باشگاه خبری فراساحل: سال ۱۳۸۰ با حضور مهندس بیژن نامدار زنگنه در وزارت نفت، غلامرضا منوچهری همراه وی به حوزه نفت آمد و در شرکت‌های مهمی همچون پتروپارس مشغول به کار شد. وی را می‌توان در زمره مدیران صاحب نام توسعه‌ای نامید و باید افزود که بخش اصلی فعالیت‌های وی در میدان گازی فوق عظیم پارس جنوبی است. وی در فاصله سال‌های ۱۳۶۸ تا ۱۳۸۰ معاونت وزیر نیرو در امور آب و فاضلاب را بر عهده داشت. منوچهری از سال ۱۳۸۰ تا ۱۳۸۹ برای مدت ۹ سال، مدیرعامل شرکت پتروپارس بود. همچنین در فاصله سال‌های ۸۰ تا ۸۹ مدیر پروژه فازهای ۶، ۷ و ۸ پارس جنوبی و عضو هیئت مدیره شرکت پتروپارس بود. در سال‌های ۸۹ تا ۹۰ مشاور ارشد مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران و در فاصله سال‌های ۹۰ تا ۹۱ مدیرعامل گروه صنعتی سدید بود.

در دور جدید وزارت زنگنه در نفت، در فروردین ماه ۹۳ با انتخاب اعضای هیئت مدیره جدید شرکت مهندسی و ساخت تأسیسات دریایی ایران (IOEC)، منوچهری، سکان مدیریت ارشد این شرکت فراساحلی را به دست گرفت تا اینکه در ششم اردیبهشت ماه ۱۳۹۵، رکن‌الدین جوادی ابهری، مدیرعامل سابق شرکت ملی نفت ایران، با صدور حکمی غلامرضا منوچهری را به عنوان معاون خود در امور توسعه و مهندسی منصوب کرد. سوابق درخشان منوچهری و تخصص او در بخش مهندسی و توسعه، پایگاه اطلاع رسانی شرکت ملی نفت ایران را به گفت و گو با این مدیر ۶۰ ساله نفتی هدایت کرد تا درباره چالش‌ها و فرصت‌های پیش روی صنعت نفت و دیگر مسائل توسعه ای گفت‌وگویی داشته باشد که ماحصل آن را در ادامه می‌خوانید.

به عنوان سوال نخست در مورد فرصت‌ها و چالش‌های پیش روی صنعت نفت بگویید؟
در شرایط حاضر ارتقای ضریب بازیافت از میدان‎های نفتی کشور و استفاده از فناوری‎های روزآمد در این زمینه از جمله مسائلی است که مورد توجه صنعت نفت است. بر اساس برآوردهای آماری شرکت بریتیش پترولیوم، ایران از نظر مجموع ذخایر نفت و گاز حائز رتبه نخست منابع هیدروکربوری در جهان است و از این رو کارشناسان معتقدند ایران مناسب ترین و بیشترین ظرفیت‎های سرمایه گذاری نفتی در جهان را دارد. ایران امکان صادرات گاز و سواپ نفت را دارد و می‌تواند به عنوان مرکزی برای مبادلات انرژی مطرح شود. باید بدانیم که توسعه ایران با صنعت نفت گره خورده است. اگرچه شاهد تحولات سریع در بخش انرژی مثل انرژی خورشیدی هستیم، اما همچنان شاهد رشد استفاده از منابع هیدروکربوری از جمله نفت و به ویژه گاز خواهیم بود.

ضریب بازیافت مخازن نفتی هم اکنون چند درصد است و اینکه برنامه شرکت ملی نفت ایران برای افزایش این ضریب چیست؟
همانطور که می‌دانید هم اکنون بسیاری از میدان‎های نفتی ایران در نیمه دوم عمر خود قرار دارند و دچار افت تولید شده‎اند. ضریب بازیافت کنونی میدان‌های کشور، حدود ٢٥ تا ۲۷ درصد است که می‌تواند تا ٤٠ درصد افزایش یابد. مجموع ذخایر درجای نفت کشور حدود ٨٠٠ میلیارد بشکه است که در صورت افزایش حتی یک درصدی توان بازیافت، حدود هشت میلیارد بشکه به تولید نفت کشور افزوده می‌شود که بر اساس قیمت‌های کنونی نفت، چهارصد میلیارد دلار به ذخایر کشور می‌افزاید. افزایش ضریب بازیافت مخازن نفتی، موضوعی ضروری است زیرا برخی از این میدان‎ها مشترک است و برخی به مرور دچار مشکلات فنی از جهت توان بازیافت خواهند شد از این رو با جدیت از سوی شرکت ملی نفت ایران دنبال می‌شود گواه آن اینکه هم اکنون نفت با شرکت‌های داخلی و خارجی با هدف توسعه ثانویه میدان‌های هیدروکربوری تفاهمنامه مطالعاتی امضا کرده است. انتظار می‌رود با به ثمر نشستن فعالیت‌های مطالعاتی و پژوهشی میدان‌های هیدروکربوری و همچنین بهره مندی از توان نیروی انسانی، فناوری‌های نو و جذب سرمایه بتوان ضریب بازیافت نفت را طی سال‌های آتی به میزان قابل قبولی افزایش داد.

