ریسک پایین توهم است
یک حلقه چاه در پارس جنوبی بالغ بر ۴٠ میلیون دلار هزینه دارد و اینکه عنوان شود ریسک اکتشاف در مخازن ایران خصوصا پارس جنوبی پایین اس؛ت مطلب درستی نیست.
سعید ساویز نوشت:
یکی از اصلی ترین الزامات بهره برداری درازمدت موفق از میادین نفت و گاز همراهی و هماهنگی اکتشاف با توسعه است، لزوم یکپارچگی مسئولیت اکتشاف سپس تدوین MDP و در پایان توسعه میدان امری بدیهی است زیرا اگر کارفرما مسئولیت اکتشاف را بپذیرد و یا حتی اکتشاف و توسعه توسط دو شرکت مجزا صورت بگیرد همواره راه شرکت توسعه دهنده برای تقسیم مسئولیت‌ها با کارفرما در موارد زیان و ضرر باز خواهد بود یعنی به سادگی بسیاری از موارد خسران و شکست‌ها را می تواند به وجود مقادیر غلط و غیر واقعی اکتشاف و ارزیابی نسبت دهد.
فراموش نکنیم در قرار داد بیع متقابل فاز 12 با شرکت پتروپارس بنا بود 4 پلتفرم ABCD حفاری و تکمیل شود. با وجود اینکه چاه‌های زیادی تا آن زمان در فاز 12 و فازهای دیگر حفاری شده بود، پس از حفاری یک حلقه چاه و تست و فشار آزمایی در پلتفرم D مشخص شد که کیفیت مخزنی چنان پایین است که از نظر اقتصادی توسعه آن به صرفه نیست؛ یک حلقه چاه در پارس جنوبی به همراه چاه آزمایی و چاه پیمایی وفشار سنجی چیزی بالغ بر ۴٠ میلیون دلار هزینه دارد و اینکه عنوان شود ریسک اکتشاف در مخازن ایران خصوصا پارس جنوبی پایین است مطلب درستی نیست، شاید هزینه و ریسک اکتشاف و توصیف از نروژ کمتر باشد اما پایین نیست.
در دارخوین دو حلقه چاهی که توسط عملیات اکتشاف بعد از تکمیل انی(Eni) در فهلیان حفاری شد به نفت رسید اما به دلیل جلوگیری از تداخل قراردادی با بیع متقابل انی در این لایه تکمیل نگردید و تا 5 سال در بسته رها گردید حال در قراردادهای 20ساله IPC اگر اتفاقی مشابه بیفتد آیا می‌توانیم چاهی را 20 سال دربسته رها کنیم؟
چالش اختلاف سلیقه در خصوص مشخص کردن حد اقتصادی کات اف پترو فیزیکی را چه کسی داوری می کند؟
شاید ریسک اکتشاف در فاز 11 پایین باشد اما در لایه نفتی چطور؟ سپند 1 که توسط شرکت ملی اکتشاف به هدف ارزیابی مخازن مختلف حفاری گردید در عمق های نظیر گازی پارس جنوبی ارزیابی شد اما از ارزیابی لایه های نظیر نفتی پارس جنوبی خودداری به عمل آمد زیرا نیاز بود در درون حفره 16 اینچ یک پایلوت 2 1 8 اینچ به صورت انحرافی حفاری گردد و ورود ابزار نمودارگیری از 16 به 2 1 8 با زاویه توام با ریسک های خاص خود می باشد لذا با وجود ضرورت از انجام آن صرفنظر شد،چاه SOPC-PILOT حفرشده برای ارزیابی لایه نفتی در زمان تصدی نفت و گاز پارس حفاری بیش از 66 میلیون دلار هزینه بدون کوچکترین داده مفید به ارمغان آورد، پس چه بهتر که در IPC کار را بهینه کرده و ریسک توسعه و اکتشاف مخزن را یکپارچه نمائیم.
شاید بزرگترین مشکل IPC کلی بودن آن برای تمامی میادین و مخازن است که این عدم تفکیک راهی را برای مخالفت های غیرفنی و سیاسی با استناد به موارد خاص باز نموده است.
از این رو، از جامعه فنی و رسانه ای نفت این انتظار می رود که چنانچه دانش کافی را جهت اظهارنظر و تحلیل این قراردادها دارند؛ با ادله و راهکار بیان نموده و انتشار دهند و در صورت نداشتن دانش لازم حداقل جوانمردی لازم را داشته و سکوت کرده و اظهارنظر را به عالمان این حوزه بسپارند.
