ده کـیلومتری با شهرهای پرجمعیت خمینی شهر، شـاهـیـن شـهـر و شـهـرک مـنـتظری عملکرد بهینه آن از نقطه نظر مسائل زیست محیطی حائز اهمیت است. خوراک نفتخام این پالایشگاه از حوزه‌های نفتی مارون و شادگان به وسیله خطوط لوله تامین میشود. سوخت مصرفی این پالایشگاه، از دو نوع سوخت مایع و گاز که شامل گـازهـای پـالایـشگاه، مواد تولیدی سبک و نامرغوب و سوخت سنگین طراحی شده است.
پالایشگاه اراک
پـالایـشـگـاه اراک بـا تـوجه به امکانات تامین نوع نفتخام و مواد تـشـیـکـل دهـنده آن، همچنین نیاز مناطق مصرف با ظرفیت 150 هزار بشکه در روز در سال 1372 با ضریب پیچیدگی نسبتا بالا در 22 کیلومتری جنوب غربی شهر اراک (روستای شازند) طراحی و راه‌اندازی شده اســــت. خـــوراک نــفـــت‌خـــام ایـــن پالایشگاه از حوزه‌های نفتی مارون از طریق خط لوله 30، 32 و 36 اینچی تـــامــیـــن مـــی‌شـــود. ســوخــت ایــن پـالایـشـگـاه شـامل سوخت گاز از جمله گازهای جمع‌آوری شده از واحـدهـای پـالایـش، گـاز‌طبیعی و بـنزین واحد کاهش گرانروی (به دلیل مشخصات نامطلوب کیفی) و سوخت مایع سنگین تامین میشود. پالایشگاه اراک به دلیل داشتن واحد سی.سی.ال می تواند بنزین بدون سرب تولید کندپالایشگاه آبادان
پالایشگاه آبادان با ظرفیت 630 هـزار بـشـکـه در روز بـزرگ ترین پالایشگاه جهان و تنها موسسه عظیم ایران و پایه انتقال فناوری به همه صنایع کشور قبل از پایان جنگ عراق علیه ایران بوده است. در طول جنگ صـدمـات زیادی به این پالایشگاه وارد و پس از خاتمه جنگ با توجه به موازنه تولید و مصرف فرآورده‌های نفتی در کشور تعداد زیاد واحدهای آن بازسازی و احداث شد و تعداد دیگری در دست مطالعه است. قبل از جنگ محصولات این پالایشگاه نه تنها نیاز داخلی را تامین که مقداری نیز به خارج صادر می‌کرد. هم اکنون ظرفیت تصفیه نفتخام روزانه این پالایشگاه حدود 450 هزار بشکه است که بزرگ ترین پالایشگاه منطقه بــه شـمــار مــی رود. خـوراک ایـن پالایشگاه از مجموع 450 هزار بشکه ارسالی به پالایشگاه 150 هزار بشکه نفتخام شیرین از حوزه اهواز - آسماری با خط لوله، 130 هزار بشکه نـفــت‌خـام تـرش مـخـلـوط مـنـاطـق مرکزی توسط خط لوله و 170 هزار بـشـکـه نفتخام ترش و سنگین صادراتی با خط لوله به پالایشگاه ارســـال مـــی‌شـــود. ســـوخـــت ایــن پـــــالایـــشـــگـــــاه نــیــــز از گــــازهــــای پالایشگاهی، نفت کوره، گازطبیعی آغاجاری و گاز مایع تامین میشود.
پالایشگاه بندرعباس
این پالایشگاه به منظور تامین قسمتی از فرآورده‌های نفتی مورد نیاز کشور به ویژه مواد میان تقطیر و بنزین با ظرفیت اسمی 232 هزار بشکه در روز احداث شد که شامل 220 هزار بشکه نفتخام و 12 هزار بشکه مایعات گازی سرخون است. بـا تـوجـه بـه مـحـدود بودن ذخایر نـفـت‌خـام سـبـک کـشـور، طـراحـی پالایشگاه بندر عباس در سال 1384 این پالایشگاه را قادر ساخته تا روزانه 260 هزار بشکه نفتخام، 20 هزار بشکه میعانات گازی را فرآورش و محصول آن را از طریق شبکه خطوط لـولـه و اسـکله نفتی احداث شده صادر کند. خوراک نفتخام این پـالایـشـگـاه از جزیره خارگ و به وسـیـلـه نـفـتـکـش تـامـیـن مـی‌شـود. سـوخـت این پالایشگاه نیز از هر دونوع سوخت مایع و گاز است.
