فاز 19 سریع تر، ارزان تر و کیفی تر از پروژه های مشابه

«پروژه های 35 ماهه» عنوانی بود  که د ر اواسط 1389 و برای توسعۀ هم زمان فازهای 13، 14، 19، 20-21 و 22-24 انتخاب شد؛ عبارتی که به گفتۀ متخصصان صنعت نفت، کارشناسی نشد ه و از ابتد ا هم مشخص بود  که تحقق نمی یابد . برای همین بود  که تقریباً 2 برابر 35 ماه، طول کشید  تا ارد یبهشت سال گذشته با راه اند ازی نخستین رد یف شیرین سازی پالایشگاه فاز 19 پارس جنوبی، نخستین پروژۀ موسوم به 35 ماهه  به ثمر بنشیند  و د ر کمتر از یک سال، رکورد د ار راه اند ازی 4 ردیف گازی شود. مهند س نعمت‌اله علیرضایی که که 12 سال عضو هیئت مد یرۀ شرکت پتروپارس و فارغ‌التحصیل مهند سی عمران سازه از د انشگاه ایالتی آرکانزاس آمریکاست، از نخستین پروژۀEPC پتروپارس ابراز رضایت می کند و در گفتگو با «تازه های انرژی» می گوید: «فاز 19د ر میان فازهای 35 ماهه به لحاظ هزینه و سرعت کار، رکورد شکنی کرد ه است.» مدیرعامل پتروپارس بر این موضوع اصرار می کند که مهم ترین دلیل پیشتازی فاز 19، سوابق و تجربیات پتروپارس د ر اجرای مگاپروژه های ملّی است.

 بعد  از اجرای چند  پروژه به عنوان پیمانکار عمومی، پتروپارس براساس چه رویکردی وارد حوزۀ پروژه ها به صورت EPC شد ؟

قبل از انجام پروژۀ فاز 19، د ر فازهای 1، 4 و 5  و 6، 7 و8 که مشارکت د اشتیم، مد ل اجرایی قرارد اد ها به صورت بیع متقابل بود . علاقه‌مند  بود یم که به روش EPC کار کنیم یا حد اقل شاخه‌ای از شرکت را به این مد ل تبد یل کنیم تا بتواند  د ر پروژه‌های پایین‌د ستی و میان‌د ستی هم ورود  کند  و براساس آن، فعالیت شرکت را گسترش د هیم. اواخر 1388 مذاکرات د ربارۀ ورود  به پروژه‌ها و ایجاد  شرکتی با ساختار EPC شکل گرفت.

  اما ظاهراً با توجه به برخی مسائل، ثبت شرکت در خارج از ایران انجام شده که مباحثی نیز پیرامون آن شکل گرفت؟

اصل پتروپارس د ر جزیرۀ ویرجین انگلستان ثبت شد ه است که با تشد ید  تحریم‌ها به مالزی انتقال یافت. پتروپارس نمی‌توانست د ر ایران مالکیت د اشته باشد ، از این رو همان اوایل شکل‌گیری این شرکت د ر 1381، پتروپارس ایران را به عنوان جمع‌د ار اموال د ر کیش ثبت کرد یم. بعد  از مذاکرات و صحبت‌هایی که شد  اساسنامۀ شرکت را عوض کرد یم و با ایجاد  تغییراتی، بنا شد  این شرکت EPC کار شود .

۷۰ روز بعد از ابلاغ قرارداد به ما اعلام کردند که زمین شما تغییر کرده است. زمینی به ما دادند که هیچ شباهتی به زمین اول نداشت که برای ما بیش از 500 میلیون دلار تلفات هزینه داشت.

  در حوزۀ حفاری چطور، ظاهراً در این بخش به صورت مستقل کارها انجام می شود؟

بله، شرکت «پوسکو» را هم برای حفاری ایجاد  کرد ه بود یم. با شرکت نفت و گاز پارس صحبت کرد یم و گفتیم که حفاری‌ فاز 19 را به پوسکو می‌د هیم. پتروپارس پروژه را گرفت و قرارد اد  حفاری بخش د ریا با پوسکو بسته شد . د رحالی که قرار  بود بخش خشکی را به ما بد هند ، د ید یم اگر خود  پتروپارس پروژه را بگیرد  و بخواهد  به پتروپارس ایران واگذار کند ، مالیات و هزینه‌ها افزایش پید ا می‌کند . از این رو مذاکره کرد یم که قراد اد  مستقیمی با پتروپارس ایران بسته شود .

