به گزارش اقتصاد انرژی به نقل از شانا
رامین روغنیان: تکمیل زنجیره سه‌گانه هدایت سیالات به مخزن، چاه و تأسیسات لازمه تداوم و افزایش تولید است و خوشبختانه طی دو سال گذشته در هر سه بخش فعالیت‌های بسیار خوب و قابل دفاعی انجام شده است.
وی با اشاره به اینکه پیش از ارائه دستاوردهای تولیدی در مناطق لازم است چهار مفهوم اصلی مرتبط با شاخص تولید بیان شود، گفت: نخستین مفهوم ظرفیت بالقوه تولیدی مخازن یا اصطلاحاً PGC است که بر اساس مطالعات انجام‌شده روی مخازن تعیین می‌شود. این رقم نشان‌دهنده مقدار تولید روزانه هر مخزن با فرض تأمین همه الزامات تولیدی آن است که هر ساله از سوی اداره ارزیابی مخازن مورد بازبینی و اعلام می‌شود.
مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب افزود: مفهوم بعدی، برنامه ظرفیت تولید است که در آن مقدار تولید هر مخزن با توجه به پیش‌بینی تأمین واقعی الزامات تولیدی آن مانند ظرفیت تأسیسات و برآیند فعالیت‌های افزایشی و مقدار کاهش‌های سالانه تعیین می‌شود که این رقم از سوی اداره مهندسی بهره‌برداری در قالب برنامه‌ای تولیدی سالانه و پنج ساله ارائه می‌شود، همچنین مفهوم سوم ظرفیت تولید واقعی است که بر اساس تحقق واقعی برنامه‌ها در یک سال گزارش می‌شود.
روغنیان ادامه داد: چهارمین مفهوم تولید واقعی است که مجموع دبی تولید واقعی انجام‌شده در همه چاه‌های تولیدی است؛ تولید واقعی حاصل کسر مجموع کاهش‌ها (از جمله کاهش‌های مهندسی و عملیاتی و کاهش‌های تکلیفی) از ظرفیت تولید واقعی است.
وی با بیان اینکه برای ارزیابی عملکرد هر شرکت بالادستی نفتی باید حداقل شاخص‌های تولیدی در چهار مفهوم ذکرشده به همراه مقدار تأمین الزامات آنها، در حیطه اختیارات آن شرکت بررسی شوند، افزود: متأسفانه برخی از الزامات تولیدی توسعه‌ای از حدود اختیارات شرکت تولیدی توسعه‌ای خارج است که از جمله این موارد در شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب می‌توان به مسئله تأمین گاز مورد نیاز برای تزریق در میدان‌های نفتی، صدور مجوز برای حفاری و تعمیر چاه، صدور مجوز به‌منظور تأمین کالاهای مورد نیاز حفاری، احداث الزامات تأسیساتی و تأمین مالی انجام فعالیت‌های لازم اشاره کرد که در ادامه به تشریح آنها خواهم پرداخت.
تعیین ظرفیت‌های تولیدی در بخش بالادستی
مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب با تأکید بر اینکه یکی از فعالیت‌های بسیار مهم بخش بالادستی در مدیریت امور فنی تعیین ظرفیت‌های تولیدی یا PGC در میدان‌های مختلف است، گفت: در واقع پایه و اساس تمام برنامه‌های تولیدی اعداد PGC است و برای تعیین ظرفیت تولیدی مخازن مجموعه‌ای از فعالیت‌های مطالعاتی در بخش‌های مختلف پتروفیزیک، زمین‌شناسی، مهندسی بهره‌برداری و مهندسی مخازن انجام‌شده و بر اساس بررسی عملکرد مخازن و شبیه‌سازی ظرفیت‌های تولیدی مخازن تعیین می‌شود.
روغنیان ادامه داد: مجموعه فعالیت‌های مطالعاتی انجام‌شده طی ۲ سال گذشته، به شناسایی ظرفیت تولیدی بالاتر در ۶ مخزن اهواز بنگستان، منصوری بنگستان، آبتیمور، گلخاری، بالارود و منصورآباد بنگستان به مقدار ۲۵۰ هزار بشکه در روز منجر شده است که این مقدار بیش از ۷ درصد ظرفیت تولید کنونی میدان‌های شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب است و در صورت تأمین الزامات تولیدی این مخازن و تولیدی شدن این ظرفیت، با فرض قیمت هر بشکه نفت ۸۰ دلار، سالانه ۷ میلیارد دلار به درآمد ارزی کشور اضافه می‌شود.