پالایشگاه کرمانشاه
پالایشگاه کرمانشاه با ظرفیت 15 هزار بشکه در روز در سال 1350 بر اساس مشخصات فنی میدان های نفتی کنار رودخانه قره سو و در داخـل شـهـر کـرمـانـشـاه بـا ضریب پـیـچـیـــدگـــی طـــراحــی، احــداث و راه‌اندازی شد. از نظر موقعیت آب و هوایی این منطقه سردسیر است و دما آن در زمستان تا منفی سی درجه سانتیگراد کاهش می یابد. خوراک این پالایشگاه در زمان طراحی از چاههای نفتی شرات با خط لوله 18 ایـنـچـی بـه طـول 260 کـیـلـومتر به پـالایـشگاه ارسال میشود. در پی شـرارت‌های رژیم بعث عراق در سال 1359 و به دلیل اشغال چاه‌ها، ارسال نفتخام به پالایشگاه قطع و کار پالایشگاه عملا متوقف شد. به منظور راه‌اندازی مجدد، خط لوله افرینه - کرمانشاه به قطر 16 اینچ و به طول 172 کیلومتر احداث و در آبان 1362 به بهره برداری رسید. در سال 1370 نیز نفتخام سرکان - ماله کوه از طریق همین خط لوله با نفتخام اهواز - آسماری مخلوط و جهت تـصـفـیـه بـه پـالایشگاه ارسال شد. هم‌اکنون خوراک پالایشگاه شامل هر سه نوع خوراک نفت شهر، اهواز - آسماری و سرکان - ماله کوه است. با توجه به تغییرات نفتخام، کنترل شـرایـط فـرآیـنـدی بـرای پالایشگاه مشکل بوده که سبب نوسان در مقدار فرآورده‌ها، سوخت و ضایعات شده اســــت. بـــرای اجــتــنـــاب از بـــروز مـشـکـلات نـاشی از این موضوع، می‌توان نفتخام دریافتی از هر منبع را بـه صـورت مـجـزا ذخـیره و به تـفـکیک وارد پالایشگاه کرد یا با افـزایـش تـعـداد همزن‌ها نفتخام خــوراک را بــه صــورت مـخـلــوط یکنواخت از نفت‌خام‌های مختلف درآورد و به پالایشگاه ارسال کرد.
پالایشگاه تهران
بـــررســـی تـــولــیـــد و مـصــرف فرآورده‌های نفتی در شمال کشور موجب شد ابتدا پالایشگاه شماره یک تهران با ظرفیت طراحی 100 هزار بشکه در روز در سال 1347 و به دنبال آن با درسال 1352 پالایشگاه شماره دو با ظرفیت طراحی روزانه 125 هزار بشکه در کنار پالایشگاه شماره یک در جنوب شهر تهران با ضریب پیچیدگی متوسط احداث و راه‌اندازی شود. عملکرد بهینه این پـالایـشـگـاه از نـظـر مسائل زیست محیطی بسیار مهم و حیاتی است. خوراک نفتخام این پالایشگاه از حوزه‌های نفتی اهواز - آسماری، مارون و شادگان به وسیله خط لوله تامین میشود.
پالایشگاه شیراز
مـطـالـعـه و بررسی و مصرف فرآورده‌های نفتی و نفتخام مورد نیاز در جنوب کشور موجب شد که پالایشگاه شیراز به وسیله شرکت >Universal oil products< با ظرفیت روزانـــه 40 هـــزار بـشـکــه در روز کارکرد، طراحی و به وسیله شرکت ایتالیایی>Snam progett < با نظارت شرکت ملی نفت ایران در سال 1352 بهره‌برداری شود. در جریان جنگ تحمیلی تغییرات بسیاری برای بهبود روش‌هــــای تــــولــیــــد و افــــزایــــش فرآورده‌ها اعمال شد که طراحی، ساخت، نصب و بهره برداری از واحد قیر دمیده و تولید قیر باتری برای اولین بار در ایران از این جمله اسـت. ظـرفـیت طراحی پالایشگاه شـیـراز روزانـه 40 هـزار بـشـکـه و ظرفیت بالقوه آن روزانه 50 هزار بشکه نفتخام به اضافه 7 هزار بشکه میعانات گاز است. با نصب و راه‌اندازی یک کوره جدید در واحد تقطیر ظرفیت این پالایشگاه حدود 35 درصــد افــزایــش یـافـتـه اسـت. نفتخام مورد نیاز این پالایشگاه به وسیله یک خط لوله ای به طول 230 کـیـلـومـتر از منابع نفتی گچساران تامین میشود. بر اساس بررسی‌های فنی- اقتصادی، از سال 1376 روزانه به طور متوسط 4000 بشکه میعانات گازی میادین سرخون و ماله کوه به نـفـت‌خـام خـوراک ایـن پـالایشگاه تزریق و این موضوع سبب افزایش فرآورده‌های میان تقطیر و در نتیجه افزایش ضریب بازدهی پالایشگاه میشود.
پالایشگاه تبریز
مطالعه و بررسی مقدار تولید و مصرف فرآورده‌های نفتی در کشور، همچنین تامین نفتخام، توزیع بهینه فرآورده‌های نفتی و سایر تسهیلات جانبی موجب شد تا پالایشگاه تبریز طراحی 80 هزار بشکه در روز در سال 1356 احداث و راه‌اندازی شود. ایـن پـالایـشـگـاه در 15 کـیـلـومـتری جنوب غربی تبریز واقع و به وسیله شرکت U.O.P طراحی شده است. در سال 1372 با انجام تعمیراتی در واحد تقطیر ظرفیت پالایشگاه به 120 هزار بشکه در روز افزایش یافت، ولی اسـتفاده از واحدهای پایین دستی تاکنون میسر نشده است. خوراک نـفــت‌خــام ایــن پــالایـشـگـاه نـیـز از حوزه‌های اهواز - آسماری و شادگان توسط خط لوله تامین میشود.