 بدین تـرتیب وارد پروژه های 35ماهه شدید؟

قرارد اد  واگذاری بخش خشکی فاز 19، رو23 خرد اد  1389 د ر قالب طرح‌های 35 ماهه با حضور احمد  قلعه بانی، مد یرعامل اسبق شرکت ملّی نفت ایران، بین علی وکیلی، مد یرعامل وقت شرکت نفت و گاز پارس و غلامرضا منوچهری،  مد یرعامل وقت پتروپارس امضا شد . قراد اد  خط لوله و سکوها هم با تأسیسات د ریایی امضا شد .

 زمانی که قرارد اد  پروژه را امضا کرد ید  این اطمینان را د اشتید  که می توانید د ر 35 ماه آن را تحویل د هید ؟

از همان ابتد ا معتقد  بود یم که امکان اجرای این طرح‌ها د ر 35 ماه، وجود  ند ارد . چون بهترین زمان اجرای پروژه، د ر فاز 4 و5 بود  که تولید  اولیۀ آن 48 ماه طول کشید ، آن هم د ر شرایطی که تحریم نبود یم و خارجی‌ها هم حضور د اشتند . بعد  از عقد  قرارد اد ها، 10 فاز هم زمان شروع به کار کرد ند ، البته ما د یرتر از همه شرکت‌ها شروع کردیم.

 دلیل این تأخیر چه بود؟

70 روز بعد  از ابلاغ قرارد اد  به ما اعلام کرد ند  که زمین شما تغییر کرد ه است. ما بیش از یک میلیارد  تومان برای تسطیح و فنس کشی زمین هزینه کرد ه بود یم و د ر حال برنامه‌ریزی بود یم که ما را از «پرک» به «تنبک»، میان فازهای 11 و 12 برد ند . زمینی به ما د اد ند  که هیچ شباهتی به زمین اول ند اشت؛ یک زمین مستطیل شکل با ارتفاع بسیار زیاد  که همین برای ما بیش از 500 میلیون د لار تلفات هزینه د اشت. اختلاف ارتفاع د ر این زمین 80 متر بود  و 15 تا 40 متر با فاز مرجع که فازهای 15 و 16 بود ، اختلاف ارتفاع د اشت. جد ای از این 2 ماه تأخیری که ایجاد  شد ، مجبور شد یم د وباره تمام واحد های چید مان، طراحی جزئیات و برنامه‌ریزی پروژه را تغییر د هیم و د ر نتیجه، مهند سی پروژه به هم ریخت.

د ر فاز 19 حد ود  64 هزار تن اسکلت فلزی استفاد ه کرد یم که روی آن تأسیسات نصب می شود . این اسکلت فلزی د ر فازهای د یگر حد ود  د وسوم مقد اری است که ما د ر این فاز استفاد ه کرد یم. این افزایش به د لیل تغییراتی بود  که د ر پروژه ایجاد  شد  و به همین نسبت توان و هد  پمپ‌های ما تغییر کرد . خیلی از مشخصات فنی پروژه عوض شد  که بار مالی وسیعی د اشت  و زمان زیاد ی را هم به خود  گرفت. حد ود  7 ماه عقب افتاد یم که شرکت های، سازه، نارگان و تکنیمونت به عنوان مشاوران ما، بتوانند  طراحی بد هند  تا ما بر اساس آن اجناس را تهیه کنیم.

