ایران دریلینگ: معاون توسعه و مهندسی شرکت ملی نفت ایران، فرصت‌های موجود در صنعت بالادست ایران برای سرمایه‌گذاران خارجی را تشریح کرد و گفت: اگر بتوانیم بر چالش‌های سرمایه‌گذاری و فناوری چیره شویم، ایران بهترین جای دنیا برای توسعه میدان‌های نفت و گاز است و در یک برنامه توسعه ۲۰ ساله، حتی دستیابی به رقم تولید روزانه ۹ میلیون بشکه نیز ممکن است. به گزارش ایران دریلینگ غلامرضا منوچهری در گفت‎و‎گو با نشریه The Oil & Gas Year، فرصت‌های سرمایه‎گذاری در بخش بالادست صنعت نفت ایران را تشریح کرده است که مشروح آن در ادامه می‎آید:

صنعت نفت و گاز ایران چه فرصت‌هایی به سرمایه‌گذاران خارجی ارائه می‌کند؟
بر اساس مطالعات میدانی که اکنون از شرکت‌های نفتی بین‌المللی دریافت کرده‌ایم (حدود ۳۰ گزارش) بسیاری از میدان‌های نفت و گاز ایران، شامل میدان‌های توسعه یافته و توسعه نیافته، ذخایر و ظرفیت تولید بیشتری نسبت به تصورات گذشته ما دارند. گمان می‌کنم شرکت ملی نفت باید به زودی ارقام مربوط به ذخایر نفت ایران را روزآمد کند که جایگاه ما را در اوپک و دیگر نهادهای بین‌المللی تغییر می‌دهد. ایران در کنار عراق بهترین فرصت‌ها را برای شرکت‌های نفتی بین‌المللی ارائه می‌کند. حوزه‌های نفتی نامتعارف زیادی در جهان، همچون میدان‌های نفت و گاز شیل در آمریکای شمالی، وجود دارند، اما در زمینه میدان‌های متعارف، ایران اکنون بهترین ظرفیت را دارد. الگوی جدید قراردادهای نفتی ما مستحکم است و شرکت‌های نفتی بین‌المللی درک می‌کنند که این الگو چهارچوبی مطلوب برای مشارکت بلند مدت و برد-برد فراهم می‌کند. اگرچه ما همچنان در ارتباط با تحریم‌ها و آمریکا چالش‌هایی را تجربه می‌کنیم، از شرکت‌های اروپایی، روسی و چینی  و همچنین از کشورهایی همچون کره جنوبی، ژاپن، سنگاپور، هند، مالزی و اندونزی، ابراز تمایل زیادی دریافت می‌کنیم. با نیروی کار شایسته ما، شرکت‌‎های خدماتی و شرکت‌های اکتشاف و تولید از توسعه صنعت بالادستی حمایت می‌کنند و تولید نفت را در دهه‌های آینده افزایش می‌دهند.

شما چگونه با شرکت‌های نفتی بین‌المللی درباره این فرصت‌ها مذاکره می‌کنید؟
ما می‌توانیم با بسیاری از شرکت‌های بین‌المللی پس از دریافت پیشنهادها و بررسی آنها، مذاکره کنیم. گاهی ما مناقصه برگزاری می‌کنیم، اما بیشتر از طریق مذاکره مستقیم اقدام می‌کنیم و گاهی همزمان با چند شرکت مذاکره داریم. تا به امروز ما ۱۰ گروه مذاکراتی برای ۱۰ میدان متفاوت داریم و پیشرفت‌های زیادی داشته‌ایم. خوشبختانه، الگوی قرارداد نهایی شده است. متن اصلی و ۱۴ تا ۱۵ الحاقیه نهایی شده است، بنا بر این  برای شرکت‌های خارجی علاقمند به ورود به بازار، هیچ ابهامی وجود ندارد. ما این اطلاعات را از طریق توافق‌های محرمانگی به آنها ارائه می‌کنیم. آنها برای بررسی اطلاعات مربوط به مخزن، تأسیسات خدماتی و دیگر مسائل، فرصت دارند و ما به آنها اجازه می‌دهیم در طول مدت تفاهم‌نامه، از موقعیت بازدید کنند. پس از این، گروه‌های مذاکراتی ما درباره جنبه‌های حقوقی، حوزه کار، جنبه‌های مالی و دیگر مسائل بحث می‌کنند. نخست ما درباره توسعه فنی و مرحله‌ای پروژه بحث می‌کنیم. پس از نهایی کردن حوزه کار برای ۲۰ سال، ما درباره الگوی مالی، شرایط تجاری و جنبه‌های حقوقی بحث می‌کنیم.

بر اساس مقررات ما، دیگر نهادها بر این مذاکرات نظارت می‌کنند و ما با آنها در ارتباط هستیم تا تضمین کنیم که پس از امضای قرارداد، دیگر هیچ دغدغه یا مسئله‌ای وجود نخواهد داشت. این همان کاری است که برای توتال انجام دادیم. پس از امضای توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی، بحث‌های زیادی وجود داشت، اما حل و فصل شد. این فرایندی است که از آن پیروی می‌کنیم و شرکت‌های نفتی بین‌لمللی از آن راضی هستند. از آنجا که ۱۰ میدان نفتی مورد بحث، پروژه‌های بزرگی هستند، شرکت‌های نفتی بین‌المللی لازم است با شریکان ایرانی کنسرسیوم تشکیل دهند. هر قرارداد باید از سوی یک شرکت ایرانی و دو شرکت بین‌المللی یا بیشتر، امضا شود. ما به طور معمول مذاکره خود را با شرکت اصلی آغاز می‌کنیم که ممکن است در آینده، بهره بردار میدان باشد. آنها در یک مرحله بعدی، شریک خود را وارد مذاکره می‌کنند. به طور معمول تلاش می‌کنیم که فرآیند مذاکره را در چند ماه به سرانجام برسانیم.

کدام میدان‌های مشترک برای دولت اولویت دارند؟
آزادگان و یادآوران. ما همچنین میدان پایدار غرب، آذر، چشمه خوش، سومار، چنگوله، یاران، دهلران، سهراب، اروند و لایه نفتی پارس جنوبی را داریم. ما همچنین چند میدان مهم دیگر داریم که برای آنها مذاکره را آغاز کرده‌ایم. آزادگان پروژه اصلی است که به مناقصه گذاشته شده است. با این همه، جذاب‌ترین پروژه از نظر کمیت و کیفیت، یادآوران است. برای میدان آزادگان، ظرفیت میدان ۳۴ میلیارد بشکه است و انتظار داریم در طرح توسعه ۲۰ ساله، ضریب بازیافت این میدان افزایش یابد. یادآوران تقریباً مشابه است اما با کیفیت مخزن بهتر و می‌توانیم انتظار تولید بالاتری را داشته باشیم. انتظار می‌رود تولید هر یک از این میدان‌ها ۶۰۰ هزار بشکه در روز و مجموع تولید آنها یک میلیون و ۲۰۰ هزار بشکه در روز باشد.

چه فرصت‌های بالادستی دیگری برای سرمایه‌گذاران وجود دارد؟
فرصت‌های دیگری در میدان‌های توسعه یافته و توسعه نیافته وجود دارد که برخی از آنها فراساحلی هستند. میدان‌های فرزاد ای و فرزاد بی وجود دارند که هر دو میدان‌های توسعه نیافته هستند. ما برای میدان فرزاد بی در حال مذاکره با یک شرکت هندی هستیم. برخی شرکت‌ها، همچون شرکت گازپروم نفت اکتشاف‌هایی در این میدان‌ها داشته‌اند. ما همچنین میدان گازی کیش را داریم که یک میدان توسعه نیافته است و بسیاری از شرکت‌ها خواهان توسعه آن هستند، زیرا از سه فاز پارس جنوبی بزرگتر است و گاز با کیفیتی دارد. ما یک میدان توسعه نیافته دیگر به نام بلال داریم که به آن اندازه بزرگ نیست. ایران اکنون گاز اضافی دارد که می‌تواند به سوی بخش پایین‌دستی هدایت شود. هر سرمایه‌گذار در بخش بالادستی گاز باید همچنین در توسعه پایین‌دستی سرمایه‌گذاری کند. ما قراردادهایی بر اساس الگوی جدید قراردادهای نفتی برای توسعه بالادستی امضا می‌کنیم اما بخش پایین دستی برای سرمایه گذاری مستقیم شرکت‌های بین‌المللی آزاد است. ما همچنین از سرمایه‌گذاری در تأسیسات ال ان جی برای صادرات گاز حمایت می‌کنیم. برای پروژه‌های مشابه کیش، فرزاد و دیگر پروژه‌ها، اصرار داریم که سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی باید با تولید ال ان جی در بخش میان دستی حمایت شود.