وی افزود: با اضافه شدن ۲۵۰ هزار بشکه در روز به ظرفیت تولید بالقوه مخازن، مقدار PGC از رقم فعلی (۳۴۰۰ هزار بشکه در روز) به ۳۶۵۰ هزار بشکه در روز افزایش داده شده است که دستاورد بسیار بزرگی برای صنعت نفت کشور محسوب می‌شود، البته روند کشف ظرفیت‌های جدید تولیدی در مخازن حسب شرح وظایف اداره‌های مدیریت فنی ادامه دارد و در صورت قطعی شدن ظرفیت‌های جدید، نتایج و دستاوردهای آن اعلام می‌شود، همچنین برنامه پنج ساله مطالعاتی مخازن تهیه شده است که در آن بخشی از مطالعاتی که به‌دلیل کمبود نیروی انسانی امکان انجام آنها در مناطق وجود ندارد، برون‌سپاری می‌شوند.
مدیر امور فنی در خصوص برنامه‌های ظرفیت تولید گفت: از دیگر وظایف مهم مدیریت امور فنی که در اداره مهندسی بهره‌برداری ستاد انجام می‌شود ارائه برنامه‌های تولید پنج ساله است، همچنین با توجه به اینکه تأمین الزامات برنامه‌های تولید نظیر ساخت موقعیت، خرید کالا و مواد حفاری، احداث تأسیسات مورد نیاز، اجاره دکل و کویل فعالیت‌های زمان‌بری هستند، از این رو الزامات این برنامه‌ها باید از چند سال قبل ارائه و تأمین آنها پیگیری شود.
طرح افزایش توان تولید در برنامه‌ای پنج ساله ارائه شد
روغنیان با اشاره به اینکه در این راستا برنامه پنج ساله ظرفیت تولید با هدف افزایش توان تولید از ۲ میلیون ۹۳۳ هزار بشکه در روز در ابتدای سال ۱۴۰۱ به ۳ میلیون و ۳۲۸ هزار بشکه در روز تهیه و ارائه شده است، تصریح کرد: اهم الزامات برای دستیابی به حدود ۳۵۰ هزار بشکه در روز افزایش ظرفیت تولید در طی پنج سال حفاری بیش از ۳۰۰ حلقه چاه توسعه‌ای، تعمیر حدود ۵۵۰ حلقه چاه و انجام بیش از ۳ میلیون و ۳۵۰ عملیات ترمیمی است. بدیهی است دستیابی به این مقدار تولید وابسته به تأمین الزامات آن است و در دو سال گذشته فعالیت‌ها و پیگیری‌های بسیاری با همکاری دیگر مدیریت‌ها برای تأمین الزامات این برنامه انجام‌شده تا ان‌شاءالله این برنامه سنگین تولیدی محقق شود.
گفتنی است برنامه‌های تولیدی بر اساس پیش‌بینی ظرفیت‌های تأسیساتی مخازن، انجام فعالیت‌های افزایش تولید در چاه‌ها و مقدار کاهش تولید در مخازن تهیه می‌شود و به عبارت دیگر برآیند مجموعه فعالیت‌های افزایش تولید و کاهش‌ها مقدار تولید یک برنامه تولیدی را تعیین می‌کنند.
سطح‌های روزمینی و زیرزمینی از مهم‌ترین علل کاهش ظرفیت مخزن هیدروکربنی است
وی با بیان اینکه علل مهم کاهش ظرفیت تولیدی یک مخزن هیدروکربوری را می‌توان به دو دسته روسطحی و زیرسطحی تقسیم کرد، افزود: در بخش روسطحی خرابی تجهیزات و فرسودگی تأسیسات موجود و نیاز به احداث واحد جدید مثل واحد نمک‌زدایی از اهم عوامل کاهش تولید است در اثر تولید از مخازن فشار آنها کاهش یافته و ستون نفتی کوچک می‌شود، این عوامل باعث کاهش و حتی قطع تولید از چاه‌ها می‌شوند و تولید از مخزن را کاهش می‌یابد و مقدار این کاهش به عوامل مختلفی از جمله درصد تخلیه و مکانیسم‌های تولیدی مخازن بستگی دارد.
مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب گفت: بر اساس تجربیات برنامه‌های تولیدی در سال‌های گذشته، متوسط این کاهش‌ها هر سال حدود ۳۵۰ تا ۴۰۰ هزار بشکه در روز است، البته با توجه به کاهش‌های تکلیفی در سال‌های اخیر مقدار این کاهش‌ها باید در تولید حداکثری دوباره تعیین شود، از این رو در ارزیابی عملکرد تولیدی یک سال از ابتدای فروردین تا ابتدای فروردین سال بعد اگر مقدار افزایش تولید ۲۰ هزار بشکه در روز گزارش شود باید توجه داشت که حجم فعالیت‌های سالانه به‌گونه‌ای بوده که افزون بر جبران کاهش‌های سالانه ۳۵۰ تا ۴۰۰ هزار بشکه در روز، ۲۰ هزار بشکه در روز نیز افزایش تولید حاصل شده و نباید تصور کرد که فقط به مقدار ۲۰ هزار بشکه در روز فعالیت افزایشی انجام‌شده است.
روغنیان با اشاره به اینکه فعالیت‌های تولیدی زیرسطحی به سه دسته حفاری چاه جدید، تعمیر چاه‌های موجود و انجام فعالیت‌های ترمیمی تقسیم می‌شوند، افزود: حفاری چاه جدید و تعمیر برخی چاه‌های موجود با استفاده از دکل انجام می‌شود. در میدان‌های مناطق نفت‌خیز جنوب عمده افزایش تولید سهم فعالیت‌های ترمیمی است که در آن معمولاً با استفاده از لوله مغزی سیار مشکلات سبک چاه‌های موجود برطرف و چاه‌ها دوباره وارد مدار تولید می‌شود، بنابراین تأمین دکل و لوله مغزی سیار به همراه الزامات مربوطه از جمله مهم‌ترین الزامات برنامه‌های تولیدی است.
وی گفت: حفاری چاه‌های جدید و تعمیر چاه‌های موجود افزون بر ساخت و آماده‌سازی موقعیت و تأمین کالا و مواد نیازمند وجود دکل حفاری آماده به‌کار است. شرکت ملی حفاری تقریباً تنها شرکت دکل‌دار طرف قرارداد با مناطق نفت‌خیز جنوب بوده است. در طول سال‌های گذشته به‌دلیل قرار دادن شرکت ملی حفاری در فهرست واگذاری به بخش خصوصی، تقویت ناوگان حفاری از منابع داخلی شرکت ملی نفت امکان‌پذیر نبوده و به‌تدریج با مستهلک شدن ناوگان حفاری امکان بازسازی آن وجود نداشته است، از این رو توان عملیاتی آن به‌شدت کاهش یافته است، به‌گونه‌ای که عملاً زمان حفاری چاه‌ها به حدود ۲ برابر قبل و انتظارات به بیش از ۲ برابر افزایش یافته است.
بازگشت شرکت ملی ایران به روزهای طلایی
مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب تصریح کرد: خوشبختانه هم‌اکنون انجام فعالیت‌های بسیار خوبی از سوی مجموعه مدیریت و کارشناسان شرکت ملی حفاری برای رفع نواقص و ایراد دکل‌ها و بازسازی آنها، تأمین و تعمیر موتورها و تجهیزات، خرید دکل و لوله مغزی سیار و تأمین امکانات رفاهی و … در دست اقدام است که امید می‌رود با انجام آنها، در اسرع وقت شاهد بازگشت شرکت ملی نفت به روزهای طلایی باشیم.
روغنیان گفت: امضای توافقنامه بین شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب و شرکت ملی حفاری، پرداخت علی‌الحساب هزینه‌های حفاری به‌صورت ریالی، همچنین پرداخت ارزی به شرکت ملی حفاری در قبال ارائه مستندات مربوط به تجهیز ناوگان حفاری، پرداخت هزینه‌های جابه‌جایی ادوات و دکل‌های حفاری و استفاده از توان ارتش برای کمک به جابه‌جایی دکل‌ها و تعمیرات ناوگان ترابری بخشی از فعالیت‌های انجام‌شده از سوی مناطق نفت‌خیز جنوب برای تقویت ناوگان حفاری شرکت ملی حفاری است.
