دوره 1391، شماره 93 - ( 8-1391 )                   جلد 1391 شماره 93 صفحات 30-34 | برگشت به فهرست نسخه ها


XML Print


Download citation:
BibTeX | RIS | EndNote | Medlars | ProCite | Reference Manager | RefWorks
Send citation to:

خلیلی سجاد. بررسی قراردادهای توسعه و تولید میادین نفت عراق نمونۀ موردی میدان بدرا. ماهنامه علمی- ترویجی اکتشاف و تولید نفت و گاز. 1391; 1391 (93) :30-34

URL: http://ekteshaf.nioc.ir:80/article-1-207-fa.html


معاونت برنامه ریزی وزارت نفت
چکیده:   (3857 مشاهده)
وزارت نفت عراق تاکنون چهار دور مناقصاصه بین المللی هیدروکربوری برگزار کرده است. در سه دور اول مناقصات که دو دور مناقصۀ نفتی و یک دور مناقصۀ گازی بود، حقّ امتیاز توسعه و برداشت از 12میدان نفتی و سه میدان گازی به شرکت های بین المللی نفتی واگذار شد. وزارت نفت عراق در دور چهارم مناقصه های نفتی حقّ امتیاز توسعۀ 12بلوک اکتشافی شامل هفت بلوک نفتی و پنج بلوک گازی، در مناطقی به وسعت 80700کیلومترمربع را به مناقصه گذاشت. همچنین بنابر اعلام مسئولان عراقی این کشور قصد دارد، تا پایان سال جاری میلادی یا اوایل سال 2013، پنجمین دور از مناقصات را برای واگذاری مجدد قرارداد بلوک های اکتشافی برگزار کند. تلاش وزارت نفت عراق بر این بوده است که شرایط و بندهای قراردادهای نفتی را برای مناقصه های نفتی این کشور بهبود بخشد. در تازه ترین تلاش ها برای جذب شرکت های بین المللی برای حضور در دور چهارم مناقصه ها، بند مربوط به مشارکت یک شرکت نفتی عراق با شرکت های علاقه مند به سرمایه گذاری حذف شده است. 1- کلیات قراردادهای نفتی عراق الف- نوع قرارداد مطابق نمونۀ کلی ارائه شده از سوی وزارت نفت عراق، این قراردادها از نوع خدماتی اند و توسعه و تولید را شامل می شوند. صورت کلی قرارداد شامل 43بند، شش ضمیمه و چهار الحاقیه است. ب- مدت زمان قرارداد 1- دورۀ قراردادها 20سال از تاریخ تنفیذ و این زمان قابل افزایش است. 2- زمان قابل افزایش این قرارداد با موافقت شرکت ملی نفت عراق و برای هر میدان با توجه به بندهای قرارداد تعیین می شود. پ- درآمد میدان درآمد میدان از فروش نفت خام خواهد بود که موارد زیر را در ارتباط با تولید و فروش نفت خام می توان ذکر کرد: 1- تولید زودهنگام پیمانکار از میدان نباید بیش از سه سال از موافقت با طرح توسعه اولیه طول بکشد. 2- نرخ تولید ثابت برای میادین مختلف متفاوت خواهد بود، اما زمان دستیابی به این نرخ نباید بیش از هفت سال از مؤثرشدن قرارداد باشد. ت- هزینه ها 1- با توجه به متن قرارداد «هزینۀ نفت1» عبارت است از همۀ هزینه های مربوط به تولید نفت و همچنین برابر با مجموع هزینه های سرمایه گذاری و هزینه های عملیاتی. 2- هزینۀ پشتیبانی: آن دسته از هزینه های قابل بازپرداخت است که پیمانکار انجام می دهد، اما مستقیماً به عملیات تولید نفت مربوط نمی شود. 3- با توجه به متن قرارداد، هزینۀ انتقال فنّاوری، سالیانه در نظر گرفته شده است که باید برای آموزش نیروی انسانی صنعت نفت عراق صرف شود. 4- 30روز پس از مؤثرشدن تاریخ قرارداد، شرکت های پیمانکار مبلغی را به منزلۀ پاداش امضا به حساب شرکت نفت عراق واریز خواهند کرد که این مبلغ بازپرداخت نخواهد شد. 5- همۀ هزینه های طرح را کنسرسیوم خارجی تأمین می کند. ث- بازپرداخت هزینه های پیمانکار 1- هزینه ها و پاداش