پالایشگاه لاوان
بـه منظور تامین فرآورده‌های مـورد نیاز بنادر ساحلی، همچنین سـوخت کشتی‌هایی که در خلیج فـارس تـردد مـی‌کـردند، پالایشگاه لاوان با ظرفیت طراحی 20 هزار بشکه در روز در سال 1355 به عنوان پالایشگاهی با ضریب پیچیدگی کم در جزیره لاوان احداث و راه‌اندازی شــد. مـتـعــاقـب آن در سـال 1373 دسـتـگاه‌های مراکس برای شیرین کردن نفت، همچنین نمک‌زدایی به واحـدهـای پالایشی این پالایشگاه اضافه شد و ظرفیت آن به روزانه تا 30 هزار بشکه در روز افزایش یافت. خوراک نفتخام این پالایشگاه از حوزه‌های نفتی فلات قاره به وسیله خط لوله 10 اینچی به طول حدود یک کیلومتر تامین میشود. از گاز مایع، نـفـت گـاز و نـفت کوره به عنوان سوخت در پالایشگاه لاوان استفاده میشود. در نهایت با مقایسه ارقام مربوط به تعداد کارکنان، میزان برق مصرفی، میزان سوخت به کار رفته، ظرفیت تولید هر پالایشگاه و محاسبه و مقایسه کارآیی و بهره‌وری این پــالایـشـگــاه کـه بـه شـرح آن نـمـی پردازیم، می‌توان نتیجه‌گیری کرد که پـــالایــشــگـــاه تــبـــریـــز و شــیـــراز از پالایشگاههای دیگر کارآتر است که تبریز مقام اول را در این باره به خود اخـتصاص داده است. با توجه به مـســــائــــل مــطـــرح شـــده بـــه بــیـــان راهـکــارهــایــی بــه مـنـظــور ارتـقـای وضــعــیـــت کـنــونــی پــالایـشـگــاه‌هــا پـرداخـته‌ایم تا با به کارگیری آنها شــاهـد بـازدهـی و کـارآیـی بـیـشـتـر پالایشگاه‌ها کشور باشیم.
راهکارهای سیاستی
1- یکی از موضوع‌هایی که باید مورد توجه قرار گیرد، زیاد بودن تـعـداد کـارکـنـان در پالایشگاههای کشور است که این نیروی کار اضافی بـه کـاهـش کارآیی منجر میشود. پـالایـشـگاهی با ظرفیت 400 هزار بشکه یا بیشتر در کشورهای پیشرفته را 400 تا 500 نفر اداره می‌کنند، در حالی که پالایشگاههای کشور ما و از جـمـلـه پـالایشگاه آبادان از نیروی انسانی چند هزار نفری برخوردارند.
2- تـــرکــیــب نـیــروی انـســانــی پـالایـشـگـاه‌هـای کـشور ما با دیگر کشورهای جهان متفاوت است، در حالی که میانگین سابقه کار و تجربه ایـن نـیـروهـا در کـشـورهای دیگر، اهمیتی ویژه دارد.
3- بحث بعدی مربوط به ارتقای سطح دانش علمی کارکنان است، نیروی کار در پالایشگاههای ایران مـهـارت‌هـای تخصصی ندارد و با استفاده از آموزش‌های تخصصی، می‌توان سطح دانش علمی کارکنان را افزایش داد.
4- پالایشگاههای ایران به دلیل استفاده نابهینه از مواد اولیه، ضایعات بـسـیار زیادی تولید می‌کنند و سبب اتلاف انرژی و سوخت میشوند که با انـجـام تـدابیری می‌توان جلوی این ضایعات و اتلاف انرژی را گرفت.
5- از دیـگــر عـوامـل مـوثـر بـر ســـودآوری پـــالایــشـگــاه‌هــا، مـیــزان سرمایه‌گذاری در این بخش است، به عبارت دیگر هر چه سرمایه‌گذاری اولیه بیشتر باشد، در نهایت سودآوری نیز بیشتر خواهد بود.
6- درجـــه پــیــچــیـــدگـــی یــک پـــالایــشــگـــاه و تـــوانـــایـــی تــولـیــد محصولات با ارزش، از عوامل موثر بـر وضـعـیـت سوددهی آن است. تــــولــیـــد بـــالای نــفـــت کـــوره در پالایشگاههای کشور، بر نامناسب بودن سوددهی آنها تاثیر دارد. برای تــبــــدیــــل ایــــن مــحــصــــولات بـــه محصولات باارزش تر، واحدهای اضــافـی نـیـاز اسـت کـه ایـن کـار، هم اکنون در پالایشگاههای آبادان و اراک و بندر عباس در حال انجام اســـــــت بـــــــه طـــــــور مـــشـــخــــــص پالایشگاههای ایران عموما در سطح مـتوسط است و پیچیدگی بالایی نـــدارد. پـــالایـشـگــاه‌هــای اراک و بـنـدرعـبـاس و پـس از آنـها دیگر پـالایـشگاه‌ها، بعد از بازسازی و اجرای طرحهای توسعه‌ای به نوع پیچیدگی نزدیک می‌شدند، اما باز هم درطبقه پیچیده قرار نمی‌گیرند.
