ثروت ملی کشور در خطر است
ایران میادین مشترک نفتی و گازی با کشورهای همسایه دارد که متأسفانه کمتر مورد توجه قرار می‌گیرد. ضروری است که ایران 2 رویکرد را نسبت به این میادین اتخاذ کند؛ نخستین رویکرد مذاکره با طرف عرب برای تولید صیانتی و افزایش میزان بهره‌برداری از این منابع است و رویکرد دیگر، در صورت عدم امکان مذاکره، تولید حداکثری از میادین برای استخراج بهینه از این منابع است.
بولتن نیوز : درقسمت نخست این یادداشت بیان شد که بسیاری از ساختارهای نفتی میادین کشور ما در کشورهای همسایه، به ویژه در مناطق غرب و جنوب غربی، امتداد یافته و این موضوع موجب شده است برخی میادین ما با کشورهای همسایه مشترک باشد. طبق آمار برنامه‌ریزی تلفیقی وزارت نفت، کشور ما با کشورهای همسایه دارای 17 مخزن نفتی مشترک و 7 مخزن گازی مشترک است.
ایران در دریا با همسایگان حاشیه‌ی خلیج فارس، شامل عربستان، کویت، امارات، عمان و قطر و در خشکی با عراق و ترکمنستان میادین مشترک نفتی و گازی دارد. برداشت یک‌جانبه از میادین نفت و گاز از سوی کشورهای همسایه موجب انتقال نفت و گاز به سمت آن‌ها خواهد شد و امکان استفاده از این منابع را برای ایران بسیار سخت خواهد کرد. افت فشار مخازن و کاهش میزان گاز و نفت برای استخراج موجب کاهش میزان بهره‌برداری خواهد شد. از این رو، توسعه‌ی این میادین می‌بایست از مهم‌ترین برنامه‌های شرکت ملی نفت جمهوری اسلامی ایران باشد و به توسعه‌ی این میادین توجه بیشتری شود و برای استخراج در اولویت قرار گیرد.
در قسمت پیشین وضعیت نفت ایران و عراق و میادین مشترک دو کشور بررسی شد. در این یادداشت به بررسی سایر مخازن مشترک ایران پرداخته می‌شود و نشان داده خواهد شد که متأسفانه میزان برداشت ایران همخوانی زیادی با کشورهای همسایه ندارد و این امر موجب از بین رفتن این منبع عظیم ملی خواهد شد.
1. میادین مشترک با کشور عربستان
ایران در حوزه‌ی خلیج فارس 4 میدان نفتی مشترک با کشور عربستان دارد. این میادین عبارت‌اند از فروزان، اسفندیار، آرش و بخش گازی میدان فرزاد که به ترتیب، در طرف عربستانی، مرجان، لؤلؤ، دورا (مشترک با کویت) و حصبه نامیده می‌شوند. میدان نفتی و گازی آرش مشترک میان ایران، کویت و عربستان است. با وجود اینکه 2 طرف عربی در سال 2000 برای برداشت مساوی از این میدان توافق کرده‌اند، اما هنوز هیچ یک از طرفین تولیدی نداشته است. میدان فرزاد نیز هنوز توسعه نیافته است. از این رو، در ادامه به وضعیت میادین فروزان و اسفندیار پرداخته می‌شود.
3-2-1. میدان نفتی فروزان
این میدان در سال 1342 کشف شد و در سال 1346 به بهره‌برداری رسید. حداکثر تولید این میدان در سال 1358 حدود 180 هزار بشکه در روز بوده است. تولید این میدان در سال 1366 به حدود 100 هزار بشکه در روز رسید و در سال 1381 به 40 هزار بشکه در روز کاهش یافت. در سال 1381 قرارداد بیع‌متقابل با شرکت «پترو ایران» برای افزایش تولید این میدان به میزان 65 هزار بشکه و رساندن آن به سقف 105 هزار بشکه منعقد شد.
بر اساس گزارش شرکت ملی نفت، در پایان سال 1386 (پایان قرارداد) تولید این میدان حدود 30 هزار بشکه در روز افزایش یافته است. بر اساس آخرین گزارش‌ها، تولید این میدان در حال حاضر 45 هزار بشکه در روز است (خبرگزاری فارس، 2 خرداد 1390). برنامه‌های توسعه‌ای دیگری نیز برای این میدان تهیه شده است.