به ضرورت افزایش ضریب بازیافت در میدان‌های مشترک اشاره کردید لطفا بفرمایید که هم اکنون این ضریب در میدان‌های فعال غرب کارون چند درصد است؟
در قراردادهای فعلی در غرب کارون، ضریب بازیافت (Recovery) پیش بینی شده پنج و نیم درصد است، در صورتی که می‌تواند به ۲۰ و حتی بالای ۳۰ درصد فکر کنیم، این افزایش ریکاوری بیشتر از همه محصول تکنولوژی جدید است. آنچه به نام انتقال دانش و تکنولوژی می‌شناسیم در واقع توان بکارگیری تکنولوژی‌های روز دنیا از سوی ایرانی¬ها است. باید بدانیم از لحاظ تئوری تکنولوژی مورد نیاز چیست و از نظر نحوه پیاده سازی آن، ابزارهایی که برای این منظور لازم است را نیز باید بشناسیم.

به بیان دیگر یک بخشی از تکنولوژی به مهندسی مخزن و شناخت دقیق تر از زمین شناسی مخزن و کیفیت سیال به طور تفصیلی و عمیق مربوط می‌شود تا بتوانیم لایه‌های مخزنی خود را شناسایی و دنبال کنیم و بر اساس ارزیابی که پیش و پس از حفاری آزمایشی حاصل می‌شود، از آنها استخراج کنیم. البته در این مرحله باید ابزار و تکنولوژی لازم را در اختیار داشته باشیم تا لایه‌ها را تخلیه کنیم. باید توجه داشت که این ابزارها فقط مربوط به شیوه حفاری نیست؛ تزریق مواد شیمیایی، آب و گاز و همچنین هیدروکراکینگ یا شکستن لایه‌ها به منظور آزادسازی هیدروکربور محبوس در مخزن نیز شامل این تکنولوژی می‌شود که متنوع هم است.

در بخش بالادستی صنعت نفت، اساسا شناخت نرم افزارها و سخت افزارهای سیستم‌های مدیریتی و دانش فنی و امکان پیاده سازی آن انتقال تکنولوژی به شمار می‌رود، بر این اساس اگر همکاری موفقی با شرکت‌های بزرگ بین المللی داشته باشیم، شرکت‌های ایرانی هم می‌توانند الگو بگیرند و به سرعت رشد کنند؛ مثلا پای توتال که به پارس جنوبی باز شد و طرح توسعه فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی را با موفقیت مدیریت و اجرا کرد، شرکت‌های ایرانی هم در همکاری با این شرکت فرانسوی رشد کردند و در ادامه فعالیت‌های خود در دیگر پروژه‌ها از مدل توسعه فازهای ۲ و ۳ استفاده کردند و کمابیش موفق هم بودند.

وضعیت توسعه میدان مشترک پارس جنوبی را چگونه ارزیابی می‌کنید؟
شرکت ملی نفت ایران و کارکنان آن در دوران تحریم توانایی خود را در توسعه میدان‎های نفت و گاز به ویژه میدان مشترک پارس جنوبی نشان دادند، در این دوران فازهای ١٢، ١٥، ١٦، ١٧، ١٨ پارس جنوبی توسعه یافتند و بخش عمده ای از فعالیت‎های توسعه ای فازهای ١٩، ٢٠ و ٢١ نیز انجام شده است. همچنین فازهای ١٣، ١٤، ٢٢، ٢٣ و ٢٤ هم تا پایان سال آینده به تدریج وارد مدار می‌شوند. ظرفیت فعلی تولید گاز در پارس جنوبی هم اکنون بیش از ٤٦٠ میلیون مترمکعب در روز است که انتظار می‌رود این ظرفیت تا اوایل سال آینده به حدود ٥٢٠ میلیون مترمکعب در روز برسد.