7- از دیگر راهکارهای افزایش کـارآیـی و اثربخشی پالایشگاه‌ها، واگـذاری ایـن واحـدهـا بـه بـخـش خـصـوصـی اسـت. ایـن مـسـئـله در بخشی از این واحدها تحقق یافته و در بـخـش عـظـیمی با چالش‌هایی روبه‌رو است.
قیمت گذاری و فروش نفت را به جرات می توان از پیچیده ترین عملیات اقتصادی دنیا دانست. پیش از دهه 70 میلادی، زمانی که هفت خواهران نفتی بازار نفت دنیا را در اختیار داشتند، قیمتگذاری و حتی نحوه فروش نفت از سوی آنها صورت می گرفت. پس از قدرت گرفتن اوپک، قیمتگذاری نفت از دست شرکتهای پرقدرت نفتی خارج شد و کشورهای تولید کننده نفت آنرا به دست گرفتند. اوپک فقط چند سال توانست در زمینه قیمتگذاری قدرت نمایی کند و پس از مدتی این قدرت از دست این سازمان خارج شد و این بار در اختیار بازار قرار گرفت . در همین باره یعنی قیمت گذاری و فروش نفت ایران، با دکتر حجت الله غنیمی فرد قائم مقام معاون شرکت ملی نفت ایران در امور بین الملل گفت و گویی انجام داده ایم.
آقای دکتر به عنوان یک مقام مسئول بفرمایید الان فروش نفت ایران در چه مرحله و مقطعی است؟ آیا توانسته ایم به سطح درآمد مورد نیازمان برسیم؟ فروش نفت ایران بر اساس مصوباتی که از مرجع تصمیم گیرنده، هیات مدیره شرکت ملی نفت، صادر شده بر مبنای شرایط معین در آن مصوبه به متقاضیان فروخته می شود. متقاضیان خرید نفت این طور تقسیم بندی شده اند که یا باید پالایشگر باشند و یا با پالایشگاههایی که بتوانند نفت خام ایران را پالایش کنند قرارداد داشته باشند. دلیلش هم این بود که نفت خام به دست افرادی نیفتد که بدون داشتن مشتری مورد نظر در روی آنها سرگردان بماند و قیمت نفت ایران را در حدی پایین به دیگران بفروشند و برای شرکت ملی نفت ایران که فروشنده اصلی نفت است و حدود 2 میلیون و 300 هزار بشکه نفت خام را صادر می کند، با مشکل مواجه نشود.
چنانکه شرکتی شرایط مورد نظر را داشته باشد آن را به عنوان متقاضی ثبت نام شده در لیست مجموعه شرکتهای مورد قبول تلقی می کنیم و برای رابطه با این شرکت سوابقی از آن می خواهیم از جمله سوابق چند سال گذشته اش در عملیات نفتی و سابقه. در ضمن باید 3 بانک معتبر جهانی نیز آن شرکت را تایید بکنند. طرفهای اصلی قراردادی که در آن رشته معتبر هستند هم اعلام بکنند شرکت مذکور چه وضعیتی داشته است. شرکت باید وضعیت مالی خودش طی سه سال گذشته را اعلام بکند و آن اظهار، معتبر باشد به این معنی که یک حسابرسی بین المللی در مکانی که آن شرکت ثبت شده آنرا تایید کند. سپس اعلام می شود این شرکت اعتبارات مالی دارد یا نه و همچنین مشکلات حسابرسی در مدیران آن شرکت ها و سود و زیان آنها باید مشخص شود. باید طرفهای اصلی یعنی صاحبان اصلی این شرکتها شناسایی شوند به این معنی که مشمول حضور کسانی که علیه منافع ایران اقداماتی کرده و شناخته شده اند و یا صهیونیست ها نباشند.
یعنی با توجه به این موضوع که اشاره کردید طرف خرید، باید پالایشگر باشد آیا در معاملات نفتی واسطه ها را کلا حذف کرده اید؟
نخیر، اتفاقا در بخش نفت، گروهی به اسم تجار نفت وجود دارند که پالایشگر نیستند ولی در عین حال چون نفت را برای پالایش می خرند، اینها هم در مصوبه طرف قرارداد شناخته شدند. آنها هم چنان چه دارای سوابق مثبت و قرارداد پالایشی باشند مورد قبول هستند لذا به دنبال اینکه فردی را که واسطه کار تجارت نفت است از این مجموعه حذف کنند نبوده اند. در بخش نفت تجار نفتی ای هستند که از نظر قدرت مالی کمتر از پالایشگاهی های نفتی نیستند و صحت عملکرد شان هم کمتر از آنها نیست.
با توجه به این موارد ایران برای فروش نفت با چند شرکت در ارتباط است؟
شرکتهای متعددی هستند. چه در بخش اروپا چه در بخش آسیا با تعداد زیادی از شرکتها معاملات تجاری نفتی برای رساندن به مقصد پالایشگاه ها و یا با پالایشگرها برای مقصد خودشان قرارداد وجود دارد. البته بخش مربوط به آفریقا بر اساس مصوبه ای که بازهم، مصوبه هیات مدیره شرکت ملی نفت است به شرکت «نیکو» سپرده شده اس. این شرکت که تماما متعلق به شرکت ملی نفت ایران است، بطور کلی نفت به آفریقا را انجام می دهند که خریدار اصلی ما در آفریقا کشور آفریقای جنوبی است.