تولید نفت از این میدان در طرف عربی از سال 1974 آغاز شد و در سال 1994 به بیش از 400 هزار بشکه در روز رسید. سپس تولید این میدان رو به کاهش نهاد؛ به طوری که تولید آن در سال 2006 حدود 250 هزار بشکه در روز بود. یکی از مشکلات طرف عربی کاهش شدید فشار میدان بوده است؛ به طوری که نرخ کاهش تولید برای سال‌های آتی حدود 5/7 درصد در سال برآورد می‌شود (هنس[1]و همکاران، 2006).
حجم ذخیره‌ی اولیه‌ی قابل استحصال این میدان در طرف ایرانی حدود 922 و در طرف عربی 3900 میلیون بشکه برآورد شده است. تا کنون تولید انباشتی از این میدان در طرف ایرانی 8/638 و در طرف عربی 2700 میلیارد بشکه بوده است.
3-2-2. میدان نفتی اسفندیار
اولین چاه تولیدی در این میدان در سال 1344 به بهره‌برداری رسید. دبی این چاه 4200 بشکه در روز بوده است. تا کنون 4 حلقه چاه در بخش ایرانی و 2 حلقه چاه در بخش عربی میدان حفر شده است.
بر اساس طرح توسعه‌ی این میدان، که به صورت مشترک با میدان فروزان در قالب قرارداد بیع‌متقابل واگذار شد، مقرر بود تا سال 1386 تولید این میدان تا سطح 4 هزار بشکه در روز افزایش یابد. در حال حاضر هر 2 طرف ایرانی و عربی میدان تولیدی نیست. البته برنامه‌هایی برای توسعه‌ی میدان در دستور کار وزارت نفت قرار دارد.
میادین دریایی سلمان (ابوالبخوش)، مبارک (مبارک)، فرزام (فلاح)، صالح شمالی (صالح) و نصرت (فاتح) میان ایران و امارات مشترک است.
3-3-1. میدان سلمان
این میدان در سال 1343 کشف شد و در سال 1347 به بهره‌برداری رسید. این میدان در سال 1366 حدود 150 هزار بشکه در روز تولید می‌کرد. تولید این میدان در سال 1379 به 100 هزار بشکه در روز کاهش یافت؛ در حالی که 70 درصد مالکیت این میدان در اختیار ایران است و امارات تنها از 30 درصد حق برداشت برخوردار است.
در سال 1379 قراردادی با «پترو ایران» برای توسعه‌ی این میدان منعقد شد. هدف از این قرارداد افزایش سطح تولید این میدان به میزان 50 هزار بشکه در روز بود. بر اساس گزارش وزارت نفت در پاییز 1388 صرفاً حدود 20 هزار بشکه از این افزایش تولید محقق شده است. بخش عربی میدان توسط شرکت توتال بهره‌برداری می‌شود.
3-3-2. میادین نصرت و فرزام
میدان نصرت تولیدی است و در حال حاضر 5 هزار بشکه در روز تولید می‌کند. بر اساس قراردادی که در سال 1379 با شرکت «پترو ایران» منعقد شد، قرار بود تولید این 2 میدان تا سال 1382 به ترتیب تا 16 هزار و 500 و 15 هزار بشکه در روز افزایش یابد. بر اساس اطلاعات موجود، بخش اول طرح به انجام رسیده، اما میدان فرزام هنوز به تولید نرسیده است.
دو میدان فاتح و فلاح تحت مدیریت شرکت نفت دبی[2] قرار دارند. شرکت نفت دبی میدان فاتح را در سال 1969 کشف کرد و در سال 1969 اولین محموله‌ی صادراتی از این میدان روانه‌ی بازار شد. میدان فلاح نیز در سال 1972 کشف شده است.
تولید شرکت نفت دبی از 4 میدان فلاح، فاتح، فاتح جنوبی و مرقام در سال 1991 به اوج خود رسید و حدود 410 هزار بشکه در روز تولید داشت، اما پس از آن به شدت از این میزان کاسته شد و به 50 تا 70 هزار بشکه در روز در سال 2011 کاهش یافت (بات، 2001، ص 231).