البته باید در نظر داشته باشید هم اکنون پارس جنوبی وارد دوره افت فشار شده است و تا چند سال آینده باید سیستم‌های تقویت فشار بگذاریم که سقف تولید حفظ شود، اکنون در ارتباط با ایجاد سیستم‌های ویژه برداشت ثانویه از مخزن که سنگین و پر هزینه است، به اقدامات تکمیلی در مخزن و استفاده از تکنولوژی‌های روز دنیا نیاز است. اگر شرکت‌های ایرانی هم در معرض شرکت‌های توانمند بین المللی قرار بگیرند، با الگوبرداری فرا می‌گیرند که شرایط جدید مخزن را چطور مدیریت و بهره برداری کنند. در آن سوی مخازن مشترک یعنی در قطر همه شرکت‌های صاحب نام بین المللی کار می‌کنند، حداقل باید در این سو بتوانیم درباره توسعه این میادین از تکنولوژی روز دنیا استفاده کنیم تا در آینده این تکنولوژی را در فازهای دیگر توسط شرکت‌های ایرانی به کار ببریم و بهره برداری کنیم.

آمارها نشان می‌دهد که در برداشت از پارس جنوبی، هم تولید میعانات گازی (کاندنسیت) در حال افت کردن است و هم فشار گاز خروجی از مخزن که هر دو خطرناک است و ما را نگران کرده، از این رو، باید با کار هوشمندانه تری تولید و توسعه پارس جنوبی را ادامه دهیم. برای دستیابی به تکنولوژی‌های روز مورد نیاز باید با سرویس کمپانی‌ها و «IOC»‌ها، همکاری مشترک داشته باشیم تا سرمایه، تکنولوژی و مدیریت را با هم به کشور بیاورند.

سهم ساخت داخل را در اجرای پروژه‌های نفتی به چه میزان ارزیابی می‌کنید؟
بر اساس برنامه ریزی‎های انجام شده، باید ٢٠٠ میلیارد دلار در صنعت نفت سرمایه گذاری شود و حدود ٧٠ درصد آن به کار پیمانکاری ساخت و مدیریت بخش داخل اختصاص یابد. هم اکنون نیز به دنبال همکاری با شرکت‌های بین المللی صاحب فناوری هستیم، اما اجرای بخش عمده پروژه‌ها باید از طریق همکاری با شرکت‎های ایرانی انجام شود.

هم اکنون میزان تولید نفت و گاز کشور چقدر است؟
در حال حاضر تولید گاز و مشتقات آن در کشور از حیث معادل هیدروکربوری با تولید نفت برابری می‎کند و حتی فراتر از آن است؛ به‌طوری‌که هم اکنون روزانه معادل ٤,٥ میلیون بشکه گاز، میعانات گازی و دیگر مشتقات گازی تولید می‎شود و با احتساب تولید حدود چهار میلیون بشکه نفت در روز، در مجموع معادل بیش از هشت میلیون بشکه معادل نفت خام در کشور تولید می‌شود.

شرکت ملی نفت ایران تاکنون چند تفاهمنامه به شیوه جدید قراردادی با شرکت‌های خارجی امضا کرده است؟
شرکت ملی نفت ایران تاکنون برای توسعه میدان‎های نفت و گاز با ۱۹ شرکت بین‌المللی همچون شرکت انگلیسی-هلندی شل، توتال فرانسه، اینپکس ژاپن، گازپروم نفت روسیه، مالزی و ... تفاهم‎نامه مطالعاتی و همکاری امضا کرده است که برخی از این تفاهم‎نامه‎ها مانند فاز ١١ پارس جنوبی در قالب موافقت‎نامه اصولی (HOA) پیش رفتند. در ضمن تفاهمنامه‌های دیگر نفتی نیز امضا می‌شود.