وی استفاده از ناوگان حفاری بخش خصوصی از دیگر برنامه‌های شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب برای تحقق برنامه‌های تولیدی دانست و افزود: به همین منظور قرارداد به‌کارگیری دو دستگاه دکل حفاری از یکی از شرکت‌های خصوصی امضا شده و استفاده از هفت دکل دیگر در مرحله امضا قرارداد است، همچنین برگزاری پنج مناقصه برای به‌کارگیری ۱۰ دکل در دست اقدام است و از همه شرکت‌های دکل دار دعوت می‌شود در صورت تمایل به عقد قرارداد با شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب با قیمت ۵ درصد کمتر از قرارداد ریالی شرکت ملی حفاری، درخواست خود را به شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب ارسال کنند.
۶ قرارداد به‌منظور استفاده از ۱۸ دستگاه لوله مغزی امضا شد
مدیر امور فنی مناطق نفت‌خیز جنوب در خصوص دستگاه‌های لوله مغزی گفت: سال گذشته و امسال ۶ قرارداد برای استفاده از ۱۸ دستگاه لوله مغزی متعلق به بخش خصوصی امضا شده است و مجموع فعالیت‌های ترمیمی انجام‌شده از سوی این لوله‌های مغزی و لوله مغزی‌های متعلق به شرکت ملی حفاری و معاونت تعمیر و تکمیل بیش از ۳۷۵ هزار بشکه در روز بوده است. همچنین با توجه به تأثیر زیاد عملیات‌های لوله مغزی سیار در تحقق برنامه تولید، برنامه استفاده از خدمات دو دستگاه لوله مغزی دیگر در دست اقدام است.
روغنیان ادامه داد: همچنین دو مناقصه دیگر برای استفاده از خدمات یک دستگاه لوله مغزی به‌صورت سرویس کامل و دو دستگاه لوله مغزی دیگر با تأمین سیالات در حال برگزاری است. با توجه به کمبود دستگاه‌های لوله مغزی سیار در کشور و به‌منظور تأمین لوله مغزی مورد نیاز مذاکراتی با شرکت‌های خصوصی دارنده لوله مغزی سیار انجام‌شده تا از طریق برگزاری مناقصه و با امضای قراردادهای طولانی‌مدت تسهیلات لازم برای ورود دستگاه‌های جدید به کشور فراهم شود. امید است با توجه به اقدام‌های انجام‌شده و در دست اقدام شرایط لازم برای انجام فعالیت‌های ترمیمی به‌عنوان فعالیت‌هایی که بیشترین سهم را در افزایش تولید را دارند فراهم و از این منظر الزامات افزایش تولید تأمین شود.
وی در خصوص تأسیسات فراورشی گفت: یکی دیگر از گلوگاه‌های تولید کمبود تأسیسات برای فراورش نفت، گاز و آب تولیدی است. در برخی از مخازن نفتی ظرفیت‌های تولیدی بسیار خوبی سر چاه وجود دارد، اما به‌دلیل کمبود ظرفیت تأسیسات بهره‌برداری و نمک‌زدایی امکان تولید از آنها وجود ندارد، البته برای تمامی این مخازن پروژه‌های تأسیساتی مورد نیاز تعریف شده است، اما به دلایل مختلف و از جمله کمبود منابع مالی در مقاطع زمانی، افزایش هزینه آنها، ضعف در پیمانکاران اجرایی، افزایش قیمت انجام پروژه‌ها به‌دلیل تغییر در نرخ ارز و در مجموع عدم پیشرفت مناسب پروژه‌های روسطحی تعریف‌شده در طرح ۲۸ مخزن، عملاً ظرفیت تأسیساتی لازم ایجاد نشده است، البته به‌طور کلی احداث و راه‌اندازی تأسیسات روسطحی نسبت به فعالیت‌های زیرسطحی امری زمان‌بر است.