به نظر می‌رسد، با توجه به کاهش قابل ملاحظه‌ی تولید نفت در حوزه‌ی دبی، که نشان‌دهنده‌ی کاهش فشار میادین این حوزه است، سرمایه‌گذاری طرف ایرانی جهت تولید نفت با مشکلات زیادی مواجه خواهد بود. به عبارت دیگر، سودآوری سرمایه‌گذاری در این میدان بسیار اندک است و هیچ گاه نخواهد توانست با رقیب اماراتی برابری کند.
3-3-3. میدان نفتی مبارک
بخش ایرانی این میدان هنوز توسعه نیافته است. وزارت نفت نیز برنامه‌ای برای توسعه‌ی میدان مبارک ندارد. بخش عربی این میدان در کنترل شرکت نفت شارجه قرار دارد. بخش عربی میدان مبارک در سال 1972 کشف شد و در سال 1974 به بهره‌برداری رسید. تولید نفت این میدان حدود 30 سال است که در سطح 60 هزار بشکه در روز قرار دارد (آژانس بین‌المللی انرژی، 2011، ص 5).
3-4. میدان مشترک با عمان
تنها میدان مشترک با عمان میدان نفتی هنگام (بوخای غربی) است. تولید بخش ایرانی این میدان در حال حاضر حدود 16 هزار بشکه نفت در روز است و پیش‌بینی می‌شود با اجرای سایر برنامه‌های توسعه‌ای، تولید آن به 25 هزار بشکه در روز برسد. طرف عمانی در فوریه‌ی 2009 بهره‌برداری از این میدان را آغاز کرده است و در حال حاضر، روزانه حدود 10 هزار بشکه نفت از این میدان برداشت می‌کند.
با توجه به اینکه کشور ما در برداشت از این میدان از طرف عمانی پیش افتاده است، می‌توان با تمرکز بیشتر بر این میدان و مذاکره با طرف عمانی، اقدام به تولید صیانتی از این میدان نمود؛ زیرا بر اساس آمار موجود ضریب بازیافت اولیه‌ی این میدان حدود 5/18 درصد است. اگر بتوان با اجرای برنامه‌ی ازدیاد برداشت مشترک با طرف عمانی، ضریب بازیافت این میدان را 10 درصد افزایش داد، منافع فراوانی برای هر 2 طرف حاصل می‌شود.
3-5. میدان نفتی مشترک با قطر
میدان نفتی رشادت (رستم) در سـال 1345 (1965م.) در فـاصله‌ی 110 کیلومتری جنوب غربی جزیره‌ی لاوان در آب‌های خلیج فارس کشف شد و شرکت نفت ایران وایتالیا (IMINICO) توسعه‌ی این میدان را آغاز کرد. تولیدنفت سبک از این میدان از سال 1347 آغاز شد. نفت مرغوب این میدان با درجه‌ی پی‌آی36در بازارهای بین‌المللی مشتریان زیادی دارد. تولید طبیعی این میدان تا سال 1351 ادامه داشت و از آن پس تا کنوناز تلمبه‌های درون‌چاهی برای استخراج نفت استفاده می‌شود.
هم‌اکنون تولید نفت ازمیدان رشادت تنها از سکوی رشادت 4 (R-4) در جریان است. این سکو در 4 کیلومتریشمال سکوی رشادت 7 واقع شده و دارای ١٤ حلقه چاه با تولید کنونی روزانه افزون بر 9 هزار بشکه است. پس از اجرای طرح جدید توسعه‌ی این میدان در قالب 5 فاز، تولید روزانه‌ی آن به 78 هزاربشکه در روز افزایش خواهد یافت.
نکته‌ی قابل توجه درباره‌ی میدان رشادت، ضریب بازیافت اولیه‌ی بسیار پایین این میدان است. بر اساس آمار موجود، از 2857 میلیون بشکه نفت درجای این میدان، حدود 233 میلیون بشکه‌ی آن با استفاده از فشار طبیعی قابل استحصال است. با این حساب، ضریب بازیافت این میدان حدود 8 درصد است. به نظر می‌رسد، با توجه به مرغوبیت نفت این میدان، اجرای برنامه‌های ازدیاد برداشت برای این میدان بسیار بااهمیت و سودآور باشد. البته اظهار نظر دقیق در این زمینه نیاز به مطالعات فنی‌ـ‌اقتصادی دقیق دارد.