 وضعیت فعلی پروژه چگونه است؟

اگرچه همۀ این شرایط باعث شد  که پروژه حد ود  یک سال با تأخیر روبه‌رو شود ، اما حد ود یک سال است که تولید  می‌کنیم. د ر این مد ت بیش از یک میلیارد  د لار گاز و میعانات گازی تولید  کرد ه‌ایم، د ر صورتی که هیچیک از فازهای 35 ماهه از د ریا تولید  ند اشته‌اند . ما اصلاً شریک خارجی ند اشتیم، اما بد نۀ قوی تخصصی د اشتیم. یک سال د یرتر شروع کرد یم و د ر مجموع، یک سال زود تر از بقیه به تولید  رسید یم، آن هم با هزینۀ کمتر؛ یعنی با همان قیمت قرارد اد ، فاز 19 را تمام کرد یم. این د ر حالی بود که تغییر زمین حد ود  500 میلیون د لار هزینه اضافه د اشت. درواقع تصمیم کارفرما مبنی بر تغییر زمین، این همه خسارت درپی داشت!د ر مجموع به د لیل تغییراتی که د ر محل اجرای فاز 19 ایجاد  شد ، مشکلاتی برای ما به وجود  آمد ، اما موفق شد یم د ر اوج تحریم‌ها، د ر کمتر از 70 ماه نخستین رد یف بخش د ریایی  را راه‌اند ازی کنیم که د ر میان پروژه‌های 35 ماهه، یک رکورد  محسوب می شود. همچنین د ر کمتر از یک سال، 3 رد یف د یگر گازی نیز راه اند ازی شد ، د ر حالی که برخی از پروژه های 35 ماهه تا یک سال آیند ه هم به اتمام نمی رسند .

 د قیقاً چه زمانی این پروژه به تولید  رسید ؟

د ر اواخر اسفند  1394، گاز از د ریا به پروژه وارد  شد ، منتها زمانی که گاز وارد  پروژه می‌شود  ممکن است د ر مراحل راه‌اند ازی، یک سری مشکلاتی پیش بیاید  و تا زمانی که این فرایند  طی شود ، زمان ببرد . اواخر فرود ین 1395 بود که گاز از واحد  106 به شبکه تزریق شد . 5 ماه طول کشید  که همۀ ترین‌ها را وارد  مد ار کنیم. چون این گاز ترش است و میعانات گازی همراه د ارد . د ر هر بازۀ زمانی، یک ترین وارد  شبکه می‌شود . پالایشگاه هایی که با گاز فازهای 6 و 7 و 8 و شیرین راه‌اند ازی می شود ، مشکلات کمتری د ارند ؛ زیرا گاز شیرین چالش های کمتری د ارد. اینجا گاز د ریا بود ، یعنی ما باید  هم میعانات گازی را مد یریت می‌کرد یم و هم گاز ترش که گاز خطرناکی است و کوچک ترین نشتی آن، خسارات سنگینی به بار می‌آورد .

 حجم تولید   این فاز د ر مجموع چه مقد ار می‌شود ؟

فاز 19 از 4 سکو گاز می‌گیرد . 3 سکو هم زمان با فاز 19 ساخته شد  و یک سکو هم از فاز یک به این فاز اضافه شد  که د ر مجموع، 2 میلیارد  فوت مکعب گاز تولید می شود. خوشبختانه یکی از معد ود  فازهایی هستیم که می‌توانیم با ظرفیت کامل کار کنیم. هم بخش د ریای ما ظرفیت مناسبی د ارد  و هم 4 ترین خشکی آماد ه است.

 اجرای فاز 19 د ر مقایسه با سایر فازهای پارس جنوبی  چه ویژگی هایی د ارد ؟

فاز 19د ر میان فازهای 35 ماهه به لحاظ هزینه، رکورد شکنی کرد ه است. قیمت تمام شد ۀ این پروژه از تمامی فازها کمتر است،  د ر شرایطی که با توجه به تغییرات عمد ه‌ای که نسبت به طراحی پایه ایجاد ه شد ه بود ، ما باید  حد اقل 500 میلیون د لار بیشتر سایر فازها هزینه می‌کرد یم.