پروژه‌های بالادستی چگونه تأمین اعتبار می‌شوند؟
همه پروژ‌ه‌های آی پی سی به طور ۱۰۰ درصد از سوی اعضای کنسرسیوم تأمین مالی می‌شوند. شرکت‌های توتال، سی ان پی سی و پتروپارس به نسبت سهم خود سرمایه‌گذاری می‌کنند. شرکت‌های توتال و سی ان پی سی تا حدی با منابع مالی خود و تا حدی با وام‌های اعتباری، پروژه را تأمین مالی می‌کنند. یک الگوی قراردادی به نام یی پی سی اف نیز وجود دارد که شرکت ملی نفت برای پروژه‌های کوچکتر بالادستی و میان‌دستی پیشنهاد می‌کند. طبق این الگو، کنسرسیوم پیمانکاران یی پی سی (نه شرکت‌های نفتی) حدود ۲۰ درصد از پروژه را با دارایی و بودجه خود تأمین مالی می‌کند، ۴۰ درصد به طور مستقیم از سوی شرکت ملی نفت تأمین اعتبار می‌شود و ۴۰ درصد دیگر باید از سوی پیمانکاران با تضمین شرکت ملی نفت تأمین اعتبار شود. آنها می‌توانند از صندوق توسعه ملی، بانک‌های داخلی و حتی سرمایه‌گذاران و وام‎‏دهندگان خارجی، اعتبار به دست بیاورند.

کدام فناوری‌های ازدیاد برداشت برای میدان‌های نفتی ایران مناسب‌تر هستند؟
ما می‌خواهیم ازدیاد برداشت بخشی از تعهد شرکت‌های نفتی بین‌المللی در همه قراردادهای جدید باشد. با این حال، موج نخست تولید اضافی مبتنی بر اجرای فناوری ازدیاد برداشت نخواهد بود، بلکه بر حفاری چاه‌های جدید با طراحی و تجهیزات بهتر و با روش‌های جدید حفاری مبتنی خواهد بود. در مرحله دوم، بر اساس پیشنهاد شرکت، می‎توان از روش‎های دیگری مانند تزریق آب، تزریق مواد شیمیایی و ... استفاده کرد.

ظرفیت تولید نفت خام ایران تا چه حد می‌تواند افزایش یابد؟
بر اساس بررسی‌هایی که در ۱۵ ماه گذشته انجام داده‌ایم، برآورد می‌کنیم که در ۱۰ سال می‌توانیم روزانه سه میلیون بشکه ظرفیت اضافی تولید از این میدان‌ها به دست بیاوریم. ما در دهه ۱۹۷۰ میلادی چنین رکوردی را به جا گذاشته بودیم و می‌توانیم به این رقم باز گردیم و روزانه یک میلیون بشکه تولید میعانات نفتی را نیز اضافه کنیم. این مسئله به این بستگی دارد که چقدر سرمایه می‌تواند جذب شود و چند شرکت می‌آیند. اگر بتوانیم بر چالش‌های سرمایه‌گذاری و فناوری چیره شویم، ایران بهترین جای دنیا برای توسعه میدان‌های جدید نفت و گاز متعارف است. در یک برنامه توسعه ۲۰ ساله، حتی دستیابی به رقم تولید روزانه ۹ میلیون بشکه نیز ممکن است. ما درک می‌کنیم که ۱۰۰ سال دیگر کار برای انجام در میدان‌های نفت و گاز ایران باقی مانده است.