جدیدترین میدان نفتی فراساحلی قطر «الخلیج» نام دارد. تولید این میدان در مارس 1997، پس از 5 سال تلاش و عملیات اکتشاف، با تولید 6 هزار بشکه در روز آغاز شد. میدان نفتی «الخلیج» در بلوک 6 و در شرق «میدان نفتی شمال» واقع شده است. توسعه‌ی این میدان نفتی از سال 1991 به تأخیر افتاده بود؛ زیرا «الف اکواتین»، پیمانکار این میدان، خواستار بهبود مفاد قرارداد مشارکت در تولید از سوی قطر پترولیوم (OGRC سابق) بود.
شرکت «توتال فینا الف» (تلفیقی از 3 شرکت مهم نفت فرانسوی از جمله الف اکواتین) افزایش ظرفیت میدان را تا اواسط سال 2004 به پایان رساند. در حال حاضر کل ظرفیت تولید نفت میدان الخلیج حدود 80 هزار بشکه در روز است (گزارش زیمنس، 2006، ص 4).
وضعیت میادین نفتی مشترک تا سال 1384 (میلیون بشکه)
منبع: دفتر فناوری ریاست جمهوری، 1385
4. میدان گازی پارس جنوبی (گنبد شمالی)
میدان گازی پارس جنوبی با میدان گازی گنبد شمالی قطر مشترک است. اطلاعات درباره‌ی حجم ذخیره‌ی این میدان متفاوت است. بر اساس گزارش ماهانه‌ی زیمنس (2006)، حجم ذخیره‌ی کل میدان 1180 میلیون پای مکعب، معادل 7/33 تریلیون متر مکعب، است که 19 درصد کل ذخایر گازی قابل استحصال جهان را شامل می‌شود. از این میان، سهم ایران 280 تریلیون پای مکعب، معادل 8 تریلیون متر مکعب، و سهم طرف قطری 900 تریلیون پای مکعب، معادل 7/25 تریلیون متر مکعب، است. بنابراین سهم طرف ایرانی حدود 23 درصد و سهم طرف قطری 77 درصد است. البته آماری که از سوی وزارت نفت ایران ارائه شده است حجم ذخیره‌ی قابل استحصال طرف ایرانی را 13 تریلیون متر مکعب برآورد کرده است.
همان طور که در جدول زیر مشاهده می‌کنید، بر اساس آخرین اطلاعات مربوط به فروردین‌ماه سال 1390، تولید گاز از میدان پارس جنوبی حدود 226 میلیون متر مکعب در روز است. بر اساس این جدول، میانگین دوره‌ی توسعه‌ی فازهای 2 و 3 و فازهای 4 و 5، که با همکاری شرکت‌های معتبر اروپایی انجام گرفته، حدود 5 سال بوده است. بنابراین هدف‌گذاری توسعه‌ی 35ماهه‌ی کلیه‌ی فازهای باقی‌مانده‌ی پارس جنوبی چندان واقع‌بینانه به نظر نمی‌رسد.
جدول وضعیت توسعه‌ی پارس جنوبی
|
نام فاز |
ظرفیت اسمی
(میلیون متر مکعب در روز) |
تولید فعلی
(میلیون متر مکعب در روز) |
پیمانکار |
مدت اتمام پروژه |
|
یک |
25 |
5/22 |
شرکت نفت و گاز پارس |
بهمن 1376 ـ آبان 1383 |
|
2 و 3 |
50 |
5/42 |
توتال (40 درصد)، پتروناس مالزی (30 درصد)، گاز پروم روسیه (30 درصد) |
مهر 1376 ـ بهمن 1381 |
|
4 و 5 |
50 |
1/62 |
انی ایتالیا (60 درصد)، پتروپارس (20 درصد)، نیکو (20 درصد) |
مرداد 1379 ـ فروردین 1384 |
|
6 و 7 و 8 |
104 |
9/82 |
پتروپارس و استات اویل نروژ |
تیر1379 ـ مهر 1388 |
|
9و 10 |
50 |
5/16 |
GS کره جنوبی، مهندسی و ساختمان صنایع نفت OIEC و مهندسی و ساخت تأسیسات دریایی ایران IOEC |
شهریور 1381 ـ ادامه دارد |
|
11-24 |
----- |
---- |
----- --- |
در حال توسعه |
|
مجموع |
279 |
5/226 |
----------- |
------- |
منبع: سایت شرکت نفت و گاز پارس www.pogc.ir
4-1. وضعیت توسعه‌ی میدان گازی گنبد شمالی قطر
با بهره‌برداری از سکوی آلفا در سال 1991، تولید قطر از میدان گنبد شمالی آغاز شد. برنامه‌های قطر برای توسعه‌ی گنبد شمالی با سرعت دنبال شد. طرح‌های آلفا1، الخلیج1، الخلیج2 و بارزان مربوط به مصارف داخلی قطر است. 3 پروژه‌ی اول با ظرفیت‌های 23، 24 و 40 میلیون متر مکعب در روز، به ترتیب در سال‌های 1991، 2005 و 2009 به بهره‌برداری رسیده‌اند. پیش‌بینی می‌شود طرح تولید گاز طبیعی بارزان نیز تا سال 2015 میلادی به بهره‌برداری برسد ([3]QP، 2009).