 د ر زمان اجرا و مواجهه با محدودیت های ناشی از تحریم برای تأمین تجهیزات و  نقل و انتقال پول، مشکلی ند اشتید ؟

نکته‌ای که باید  د ر نظر د اشت، این است که مشکل اساسی همۀ پروژه‌های 35 ماهه و طرح‌هایی که د ر د وران تحریم اجرا شد ، نقل و انتقال ارز بود . امکان مباد لۀ ارزی از طریق بانک‌های د اخلی و خارجی شد نی نبود  و د ر نهایت، از طریق صرافی‌ها انجام می‌شد  که با ریسک فراوانی همراه بود . شما پول را به شرکتی پرد اخت می‌کرد ید  که سازند ۀ کالای مورد  نیاز شما بود ، اما با شما قرارد اد  ند اشت و صرافی‌ها هم از طریق شرکت ثالث، پول را انتقال می‌د اد ند  و مانند  بانک اقد ام نمی‌کرد ند ؛ یعنی این پول د ر یک فرایند ی می‌چرخید  تا به د ست سازند ه برسد  که د ر این میان، ریسک از د ست رفتن پول را د اشتیم. ما با د قت بالایی که انجام د اد یم د ر این زمینه با مشکلی روبه رو نشد یم و وسواس زیاد ی به خرج د اد یم تا پروژه بد ون هیچ ریسکی د ر این زمینه انجام شود .

مورد  دیگر، هزینه‌ای بود  که این نقل و انتقال د اشت. برای مثال پولی را د ر چین بابت فروش نفت به ما می‌د اد ند  که می‌خواستیم پول را از آنجا به اروپا منتقل کنیم. این پول در چین به یوآن و د ر کره به وون پرد اخت می‌شد ، حال باید  آن را به کشور ثالثی مثل ترکیه و امارت می‌برد یم به د رهم و لیر تبد یل می‌کرد یم. از طرف د یگر قرارد اد های ما با یورو انجام می‌گرفت. ممکن بود  چند ین بار ماهیت این پول تغییر کند  و به همین د لیل، ارزش اصلی آن افت زیاد ی پید ا کند. ‌همۀ این شرایط موجب می‌شد  هزینه‌ها افزایش پید ا کند . د ر جلسه‌ای که مد یران شرکت‌ها با معاون اول رئیس جمهور و وزیر نفت د اشتند ، همۀ آنها از 15 تا 23 د رصد  افزایش می گفتند ، د ر حالی که ما گفتیم این افزایش کمتر از 10 د رصد  است، اما همه اعتراض کرد ند  که هزینه‌های ما بیشتر از این حرف هاست. د ر مجموع، با نهایت صرفه جویی پروژه را اجرا کرد یم، به طوری فاز ما مرجع شد ه است و به د یگر پیمانکاران گفته‌اند  شما هم باید نقل و انتقال پول را مثل پتروپارس انجام می‌د اد ید.

 با این مشکلات، وضعیت ایمنی پروژه در چه سطحی قرار داشت؟

د ر مجموع 132 میلیون نفرساعت نیروی د اخلی د ر بخش خشکی فاز 19 استفاد ه کرد یم؛ مشابه اینکه که هر ایرانی یک ساعت و نیم د ر پروژه کار کرد ه است. با این تفاسیر، موفق شد ه ایم 2 سال پیاپی گواهینامه شرکت برتر د ر حوزۀ HSE را اخذ کنیم؛ یعنی میزان حواد ث ما د ر پارس جنوبی بسیار کمتر از د یگر فازها بود . ما توانستیم د ر این فاز رکورد  1.8 میلیون نفرساعت کار بد ون حاد ثه د اشته باشیم. به این نکته نیز باید اشاره کنم که برای نخستین بار از سیستم  کنترل هوشمند  ترد د  افراد  (RFID) د ر پالایشگاه استفاد ه کرد یم که د ر نوع خود، بسیار ارزشمند است.

 با توجه به تمام محدودیت هایی که به آنها اشاره کردید، عملکرد پتروپارس را در این پروژه چگونه ارزیابی می کنید؟

د رحالی که از ابتد ای تولید فاز 19 تا امروز، 1.7 میلیارد  د لار تولید  د اشته ایم، پتروپارس به چند  ویژگی‌اش افتخار می‌کند ؛ د ر اوج تحریم‌ها کار کرد یم، هیچ شریک خارجی ند اشتیم و قبل از همه، پروژه را به مد ار تولید  آورد یم. همچنین د ر فاز به عنوان نخستین پروژۀ EPC شرکت، تأمین و تجهیز  را با عملکرد بسیاری مناسبی انجام د اد یم؛ د ستاورد های بسیاری ارزشمند ی که با همد لی و همراهی تمامی مد یران و متخصصان مجموعۀ پتروپارس محقق شد.