از محل نفت تولیدی، در مبادی صادراتی یا به صورت نقدی پرداخت خواهد شد. 2- بازپرداخت هزینه های پیمانکار مربوط به تولید نفت، حداکثر تا 50درصد درآمدهای ناشی از تولید را شامل خواهد شد. 3- به هزینه های توسعه و عملیات پیمانکار، بهره تعلق نخواهد گرفت. 4- بازپرداخت هزینه های پشتیبانی حداکثر تا 60درصد درآمدهای ناشی از تولید منهای بازپرداخت هزینه های تولید نفت خواهد بود. بازپرداخت این نوع از هزینه ها به صورت زیر خواهد بود: (هزینه های تولید نفت+ دستمزد پرداخت شده) - (درآمد میدان× 6/0) = بازپرداخت هزینه های پشتیبانی؛ 5- به هزینه های پشتیبانی بهره ای برابر با نرخ لیبور به اضافه یک درصد (LIBOR+ 1%) تعلق خواهد گرفت. ج- پرداخت دستمزد به پیمانکار 1- مجموع دریافت های پیمانکار2، بازپرداخت هزینه های تولید نفت، دستمزد و هرگونه درآمد پیمانکار از محل میدان را شامل می شود. 2- مجموع هزینه های پیمانکار3، هزینه های تولید نفت، پاداش امضا و هزینۀ انتقال فنّاوری را شامل می شود. 3- مطابق متن قرارداد فاکتور R با استفاده از این فرمول به دست می آید: 4- دستمزد پیمانکار بر اساس فاکتور R و به صورت پلکانی خواهد بود، به گونه ای که با افزایش درآمدهای پیمانکار از محل میدان این فاکتور افزایش پیدا خواهد کرد و درآمد پیمانکار تعدیل خواهد شد. دستمزد متعلقه به پیمانکار برای نرخ های متفاوت R در میدان بدرا مطابق جدول 1 پرداخت می شود. 5- دستمزد پرداختی به پیمانکار از حاصل ضرب نرخ دستمزد در میزان نفت تولیدی به دست می آید. 6- همۀ درآمدها، ازجمله دستمزد مشمول پرداخت مالیات اند. (35درصد). 7- طرف عراقی حاضر در کنسرسیوم بدون تقبل هیچ گونه هزینه ای در توسعۀ میدان، از سود حاصل از تولید میدان 25درصد سهم می برد و مابقی 75درصد سهم پیمانکار خواهد بود. 2- بررسی قرارداد توسعۀ میدان بدرا اهمیت میدان بدرا برای ایران از آنجا ناشی می شود که این میدان با میدان نفتی آذر مشترک است. بنابراین بررسی نحوۀ توسعۀ میدان بدرا از سوی طرف عراقی مفید خواهد بود. میدان بدرا از طرف وزارت نفت عراق برای دور دوم صدور مجوز بهره برداری در فهرست واگذاری ها قرار گرفت و در همین دور از مناقصات واگذار شد. در 24دسامبر 2009، کنسرسیومی متشکل از «گاز پروم روسیه» با سهم 40درصد، «پتروناس مالزی» با سهم 20درصد، «کوگاز(KoGas)» کرۀ جنوبی با سهم 30درصد و «TPAO» ترکیه با سهم 10درصد برندۀ قرارداد توسعۀ میدان بدرا شدند. پاداش تولید از میدان مطابق فاکتور R و از 1/1تا 5/5دلار به ازای هر بشکه نفت، تعیین و میزان تولید ثابت نیز 170هزار بشکه در روز و به مدت هفت سال توافق شد. این شرکت ها باید تا ژانویۀ 2010 قرارداد خود را نهایی می کردند، اما در 28ژانویه 2010 اعلام شد که سهم هر یک از اعضای کنسرسیوم تغییر کرده است و در نهایت گاز پروم با سهم 30درصد، کوگاز با سهم 5/22درصد، پتروناس با سهم 15درصد و TPAO با سهم 5/7درصد توافق نهایی را برای توسعۀ میدان نفتی بدرا با وزارت نفت عراق امضا کردند. 