در حال حاضر پروژه‌ی دلفین تنها برنامه‌ی صادرات گاز قطر از طریق خط لوله است. ظرفیت انتقال گاز این پروژه به امارات به میزان 70 میلیون متر مکعب در روز است که در سال 2008 به اتمام رسید (QP، 2009، ص 28). شرکت نفت قطر تا کنون 14 زنجیره‌ی تولید گاز طبیعی مایع‌شده، به ظرفیت 77 میلیون تن، طراحی و به بهره‌برداری رسانده است. 7 زنجیره‌ی آن در قالب شرکت قطرگاز[4] و مابقی توسط شرکت راس‌گاز[5] و با همکاری شرکت‌های بزرگ بین‌المللی نفتی به بهره‌برداری رسیده است (شرکت‌های راس‌گاز و قطرگاز، 2011).
جالب آنکه مسئولین قطری اعلام کرده‌اند برنامه‌ای برای ساخت واحدهای جدید LNG ندارند. به نظر می‌رسد مهم‌ترین دلیل آن نبود بازار مناسب برای خرید گاز طبیعی و قیمت پایین آن باشد (IEA، 2011، ص 7).
بنابراین مجموع ظرفیت تولید قطر از گنبد شمالی که تا سال 2011 به بهره‌برداری رسیده است 569 میلیون متر مکعب در روز است که بیش از 5/2 برابر ظرفیت تولید ایران است. اگر ظرفیت هر فاز پارس جنوبی معادل 25 میلیون مترمکعب در روز فرض شود ظرفیت تولید قطر در حال حاضر معادل 23 فاز است. در حالی که طرف ایرانی هنوز توسعه 10 فاز را به طور کامل به پایان نرسانده است.
وضعیت پروژه‌های میدان گنبد شمالی قطر
|
|
عنوان طرح |
ظرفیت اسمی |
|
1991 |
Alfa1 |
23 |
|
1992 |
|
|
|
1993 |
|
|
|
1994 |
|
|
|
1995 |
|
|
|
1996 |
|
|
|
1997 |
Qatargas1(1,2,3) |
|
|
1998 |
45 | |
|
1999 |
Rasgas1(1,2) |
31 |
|
2000 |
|
|
|
2001 |
|
|
|
2002 |
|
|
|
2003 |
|
|
|
2004 |
Rasgas2(3) |
23 |
|
2005 |
Rasgas2(4),alkhalij1 |
58 |
|
2006 |
|
|
|
2007 |
rasgas3(5), Dolphin1 |
91 |
|
2008 |
qatargas2(4), Dolphin2 |
58 |
|
2009 |
qatargas2(5), rasgas3(6),Alkalij2 |
120 |
|
| ||
|
2010 |
qatargas3(6), rasgas3(7) |
80 |
|
| ||
|
2011 |
qatargas4(7) |
40 |
|
|
مجموع |
569 |
منبع: محاسبات نگارنده با استفاده از منابع مختلف
4-2. مقایسه‌ی نحوه انتخاب فازها بین ایران و قطر
در توسعه‌ی میادین مشترک هر یک از طرفین می‌کوشد تا حداکثر بهره‌برداری را از میدان داشته باشد. برای این منظور، یکی از مسائل کلیدی نحوهی انتخاب فازها برای توسعه‌ی میدان است. هر کشوری که فازهای نزدیک‌تر به مرز را برگزیند می‌تواند سهم بیشتری از طرف مقابل برداشت کند و به عبارت دیگر، سهم خود را حداکثر می‌نماید.