استفاده از اسکیدها به‌منظور جبران کمبودها
مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب با بیان اینکه به‌منظور جبران این کمبودها در کنار پیگیری پروژه‌های موجود و تا زمان راه‌اندازی آنها، استفاده از تأسیسات زود نصب‌شونده یا اسکید در قالب مدل‌های مختلف قراردادی در دست پیگیری است یادآور شد: مدت زمان احداث و راه‌اندازی این تأسیسات زود نصب‌شونده در ظرفیت‌های ۲۵ و ۵۰ هزار بشکه در روز، حدود یک سال پیش‌بینی شده است و با استفاده از تأسیسات زود نصب‌شونده، گلوگاه تولیدی در بخش تأسیسات حذف و افزایش تولید در کوتاه‌مدت میسر خواهد شد.
روغنیان تصریح کرد: هم‌اکنون مجوز لازم برای استفاده از این تأسیسات در مخازن آبتیمور، منصوری بنگستان و رامشیر با ظرفیت مجموعاً ۱۵۵ هزار بشکه در روز از هیئت مدیره شرکت ملی نفت کسب شده و فعالیت‌های لازم برای استفاده از این تأسیسات در حال انجام است، همچنین مراحل کسب مجوز از شرکت ملی نفت برای استفاده از تأسیسات سریع نصب‌شونده با ظرفیت حدود ۲۲۰ هزار بشکه در روز در مخازن شادگان، منصوری آسماری و اهواز بنگستان نیز در حال پیگیری است.
وی گفت: برنامه‌های یک‌ساله تولید بر اساس مقدار تحقق الزامات و فرضیات برنامه‌های پنج ساله در کوتاه‌مدت در مدیریت فنی تهیه و ارائه می‌شود. بازه زمان اجرای برنامه‌های یک‌ساله از ابتدای فروردین‌ماه تا پایان اسفندماه همان سال است و این برنامه‌های اجرایی برای هر سال معمولاً اواخر سال قبل تعریف و برای تصویب در هیئت مدیره شرکت نفت ارسال می‌شود.
گفتنی است تعریف تمام فعالیت‌های زیرسطحی در سه قالب چاه‌های توسعه‌ای، تعمیری و ترمیمی با دبی متناسب با تأسیسات فراورشی در دسترس انجام می‌شود.
مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب افزود: سال ۱۴۰۱ مقدار فعالیت‌های افزایشی حدود ۴۰۰ هزار بشکه در روز و کاهش‌ها ۳۳۰ هزار بشکه در روز پیش‌بینی شده بود که به‌دلیل مشکلات جابه‌جایی و برپایی دکل‌های حفاری، آماده نبودن برخی کالاها و مواد حفاری و راه‌اندازی شدن چاه‌ها و پروژه‌های طرح ۲۸ مخزن عملاً بخشی از آن محقق نشد.
روغنیان با اشاره به برنامه افزایش تولید در سال ۱۴۰۲ گفت: بر اساس برنامه‌ریزی انجام‌شده تلاش می‌شود علاوه بر جبران کاهش‌ها ظرفیت تولید حدود ۳۰ هزار بشکه در روز نسبت به ابتدای سال افزایش یابد. برای تحقق این مقدار افزایش ظرفیت تولید ۵۸ هزار بشکه در روز از طریق چاه‌های توسعه‌ای جدید و ۱۴۳ هزار بشکه در روز چاه تعمیری و ۲۵۷ هزار بشکه نفت از محل فعالیت‌های ترمیمی چاه افزایش تولید خواهیم داشت.
وی با اشاره به برنامه‌های پیشین تولید یادآور شد: از سال ۱۳۹۷ تغییر روش محسوسی در مصوبات مربوط به برنامه‌های تولید از سوی شرکت ملی نفت داده شد. از آن سال مجوز حفاری چاه جدید و تعمیر چاه‌های موجود به‌جز چاه‌های دارای قید ایمنی به مناطق داده نشد و همه فعالیت‌های مذکور به طرح ۲۸ مخزن منتقل شد، همچنین با توجه به نبود آمادگی شرکت‌های پیمانکار در طرح ۲۸ مخزن، توان تولید مناطق در سال ۱۳۹۷ به‌طور بی‌سابقه‌ای به ۵۷ هزار بشکه در روز کاهش یافت.
مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب ادامه داد: از طرفی بخش زیادی از کالاهای حفاری موجود در انبار مناطق به‌منظور رفع احتیاجات کالایی طرح ۲۸ مخزن در اختیار پیمانکاران طرح قرار گرفت و بخش دیگری صرف تعمیر چاه‌های تعمیری با قید ایمنی در مناطق شد و از طرف دیگر مجوز تأمین کالا و مواد برای حفاری چاه‌های جدید و تعمیر چاه‌های موجود به مناطق نفت‌خیز داده نشد که در نتیجه به خالی شدن انبارها از کالا منجر شده به‌گونه‌ای که به‌تدریج در سال گذشته که مجوز تعمیر چاه‌های موجود و امسال که مجوز حفاری چاه جدید داده شد با کمبود شدید کالای حفاری مواجه شده‌ایم.
روغنیان افزود: خوشبختانه تأمین کالاهای مورد نیاز حفاری از سال گذشته در دستور کار همکاران در مدیریت تدارکات و امور کالا قرار گرفته است، اما تأمین این کالاها بعضاً فرآیندی زمان‌بر است و بخشی از دلایل محقق نشدن تعهدات تولیدی در سال گذشته مربوط به کمبود کالاهای حفاری و انتظارات دکل‌ها برای تأمین کالاهای مورد نیاز حفاری بوده است.
وی با تأکید بر اینکه چنانچه کاهش‌های تکلیفی نبود و نیازمند تولید حداکثری بودیم قطعاً کشور در زمینه تأمین نفت با بحران مواجه می‌شد، گفت: هم‌اکنون ضریب برداشت ما از مخازن شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب حدود ۲۸ درصد است که رقمی متوسط محسوب می‌شود، زیرا ما مخازنی داریم که حدود ۶۰ درصد ضریب بازیافت دارند. ضریب بازیافت از مخازن، تابع عوامل مختلفی است که از جمله می‌توان به نوع سنگ و سیال مخزن و مکانیسم‌های تولید اشاره کرد. برای مثال ضریب بازیافت اهواز آسماری ۵۷ درصد برآورد شده، در حالی که ضریب بازیافت برای مخزن بنگستان همین میدان که در عمق پایین‌تری قرار گرفته کمتر از ۱۰ درصد است.
مخزن اهواز بنگستان با کاندید تزریق آب به‌صورت پایلوت است
مدیر امور فنی مناطق نفت‌خیز جنوب با بیان اینکه اهواز بنگستان بزرگ‌ترین مخزن بنگستانی است، افزود: این مخزن با بیش از ۳۷ میلیارد بشکه نفت درجا کاندیدای تزریق آب به‌صورت پایلوت است. تاکنون فعالیت‌های زیادی در این خصوص انجام‌شده و امید است با پایان مطالعات آن در سال آینده پروژه پایلوت تزریق آب به این مخزن آغاز شود، همچنین پیش‌بینی می‌شود با انجام پروژه تزریق آب در این مخزن ضریب بازیافت آن به دو برابر مقدار کنونی افزایش یابد و در صورت موفقیت در انجام پروژه پایلوت در بخشی از مخزن، تزریق آب در بخش‌های دیگر مخزن نیز برنامه‌ریزی خواهد شد. از این رو اگر تزریق آب در این مخزن موجب افزایش ضریب بازیافت شود، پروژه‌های تزریق آب در دیگر مخازن بنگستانی با هدف افزایش ضریب بازیافت برنامه‌ریزی خواهد شد و حجم قابل‌توجهی به ذخایر قابل برداشت اضافه می‌شود.
روغنیان با بیان اینکه هم‌اکنون مهم‌ترین دلیل استفاده از شرکت‌های خارجی که اغلب آنها روسی هستند، تأمین منابع مالی است، گفت: بودجه شرکت ملی نفت ایران برای توسعه میدان‌ها عمدتاً ۱۴.۵ درصد فروش نفت است که این مقدار پاسخگو هزینه‌های سنگین توسعه میدان‌ها نیست و اگر تأمین مالی انجام شود مشکلی برای توسعه میدان‌های نفتی نداریم و فناوری‌های جدید مورد نیاز را از طریق خرید خدمات تأمین می‌کنیم.