25درصد باقیمانده از سهم قرارداد به یک شرکت دولتی عراق تعلق دارد. مدت زمان این قرارداد مشابه سایر قراردادها 20سال قید شده است. 3- مفروضات موردنیاز برای بررسی نحوۀ توسعۀ میدان در مقالۀ حاضر برای محاسبۀ شاخص های اقتصادی طرح توسعۀ میدان نفتی بدرا مفروضات زیر در نظر گرفته شده است. الف- مفروضات مربوط به تولید و درآمد میدان 1- برای توسعۀ این میدان مطابق جدول2 سه گزینه در نظر گرفته شده و البته گزینۀ شمارۀ دو از مفاد قرارداد استخراج شده است. 1- با توجه به بیشینۀ تولید در هر یک از گزینه های موجود برای توسعه، تولید زودهنگام برای گزینه های مختلف به ترتیب برابر با 10، 15 و 20 هزار بشکه در روز در نظر گرفته شده است. 2- با توجه به تولید اولیه در سال چهارم و بیشینۀ تولید در سال هفتم، نحوۀ افزایش تولید از سال چهارم تا سال هفتم برای گزینه های مختلف توسعه به صورت پلکانی در نظر گرفته شده است. نحوۀ افزایش تولید به صورتی است که بیشتر افزایش تولید به دوره های نزدیک به بیشینۀ تولید مربوط باشد. بدین ترتیب متوسط افزایش تولید برای سال های چهارم، پنجم و ششم برای گزینه های مختلف در جدول 3 آمده است. 3- مطابق مفاد قرارداد، دورۀ تولید با نرخ ثابت(plateau rate) برای گزینۀ شمارۀ دو، هفت سال در نظر گرفته شده است. همچنین این زمان برای گزینه های شمارۀ یک و سه با توجه به بیشینه تولید، به ترتیب 11 و 3 سال در نظر گرفته شده است. 4- برای دورۀ افت تولید، نرخ افت تولید سالیانه با توجه به متوسط افت تولید در میادین خشکی و بیشینۀ تولید گزینه ها برای گزینه های شمارۀ یک تا سه به ترتیب برابر با پنج، شش و هفت درصد در نظر گرفته شده است. 5- برای محاسبۀ درآمد حاصل از میدان، سه برآورد برای قیمت نفت خام در نظر گرفته شده است. با فرض شرایط خوش بینانه، محتمل و بدبینانه به ترتیب قیمت های 90، 70 و 50دلار به ازای هر بشکه برای گزینه های توسعه فرض شده است. ب- مفروضات مربوط به هزینه ها 1- میانگین هزینۀ توسعه برای این میدان برابر با 25000دلار به ازای توسعۀ هر بشکه نفت فرض شده و درنتیجه هزینۀ سرمایه گذاری برای توسعۀ میدان در گزینه های تولیدی یک تا سه به ترتیب برابر 5/3، 25/4 و 5میلیارد دلار محاسبه شده است. 2- برای هزینه های عملیاتی تولید از میدان مقادیر 5/1 و 2دلار بر بشکه، به منزلۀ متوسط هزینۀ تولید از این میدان فرض شده است(دو سناریو). 3- نحوۀ تخصیص هزینه های توسعه برای سال های اول تا هفتم توسعه با توجه به فرض مربوط به نحوۀ افزایش تولید برای گزینه های مختلف توسعه، مطابق جدول 4 در نظر گرفته شده است. 4- هزینه های پشتیبانی که مطابق تعریف قرارداد، هزینۀ نفت به شمار نمی آید، برابر ده درصد هزینه های تولید نفت فرض شده اند. پ- مدت زمان قرارداد برای گزینه های مختلف توسعۀ میدان، مدت زمان قرارداد یکسان و برابر 20سال در نظر گرفته شده است. ت- نرخ بهره برای محاسبۀ دیرکردهای مربوط به بازپرداخت هزینه های پشتیبانی و همچنین برای محاسبۀ شاخص های مبتنی بر ارزش زمانی پول نرخ بهره چهار درصد در نظر گرفته شده است. با توجه به فرض های ارائه شده در زمینۀ تولید، هزینۀ عملیات و قیمت نفت تولیدی می توان سناریوهای جدول 5 را برای توسعۀ میدان در نظر گرفت و شاخص های اقتصادی را برای هر یک از این گزینه ها، محاسبه و با یکدیگر مقایسه کرد. 4- محاسبات اقتصادی در قراردادهای توسعۀ ارائه شده از سوی وزارت نفت عراق، فرایند توسعه و تولید از میدان را یک شرکت برعهده دارد. با توجه به گزینه های معرفی شده برای توسعه و تولید از میدان، نمودارهای تولید سالیانه و تولید تجمعی از میدان در بازه ای 20ساله در نمودارهای 1و2 ارائه شده اند. در این نمودارها فرض بر این بوده است که آغاز عملیات توسعۀ میدان از سال2010 باشد. خلاصۀ ارزیابی اقتصادی برای گزینه های مختلف ذکر شده محاسبه و در جدول6 نشان داده شده است. (ارزش خالص فعلی و نرخ بازگشت داخلی سرمایه) برای مقایسه بهتر گزینه های مختلف توسعه شاخص های مربوط به گزینه ها در نمودار3 آمده است. جمع بندی و نتیجه گیری مهم ترین نقاط قوت و ضعف مدل قراردادی ارائه شده از سوی وزارت نفت عراق برای توسعۀ میادین را بر اساس نتایج حاصل شده در میدان بدرا می توان در موارد زیر خلاصه کرد: 1- در قراردادهای منعقد شده بین وزارت نفت عراق و شرکت های بین المللی، مراحل توسعه و بهره برداری از میدان به صورت همزمان واگذار شده اند. این نوع از واگذاری ها سبب می شوند، طرف خارجی در منافع حاصل از میدان به صورت بلندمدت درگیر باشد و درنتیجه تعهد بیشتری دربارۀ آیندۀ میدان و تولید صیانتی از مخازن داشته باشد. 2- ازجمله مزایای اصلی این نوع قرارداد پرداخت نکردن بهره به هزینه های سرمایه ای توسعۀ میدان است و فقط به هزینه های پشتیبانی در صورت دیرکرد، بهره تعلق می گیرد. این مطلب همان گونه که در قرارداد بررسی شد، در محاسبات حاضر نیز منظور شده است و از مزایای اصلی این نوع قرارداد در مقایسه با قراردادهای بیع متقابل به شمار می رود. 3- مطابق قراردادهای منعقد شده با وجود تأمین تجهیزات و سرمایه های موردنیاز برای توسعۀ میدان از سوی شرکت های بین المللی، هزینه ای به نام هزینۀ منابع مالی به طرف عراقی تحمیل نمی شود. با توجه به هزینه هایی با عناوین مشابه هزینۀ تأمین مالی، کارمزد بانکی و غیره در مدل های قراردادی بیع متقابل و EPCF این نکته را نیز می توان از نقاط قوت این نوع از قراردادها به شمار آورد. 4- صنعت نفت عراق با توجه به تحریم های اعمال شده بر این کشور در دوران صدام، فرسوده و به لحاظ فنّاوری عقب مانده است. واگذاری همزمان عملیات توسعه و تولید میادین به شرکت های خارجی امکان انتقال فنّاوری را دشوار می سازد و انتقال فنّاوری بیشتر خود را به صورت دوره های آموزشی در کشور ثالث نشان می دهد. با توجه به دورۀ 20سالۀ قراردادها، مجموعۀ این قراردادها می توانست باعث ارتقای توان فنّاوری صنعت نفت عراق شود. 5- استفاده بیش از حد از توان و سرمایۀ شرکت های خارجی برای توسعۀ صنعت نفت عراق فرصت شکوفایی و پیشرفت را از صنایع داخلی و بخش خصوصی عراق خواهد گرفت. حضور نداشتن عراقی ها در مدیریت کلان توسعۀ میادین عظیم و فوق عظیم کشورشان و برون سپاری مدیریت به شرکت های خارجی زمینه ساز وابستگی صنعت نفت این کشور به بیگانگان خواهد شد. مشابه سایر کشورهای خاورمیانه مداخلات تاریخی بیگانگان، ازجمله انگلیس و امریکا، در امور سیاسی و اقتصادی عراق نشان داده است که شاید استفاده از شرکت های همسو با نظام سلطه در کوتاه مدت مفید باشد، اما از مضرّات آن در بلندمدت نمی توان ایمن بود.
متن کامل [PDF 530 kb]   (625 دریافت)    
نوع مطالعه: پژوهشي | موضوع مقاله: مخزن
دریافت: ۱۳۹۲/۸/۲۷ | پذیرش: ۱۳۹۲/۹/۲۴ | انتشار: ۱۳۹۲/۹/۲۴

ارسال نظر درباره این مقاله : نام کاربری یا پست الکترونیک شما:
کد امنیتی را در کادر بنویسید

کلیه حقوق این وب سایت متعلق به ماهنامه علمی- ترویجی اکتشاف و تولید نفت و گاز می باشد.

طراحی و برنامه نویسی : یکتاوب افزار شرق

© 2018 All Rights Reserved | Journal of Exploration & Production Oil & Gas

Designed & Developed by : Yektaweb

تحت نظارت وف ایرانی