تاکنون برای چه میدان‌هایی تفاهمنامه مطالعاتی امضا کرده اید و اینکه اولویت توسعه میدان‌های یاد شده بر چه اساسی سنجیده می‌شود؟
تاکنون برای میدان‌های یاران، مارون، کوپال، فاز ۱۱ پارس جنوبی، پایدار غرب، آبان، آبتیمور، منصوری، دهلران، میدان نفتی سومار، چنگوله، کرنج، شادگان، رگ سفید، چشمه خوش، دالپری، بلال، آزادگان، یادآوران و میدان گازی کیش، سوسنگرد و فرزاد بی و همین اواخر میدان‌های گلشن و فردوسی تفاهمنامه مطالعاتی امضا شده که برای مطالعه بعضی از میدان‌ها با بیش از یک شرکت تفاهمنامه امضا شده است. معیارهایی مانند حجم تولید تجمعی، فناوری‌های مورد استفاده، پلاتوی تولید و مواردی از این قبیل در طرح‌های پیشنهادی شرکت‌های طرف تفاهم شرکت ملی نفت ایران مورد بررسی قرار می‌گیرد اما در نهایت تکلیف توسعه میدان‌ها بر اساس مناقصه مشخص می‎شود با این تفاوت که شرکت‌هایی که تفاهم‎نامه مطالعاتی امضا کرده اند، فرصت بیشتری برای مطالعه و بررسی میدان در اختیار داشته اند.

در مجموع باید به این موضوع را در نظر گرفت که با توجه به حجم عظیم ذخایر هیدروکربوری موجود در ایران، صنعت نفت ما نیازمند سرمایه گذاری‎های گسترده است و نیاز به سرمایه گذاری بین‎المللی برای رسیدن به اهداف پیش بینی شده اجتناب ناپذیر است. شرکت ملی نفت ایران به دنبال جذب سرمایه خارجی همراه با انتقال فناوری‎های روز برای توسعه میدان‎های نفت و گاز است و می‌خواهد این هدف را با استفاده از قراردادهای جدید نفتی و بهره مندی از همکاری‎های مشترک شرکت‎های ایرانی و بین‎المللی محقق سازد. در این راستا برای اولین بار با شرکت‌های اکتشاف و تولید (E&P) ایرانی به طور رسمی حضور یافته و در کنار شرکت‌های بین المللی فرصت فعالیت و رشد را پیدا کنند.

ایران نسبت به سایر کشور چه مزیتی برای جذب سرمایه دارد؟
هزینه و ریسک پایین تولید نفت و گاز دو مزیت ایران برای جذب سرمایه است. در واقع «امنیت سرمایه گذاری» در صنعت نفت و گاز ایران یکی از الزام‎هایی بوده که شرکت ملی نفت ایران همواره نسبت به آن پایبند بوده است. در حوزه عملیاتی هم سرمایه گذاری در بخش بالادستی نفت و گاز کشور دارای امنیت بالایی است این در حالی است که با توجه به سطوح کنونی قیمت نفت، سرمایه گذاری در پروژه‎های بالادستی صنعت نفت در بسیاری از مناطق جهان توجیه اقتصادی ندارد. سرمایه گذاری برای توسعه میدان‎های نفتی در آب‎های عمیق در خلیج مکزیک یا توسعه میدان‎های نامتعارف شیل اویل و شیل گاز نیز به سختی توجیه می‌شود.

با توجه به موارد مطرح شده، در سطوح کنونی قیمت نفت خام، ریسک سرمایه گذاری در میدان‎های نفت و گاز کشور ایران پایین است به طوری که هم اکنون هزینه تولید نفت و گاز در ایران در مقایسه با بسیاری از کشورهای جهان بسیار پایین بوده که این موضوع انگیزه سرمایه گذاری در صنایع نفت و گاز کشور ازسوی شرکت‌های بین‌المللی را دو چندان کرده است. از طرف دیگر با توجه به تلاطم‌های سیاسی و ناامنی در منطقه خاورمیانه عربی, موقعیت سیاسی و امنیتی با ثبات ایران فضای مناسبی را برای توسعه سرمایه گذاری فراهم می‌کند.