شیوه فروش از ابتدای پیروزی انقلاب به این سبک بوده یا تغییر پیدا کرده است؟
بخشی از روند فروش نفت خام در رابطه با ثبت شرکت هاست که در پاسخ به سوالهای قبلی به آن اشاره شد. ثبت شرکتها تقریبا از چند سال پیش به شکل فعلی شروع شده است اگر چه قبل از اینکه این ضوابط به تصویب هیات مدیره شرکت ملی نفت برسد عملا چیزی نزدیک به 10-15 سال گذشته هم آنها اجرا و همین ضوابط در نظر گرفته می شد. یعنی تا شرکتی این مدارک را نمی فرستاد و احراز صلاحیت نمی شد نمی توانست طرف خرید باشد. ولی طی چند سال گذشته این مطلب چون به تصویب هیات مدیره نفت هم رسیده به صورت یک روش کاری درآمده که هر شرکتی به شرط داشتن این شرایط بعد از اینکه از لحاظ کارشناسی مورد تایید قرار گرفت نامش به هیات مدیره داده می شود و هیات مدیره شرکت ملی نفت بعد از اینکه گزارش مبنی بر تایید مدارک را قبول کرد،اجازه می دهد نام آن شرکت به لیست خریداران اضافه شود. لذا از نقطه نظر کاری ثبت نام و اینکه این موارد نهایتا به صورت کتبی به هیات مدیره اعلام بشود حدودا از سال 79 است که دارد انجام میشود ولی این ضوابط قبلا هم به صورت کامل اجرا می شد ولی اجازه هیات مدیره را لازم نداشت. اگر چه این را هم باید در نظر داشته باشیم که موقعیت شرکت های نفتی تغییر کرده تعداد شرکت های واسطه نفتی طی این دوران کمتر شده به خصوص از اواسط دهه 1990 نه تنها شرکت های تجاری نفتی کمتر شدند بلکه برخی از شرکتهای تجاری بزرگ بخش نفت شان کوچک یا حذف شده است و عملا هم با تجربه ای که طی این 15-14 سال اخیر کسب شده، به پالایشگرهایی که نفت خام را به صورت خاص تصفیه می کنند بیشتر دسترسی مستقیم پیدا کردیم و پالایشگرها هم دلشان می خواهد که مستقیم با تولید کننده نفت خام در تماس باشند. پس اگر شما الان نسبت به 12-10 سال پیش تعداد کمتری از واسطه های نفتی را در مجموعه قراردادها می بینید. به این علت است که خود پالایشگرهایی هم که طرف ما بودند دیگر بخشی از اینها را مورد نیاز نمی بینند. برخی از پالایشگرها به علت مشکلات مالی که برای باز کردن اعتبار اسنادی دارند یا مهلت پرداخت سی روزه را مهلت کمی می بینند و مهلت بلند مدت تری را لازم دارند بعضی وقتها از تجار نفتی استفاده می کنند تا بتوانند این اعتبارات را به آنها بدهندو فرصت بلند مدت تری را داشته باشند در عین حال چون به نفت ایران نیاز دارند می توانند از طریق واسطه قراردادن شرکت های تجاری نفتی که در لیست شرکت ملی نفت ایران قرار دارند، قرار داد را پیش ببرند. امید است پس از بررسی هایی که صورت می گیرد، وزارت نفت اعلام کند شرکتهای تجاری نفتی ایران هم می توانند در این مجموعه وارد بشوند. شرایط شرکتهای ایرانی که در ایران ثبت شده اند و تمایل دارند در این زمینه کار بکنند باید چه باشد و نیز شرایطی که برای این شرکتها باید فراهم بشود نیاز به کار کارشناسی داشته که بخشی از آن انجام شده است.
یعنی طی این مدت اصلا شرکتهای تجاری که در ایران ثبت شده باشند وارد این معاملات نفتی نشده اند؟متاسفانه هیچکدام از شرکتهای ایرانی تا کنون دارای شرایطی که تعیین شده، نبوده اند.
