قرارداد IPC

یکی از عمده ترین راهکارهای بومی سازی فناوری در صنعت نفت، قراردادهای مشروط بر، انتقال فناوری از شرکت های نفتی بین المللی، می باشد. البته طی سالیان گذشته صنعت نفت ایران در این مورد توفیق چندانی نداشته و اکنون در قرارداد جدید نفتی ایران IPC) ( به عنوان جایگزین قراردادهای بیع متقابل، با ایجاد تغییراتی در نوع، شروط و ماهیت قرارداد، سعی در کسب و انتقال فناوری های مدرن و بومی سازی آن از طریق همکاری شرکت های نفتی بین المللی با شرکت های داخلی مورد تائید شرکت ملی نفت ایران را دارد. ولی آنچه که از انتقال فناوری مهم تر می باشد، توجه به نتایج حاصل در قبال تصمیمات اتخاذ شده در بخش انتقال فناوری قرارداد است؛ بنابراین ارزیابی ریسک انتقال فناوری در توسعه پایدار آتی صنعت نفت ایران نقش بارز و برجسته ای خواهد داشت. در این مقاله ضمن بررسی قرارداد بیع متقابل و قرارداد IPC از زاویه انتقال فناوری، ریسک های انتقال فناوری در قرارداد IPC شناسایی و با نقد و نظر نخبگان مورد کنکاش قرار گرفته، سپس با استفاده از پارامترهای روش FMEA ریسک های شناسایی شده، نمره دهی و برای هر یک، RPN محاسبه و در نهایت اولویت بندی می گردند. بالاترین اولویت ریسک به ترتیب نتایج منفی حاصل از جدا شدن مهندسان و کارشناسان نفتی از شرکت ملی نفت ایران (576= RPN ) و تأثیر حضور شرکت های نفتی بین المللی بر نابودی رشد درون زای صنعت نفت ایران (448= RPN ) تعیین گردید. با توجه به بالا بودن خطر در اکثر ریسک های شناسایی شده، اقدامات کنترلی بر اساس نظرات خبرگان در جهت کاهش سطح ریسک ها، ارائه گردید.

هدف: هدف از اجرای این مقاله، مدل سازی و بهینه سازی کل پروژه بهره برداری از چاه های نفتی ایران، در طول مدت قرارداد IPC برای تنظیم صحیح پارامتر ها و درجه های آزادی قرارداد برای تعریف یک بازی برد برد و بررسی حساسیت تغییرهای آن است. روش: به کمک روابط فیزیکی حاکم بر میدان نفتی، یک مدل پویای جدید برای مخزن، به عنوان نوآوری مطرح شده است. از سوی دیگر، مدل تصادفی کارآمدی برای رفتار قیمت نفت معرفی شده است. به کمک دو مدل یادشده، مدل مالی قرارداد به صورت کامل بیان شده و با استفاده از این مدل، پارامترها، درجه های آزادی قرارداد، شاخص های مالی و پروژه ای تحلیل حساسیت شدند و بهینه این ضرایب محاسبه شده است. یافته ها: نتایج نشان می دهد که اگر پاداش پیمانکار در هر بشکه، در محدوده مناسب (3 تا 7 دلار) تنظیم نشود، پیمانکار به نرخ تولید پایین تمایل پیدا می کند. علاوه بر این، برای قیمت های بسیار پایین نفت (زیر 30 دلار) ریسک سرمایه گذاری افزایش می یابد. نتیجه گیری: تحلیل حساسیت مدل نشان می دهد که هر یک از پارامترهای مسئله، اعم از پارامتر های قراردادی، مخزنی و میدانی، قیمت نفت، هزینه های سرمایه گذاری و هزینه های عملیاتی، چه میزان می تواند در سود پیمانکار و صاحب مخزن سهم داشته باشد که این مهم، قدرت چانه زنی ها را افزایش می دهد.

در این پژوهش با استفاده از روش بهینه سازی ایستای غیرخطی مقید، دو سناریو فشارافزایی در دریا و فشارافزایی در خشکی در میدان گازی پارس جنوبی جهت تعیین سناریو بهینه مورد بررسی قرار می گیرد. بررسی این دو سناریو نشان می دهد سناریو فشارافزایی در دریا به دلیل بیشتر بودن استمرار تولید در سطح پلتو و میزان تولید انباشتی، سناریو مطلوب کارفرما است. سناریو فشارافزایی در خشکی نیز به دلیل برخوردار بودن از سود انتظاری بیشتر، برای پیمانکار حالت مطلوب تری است. از این رو به دلیل متفاوت بودن حالت بهینه کارفرما و پیمانکار، پیمانکار از انگیزه کافی جهت سرمایه گذاری در سناریو فشارافزایی بهینه برای دولت برخوردار نیست؛ لذا برای یکسان شدن سناریو فشارافزایی مطلوب کارفرما و پیمانکار سه پیشنهاد برای افزایش سود انتظاری پیمانکار در حالت فشارافزایی در دریا نسبت به فشارافزایی در خشکی داده شد و سود انتظاری هریک از آن ها برای دولت محاسبه گردید.