شرکت ملی نفت ایران برای توسعه فازهای دوم میدان‌های یادآوران و آزادگان شمالی چه برنامه ای دارد و اینکه چقدر احتمال دارد توسعه این میدان‌های به شرکت‌های چینی واگذار شود؟
برگزاری مناقصه‌های بین المللی برای توسعه فازهای دوم میدان‌های نفتی یادآوران و آزادگان شمالی در دستور کار است. شرکت‌های چینی هم برای ادامه همکاری باید درمناقصه شرکت کنند.  شرکت سی‎ان‎پی‎سی چین تمایل دارد قرارداد توسعه میدان آزادگان شمالی را ادامه دهد اما ما اعلام کرده ایم در صورت تمایل باید در قالب قرارداد جدید همکاری را ادامه داده و در مناقصه شرکت کند که در نهایت این پیشنهاد را پذیرفتند. درباره تکلیف حضور چینی‎ها در توسعه میدان یادآوران باید گفت که در این زمینه با شرکت سینوپک چین مذاکرات لازم انجام شده و قرار است برای توسعه این میدان نیز مناقصه بین المللی برگزار شود.

ازعملکرد شرکت چینی که در آزادگان شمالی فعالیت می‌کند راضی بوده اید؟
مجموعه عملکرد آنها قابل قبول بوده است. البته قرارداد موجود فقط تولید طبیعی مخزن را شامل شده و طبیعتا در قرارداد آتی تمرکز شرکت ملی نفت ایران روی بکارگیری تکنولوژی‌های برتر برای افزایش ضریب بازیافت است.

به طور کلی تا پایان امسال کدام طرح‌های توسعه نفتی و گازی به بهره برداری می‌رسند؟
اتفاق‌های خوبی در راه است. در لایه نفتی پارس جنوبی نیز خوشبختانه چاه‌ها و تاسیسات فراساحلی برای تولید روزانه ۲۷ تا ۳۰ هزار بشکه نفت آماده است. شناور بهره برداری و ذخیره سازی نفت (FPSO) هم در حال نصب تجهیزات است و در بهمن ماه امسال از چین به ایران می‌آید. این تجهیزات حدود ۳۵۰ میلیون دلار هزینه داشته است که ساخت آن طبق برنامه پیش می‌رود. همچنین امید است طرح توسعه فازهای ۱۷ و ۱۸ پارس جنوبی هم تا پیش از پایان امسال به طور رسمی بهره برداری شود. هم اکنون تولید از فاز ۱۹ را هم آغاز کرده ایم. سکوی C ۱۹ و سکوی فاز ۲۱ در مدار تولید قرار دارند و در کل پیش از پایان امسال، فاز ۱۹ پارس جنوبی و فازهای ۲۰ و ۲۱ آماده بهره برداری می‌شوند.

در میان پروژه‌هایی که به آن اشاره کردید چه میزان از آن به گاز و چه میزان به نفت مربوط است؟
با بهره برداری از پنج فاز استاندارد، حداقل تا پایان امسال ۱۰۰ میلیون مترمکعب به میزان برداشت گاز از پارس جنوبی افزوده می‌شود که به دنبال آن، حجم برداشت گاز ایران از این مخزن مشترک با میزان برداشت فعلی گاز قطر نزدیک می‌شود. در واقع حدود ۱۲۰ میلیون مترمکعب به ظرفیت تولید گاز پارس جنوبی افزوده می‌شود که یکصد میلیون را به صورت حداقلی در نظر می‌گیریم. در غرب کارون هم حدود ۱۰۰ هزار بشکه به ظرفیت تولید روزانه نفت کشور افزوده می‌شود که البته ۳۰ هزار بشکه آن با تولید میدان یاران هم اکنون در مدار قرار گرفته است.

در پایان اگر نکته ای است بفرمایید.
در جمع بندی باید گفت که به اعتقاد من موتور اقتصاد ایران را نفت باید به حرکت در آورد. در واقع یکی از اجزا اصلی آن نفت است و باید همدلی بیشتری انجام شود تا کار نفت سرعت پیدا کند. باید یک وفاق ملی به وجود بیاد که حجم سرمایه گذاری و کار در صنعت نفت را بالا ببریم و از منافع خود به ویژه در میادین مشترک استفاده کنیم و سرعت انتقال تکنولوژی به کشور را بیشتر کنیم. سرعت اشتغال جوانان را بالا ببریم و مهندسان جوانی که در طول سال‌های گذشته به خارج از کشور رفتند را بتوانیم برگردانیم. همه حرفشان یکی است ولی ممکن است در بیان و گفت و گو به تقابل‌ها و کناره گیری‌هایی ختم شود که این مناسب نیست. دیالوگ در صنعت نفت باید عوض شود. اگر اختلافات سیاسی هم وجود ندارد نباید نفت هزینه آن را بدهد و نباید این اختلافات باعث توقف کارهای نفتی شود.