کاهش تعداد شرکتهای تجاری و واسطه های معاملات نفتی و در کنار اینها بحران روابط ایران و آمریکا آیا در مساله فروش و معامله نفتی ایران اختلال ایجاد کرده است؟
شرکتهای تجاری نفتی به ویژه آنهایی که مورد تایید شرکت ملی نفت ایران بودند، طی 10 -15 سال گذشته که با آنها کار شده هیچکدام شرکتهایی نبودند که به دنبال ایجاد مشکل برای صادرات نفت باشند. اینها نه تنها مشکلی ایجاد نکردند بلکه در بعضی موارد امکاناتی فراهم کردند که صادرات ما را تسهیل کرد. مثلا قبل از اینکه آمریکا رابطه خودش را به صورت مستقیم در اواسط سال 1995 قطع بکند، به آمریکا مستقیم نفت فروخته می شد. شرکتهایی وجود داشتند که نفت ما را به قصد پالایشگاه هایی در اروپا می بردند که این پالایشگاه ها آمریکایی نبودند ولی این شرکتها، شرکتهای تجاری آمریکایی بودند و نفت را برای پالایشگاه خاصی می بردند و از فراورده اش در نهایت استفاده می کردند. علاوه بر این حتی قبل ازاینکه ما رابطه ای مستقیم با شرکتهای آمریکایی برای مقاصد غیر کشور ایالات متحده داشته باشیم، شرکتهای واسطه ای بودند که نفت خام ایران را برای پالایشگرهای آمریکایی در اروپا می بردند و اینها در آن مدتی که رابطه مستقیم بین ما و شرکتهای پالایش آمریکایی نبود به صورت شرکتهای فعال تجاری کار می کردند، مشکلی ایجاد نکردند و درامر صادرات تسهیل هم ایجاد می شد و بعد از اینکه با پالایشگرهای آمریکایی به این نتیجه رسیده شد که برای مقصد غیر از ایالات متحده مستقیم کار شود، این شرکتهای تجاری ما بین کنار رفتند ولی حتی بعد از این هم مشکلی برای ما ایجاد نکردند.
نتیجه گفت و گوی ایران با پالایشگران آمریکایی چه بود؟
زمان مربوط به روابط تجاری ایران با پالایشگران آمریکایی به دوران بسیار بلندی بر می گردد ما چندی بار توسط آمریکا تحریم شدیم یکی از زمان هایی که تحریم شدیم زمان ریاست جمهوری ریگان بود. تحریم ایالات متحده به دنبال تحریم قبلی ادامه پیدا کرد ولی این تحمیل مشمول عدم خرید پالایشگرهای نفتی آمریکایی در خارج از آمریکا نمی شد ولی در سال 1995 میلادی، با قطع رابطه کامل تجاری توسط کلینتون دیگر خرید نفت ایران به مقصدی حتی غیر از ایالات متحده آمریکا برای پالایشگران آمریکایی ممنوع شد. به این نکته باید اشاره کرد که تجار نفتی که بین تولید کنندگان و مصرف کنندگان نفت قرار می گرفتند، چنانچه با ضوابطی که مشخص شده بود نه تنها مشکلی ایجاد نمی کرد بلکه تسهیلات معاملاتی ایجاد می کردند و حتی در برخی از موارد که ایران با مشکلات مالی روبرو می شد برخی از این شرکتهای تجاری نفتی حاضر بودند پولی را پیش بدهند و بعدا نفت را به قیمت روز برداشت در آینده ببرند.
آیا این طور پیش آمده که شرکتهای آمریکایی دوباره خواستار خرید نفت ایران بشوند؟ شرکتهای نفتی یا پالایش آمریکایی به علت همان دستور العمل رئیس جمهوری سابق آمریکا«کلینتون» ممنوع از خرید نفت خام از ما هستند و عملا هم ما به آنها فروشی نداریم.
حتی با واسطه هم نمی خرند؟حتی با واسطه هم نمی خرند و ما هم هیچ اصراری نداریم به زور به کشوری که ممنوعیت ورود نفت خام ما را دارد، نفتی را صادر کنیم ضمن اینکه باید بگوییم رابطه ما با شرکتهای آمریکایی رابطه حرفه ای برای تبادل اطلاعات مربوط به بازار نفت است یعنی در هر سمینار و جلسه ای که ملاقاتی صورت می گیرد مبادله اطلاعات مربوط به بازار نفت، آینده نفت و تحمیل های نفت است و لی انعقاد قراردادی در کار نیست. عملا تا حالا در این مورد در خواستی از سمت آنها نبوده است چرا که هیچکدام از این شرکتها که در سطح معاملاتی با ایران مورد تایید بودند، دنبال فرار از قوانین و ضوابطی نیستند که برای آنها وضع شده است و شرکت ملی نفت ایران هم حاضر نیست با هر شرایط و به هر شکلی به آنها نفت بفروشد.
قطع روابط در زمینه خرید نفت از ایران برای ما چه مشکلاتی پیش آورد؟در سال 1374 بر اساس اطلاعات و آماری که در همان زمان هم در مطبوعات چاپ شد، برای هر دوره سه ماهه با مشکلاتی روبرو شدیم ولی همان سال هم علت بالا بودن قیمت نفت نسبت به پیش بینی بودجه، در پایان سال 1374 توانستیم آن مقدار از صادرات خودمان را که به شرکتهای پالایشگر آمریکایی داشتیم به شرکتهای دیگر بدهیم و نهایتا در پایان آن سال توانستیم بیشتر از آن چیزی که باید در سال 74 ایجاد درآمد می کردیم، به خزانه واریز کنیم ضمن اینکه دیگر تحریم آن سه ماه مشکلی ایجاد نکرده بود، رقم ریخته شده اضافی به خزانه بیشتر می شد ولی عملا این شد که باز هم علیرغم این مشکل بعد از سه ماه توانستیم مشکل را حل کنیم و بیشتر از رقم پیش بینی شده در بودجه به خزانه ریخته شد.