این همان نکته‌ا‌ی است که طرف قطری در توسعه‌ی میدان لحاظ کرده است. به جز پروژه‌ی آلفا، سایر پروژه‌های ابتدایی این شرکت نفت قطر، شامل 3 زنجیره‌ی تولید گاز طبیعی مایع‌شده‌ی قطرگاز1 و چهار زنجیره‌ی تولید گاز طبیعی مایع‌شده‌ی راس‌گاز1و راس‌گاز2 را مجموعاً به ظرفیت 168 میلیون مترمکعب، بین سال‌های 1997 تا 2005، جهت توسعه‌ی فازهای هم‌جوار مرز به انجام رسانده است. اگر نحوهی این انتخاب را با کیفیت انتخاب فاز طرف ایرانی میدان مقایسه کنیم، تفاوت آشکار می‌شود.
به جز فازهای 1، 2 و 3، سایر فازهای 10گانه‌ای که تا به حال توسعه داده شده است با مرز فاصله دارند. فاز 5، 6، 7، 8، 9 و10 حداقل به اندازه‌ی 2 فاز از مرز فاصله دارند که عملاً هیچ تأثیری بر برداشت طرف مقابل نخواهند داشت. این بی‌تدبیری در انتخاب فازها یقیناً خسارات هنگفتی را تا کنون به کشور وارد کرده است. به نظر می‌رسد اگر طرح‌های توسعه ابتدا بر فازهای 11، 12، 13، 17، 18 و 19، که هم‌جوار مرز هستند، متمرکز می‌شد، این امکان وجود داشت که بخشی از گاز میدان گنبد شمالی به سمت ایران حرکت کند یا حداقل از مهاجرت گاز ایران به سمت قطر جلوگیری می‌شد (نقشه‌ی پارس جنوبی و گنبد شمالی به پیوست ارائه شده است).
4-3. تولید میعانات گازی پارس جنوبی
حجم میعانات گازی درجای پارس جنوبی حدود 18 میلیارد بشکه برآورد می‌شود. میزان حجم قابل استحصال این میعانات بستگی به نحوهی برداشت از این میدان دارد. اگر برداشت از میدان گازی سرعت بگیرد، به طوری که فشار میدان به کمتر از نقطه‌ی شبنم برسد، بخش قابل توجهی از میعانات گازی به دلیل میعان معکوس و ریزش در مخزن باقی خواهد ماند. این مسئله برای میدانی مانند پارس جنوبی، که از یک طرف دارای حجم قابل توجهی از میعانات گازی است و از سوی دیگر، به صورت کاملاً رقابتی و بدون لحاظ شرایط تولید صیانتی برداشت می‌شود، بسیار حائز اهمیت است. بر اساس برخی مطالعات، اگر تولید از این میدان به همین نحو ادامه پیدا کند، حدود 8 میلیارد بشکه از میعانات گازی این میدان از دست خواهد رفت.
5. جمع‌بندی و نتیجه‌گیری
در مجموع باید اشاره کرد که ایران میادین مشترک نفتی و گازی با کشورهای همسایه دارد که متأسفانه کمتر مورد توجه قرار می‌گیرد. عدم توجه به این میادین موجب کاهش فشار و کاهش میزان بهره‌برداری از آن‌ها خواهد شد و ثروت ملی کشور را از بین خواهد برد. همچنین ضروری است که ایران 2 رویکرد را نسبت به این میادین اتخاذ کند؛ نخستین رویکرد مذاکره با طرف عرب برای تولید صیانتی و افزایش میزان بهره‌برداری از این منابع است و رویکرد دیگر، در صورت عدم امکان مذاکره، تولید حداکثری از میادین برای استخراج بهینه از این منابع است.
پی‌نوشت‌ها:
[1]Hans
[2] Dubai Petroleum
[3]- Qatar Petroleum
[4]- Qatar Gas
[5]- Ras Gas
*منبع : برهان - دکتر علی طاهری‌فرد؛ عضو هیئت علمی دانشگاه امام صادق
شما می توانید مطالب و تصاویر خود را به آدرس زیر ارسال فرمایید.
bultannews@gmail.com