الان وضع ما چگونه است؟ آیا فرمول قیمت ما عوض شده است؟ وضع ما خوشبختانه این طور است که اکثریت قراردادهایی که بر اساس قرارداد بلند مدت است شرق یعین به آسیا از پاکستان تا ژاپن صادر می شود. چیزی قریب به 7 تا 8 درصد به قاره آفریقا صادر می شود و نزدیک به 32 درصد به اروپا . ما به قاره آمریکا یعنی کشورهایی چون کانادا، برزیل و اروگوئه قبلا نفت صادر می کردیم ولی بعد از کم شدن سهمیه های تولید برای اعضای اوپک طی چند سال گذشته به آن بازارها نفت صادر نشده است و عملا با توجه به افزایش تقاضایی هم که در حال حاضر بعد از این سالها پیش آمده ، در بازگشت به میزان تولیدی که اوپک میزانش را اضافه کرده و بعد از کسر مقدار پالایش داخلی ، هنوز هم به بازار قاره آمریکا نفتی صادر نمی شود.
آقای دکتر اگر خواسته باشیم در شیوه فروش نفتمان تغییری بدهیم شما بهترین شیوه را چه شیوه ای می دانید؟ابتدا یک قسمت از سوالات قبل شما را که بی پاسخ ماند جواب می دهم این سوال که آیا فرمول قیمتی ما عوض شده یا نه؟ نوع نفت فروختن ما طی تمام سالهای بعد از انقلاب رو به تکامل بوده و تمام کسانی که دراین بخش بودند چه آنهایی که از بخش رفتند و به مسئولیت های دیگری گمارده شدند و چه آنها که در همین بخش ادامه فعالیت دارند، در متحول شدن این تصمیمات و رسیدن به آن چیزی که امروز هست و باید تکامل یابد، سهیم بودند. ما در حال حاضر فرمول قیمت های نفتی ایران را برای هر ماه میلادی حدودا تا دهم ماه میلادی قبل اعلام می کنیم. برای بازار آسیا یک فرمول قیمت داریم ولی بازار اروپا را تقسیم کردیم به بازار شمال غرب اروپا – بازار مدیترانه و در بازار مدیترانه دو نوع فرمول قیمت را اعلام می کنیم یکی مشتریانی که از خارک آن به مقصد پالایشگاه های مدیترانه می برند یکی پالایشگرهایی که نفت خامی را که ما از دهانه کانال سوئز از طریق خط لوله ای که در مصر هست به بندر سیدی کریر می رسانیم و اصطلاحا در آنجا آماده صادرات می کنیم می برند لذا دو قیمت اعلام می کنیم یکی قیمتی که از خاک برداشت می شود دیگری قیمتی که از دهانه کانال سوئز برای مقصد مدیترانه و یک قیمتی که از مبدا خارک برای شمال غرب اروپا است. قیمت مربوط به آفریقا را هم به همین ترتیب با عنوان قیمت بعدی باید در منطقه غرب اعلام بکنیم. در حال حاضر برای تمام قراردادهای بلند مدت، قیمتی که به آسیا می رود بر اساس قیمت میانگین ماهیانه نفت خام عمان و دبی است و با توجه به اینکه کدام نفت خام مورد نظر است، صحبت می کنیم تعدادی به این میانگین اضافه یا کم می شود. یکی از عواملی که ما به آن توجه خاص می کنیم رفتار رقبای ما در این بازار است که به بازار شرق مقدار زیادی نفت صادر می کند. در بازار غرب همکه ما داریم صادر می کنیم، مبنای قیمتی مان اصطلاحا قیمت برنت است ولی برنتی که اصطلاحا به آن قیمت میانگین، وزنی ماهیانه IPE می گویند. باز هم موقعی که فرمول برای مقصد غرب اعلام می شود، یکی از توجهات خاص که باید داشته باشیم این است که رقبای ما در بازار غرب چگونه رفتار می کنند و رقبای اصلی در بازار شمال غرب اروپا و در بازار مدیترانه علاوه بر برخی تولید کنندگان خلیج فارس، تولید کنندگان نفت در دریای شمال و روسیه هم هستند. در بازار آفریقا رابطه قیمتی، بسیار نزدیک به شمال غرب اروپا است. مثل همان رابطه قیمتی در شمال غرب اروپاست. با یک مقدار افزایش به علت اینکه نسبت به مقصد از نقطه نظر مبدا خارک نزدیکتر هستند. در شمال غرب اروپا در بعضی از موارد مقاصد 45 روزه داریم تا نفت از خارک به آن برسد. در صورتی که در رابطه با آفریقای جنوبی چیزی نزدیک به بیشتر از 15 روز را نیاز نداریم. با توجه به این نکات باید گفت از نقطه نظر فرمول قیمت فرمول ماهیانه اعلام می شود. زمانهایی که قرار باشد مقادیری به صورت تک محموله فروخته بشود مشمول مصوبه دیگری از هیات مدیره شرکت ملی نفت ایران است که باید شرایط تک تک موارد در قیمت مورد توجه قرار بگیرد و لذا در موارد تک محموله که موارد بسیار کمی نسبت به کل قرار داده استپایه های قیمتی به جز مواردی که در بالا گفته شد می تواند سبدی از ترکیب آنها و دیگر نفت های شاخص در بازار باشد.
شما فرمودید به صورت ماهانه اعلام می شود. مثلا در نفت خام شاخص فرمول قیمتی آسیا آیا می تواند تغییر بکند؟فعلا نخیر. اتفاقا نکته ای در مورد آسیا وجود دارد و آن این است که عده ای از پالیشگر ها و عده ای متخصصین نفتی معتقد هستند قیمت خام نفت دبی که یکی از شاخص های فرمول قیمت آسیاست، غیر واقعی و بیشتر از ارزش واقعی است که دارد. شاخص قراردادن این نفت خام مربوط به چندین سال قبل است که به چیزی نزدیک به 400 هزار بشکه در روز از آن تولید می شد ولی الان این رقم 140 تا 150 هزار بشکه بیشتر نیست. عده ای معتقد هستند رقم قیمتی اعلامی دبی در نشریه های بین المللی رقم اصطلاحا متورم شده ای است و بیان کننده واقعی ارزش این نفت خام نیست لذا در آسیا برای مدتهای مدیدی همگی به دنبال نفت شاخص جایگزین بودند که جایگزین را برای این داشته باشند.
ایران می تواند جایگزین شود؟شرکت ملی نفت ایران در ارتباط با این مطلب به یکی از طرفهای اصلی خودش در آسیا پیشنهاداتی داد و گفته شد اگر بازار آمادگی داشته باشد ایران آماده است یکی از نفتهای خودش را به عنوان این ملاک در تعیین قیمت ها اعلام بکند. البته دراین سیستم بین المللی نفتی دقیق تر و بهتر اینطور خواهد بود که اگر این جایگزینی می خواهد انجام بشود فقط یک قیمت نفت خام نباشد که شبهه ای پیش بیاید که توسط یک تولید کننده در آن دستکاری می شود در آن صورت پیشنهاد شد حداقل یکی از تولید کنندگان دیگر هم یکی از نفت های خود را در این مجموعه بیاورد تا ترکیبی از دو نفت ایران و آن تولید کننده پایه قیمتی باشد، به جای دبی که به خاطر کاهش تولید کنندگان مشکل ایجاد می کند و این کار می تواند ثبات قیمتی را در بازار پیش بیاورد.
این ایده چرا قبول نشد؟بعد از مدتی یکی از نشریاتی که اعلام قیمت می کند سکعی کرد که قیمت نفت عمان را نسبت به قبل از خودش طوری اعلام بکند که چنانچه مثلا در دبی معاملاتی صورت گرفت و کمی کسری بود، برای اینکه بتواند انجام بشود بتواند به عمان رجوع بدهند و این ترکیب جایگزینی عمان برای دبی باعث شد که مقداری از ان مشکل تورم شدن قیمت دبی را منتفی بکند و حداقل این مشکل برای مدتی به تاخیر بیفتد.
آقای دکتر سوال من این است که اگر شما با توجه به تجربه چندین ساله ای که در بخش فروش نفت دارید شیوه فروشی که خواسته باشیم مدرنیزه تر باشد و به هر حال «به روز» باشد را برای کشور ما تبیین بکنید آن شیوه چه می تواند باشد؟بخشی از شیوه ها به ابزار بر می گردد. در ابزار اگر بتوانیم در آینده نزدیکی وارد بازارهای بورس نفت و وارد معاملات آنگونه ای که در این بازارها هست، بشویم، باید مراحل بعدی مربوط به تجارت تبدیل تجارت از تجارت«بر روی کاغذ» به تجارت «بدون کاغذ» یا «الکترونیکی» را طی کنیم. داشتن تجارت الکترونیکی نه تنها تمام مکاتبات را حذف می کند بلکه تسریع و ارتقای کیفی به انجام کارها می دهد. این مطلب فقط به شرکت ملی نفت ایران بر نمی گردد که این علاقه مندی را داشته باشد بلکه برخی از ضوابط و امکاناتی که در داخل وجود دارد اجازه این کار را به طور کامل و کافی به ما نمی دهد. بعضی از مدارکی که باید نگهداری شود و بعضی موارد مانند امکانات مخابراتی که در اختیار ما هست این اجازه را به ما نمی دهد که بتوانیم براحتی همه امکاناتی که برای معاملات اینترنتی در دنیا وجود دارد، را به کار گیریم.اگر این مشکلات رفع شود، مرحله بعدی کار می تواند یکی از مراحل پر موفقیت باشد.
آیا شیوه فروش ما با شیوه فروش نفت عربستان خیلی فرق دارد؟ تا آنجایی که از فروش نفت خام آنها اطلاع وجود دارد، آنها هم مثل ایران اعلام قیمت ماهیانه می کنند. آنها هم شرایطی برای قبول کردن مشتریان خود دارند که اگر در بعضی موارد، آسانتر از ما نباشد، مشکل تر از ما نیست. تعداد زیادی مشتری داریم که هم مشتری ما هستند و هم مشتری عربستان و این مشتریان شرکت ملی نفت ایران را از لحاظ کیفیت شیوه فروش کمتر از آنها نمی دانند.
