مطالعه این گفت و گو توصیه می شود/
ماجرای جالب ایمن سازی سکوی A13
ابتدا شرکت آمريکايي Momentun معرفي شد که از اولين روزي که آمدند مدعي بودند که نقش آن‌ها مشاور و تأييدکننده نيست و آن‌ها مي‌خواهند که کل پروژه را به‌صورت Package از ايمن کردن چاه تا آواربرداري و غيره انجام دهند که هنوز هم به وزارت نفت براي گرفتن اين کار رفت‌وآمد مي‌کنند. ولي وقتي‌که از گرفتن کل کار نااميد شدند قبول نکردند که فقط Procedure و R.A را تائيد کنند.
اشاره: برخورد تانکر حامل سوخت سنگاپوري - نروژي با سکوي A 13 پارس جنوبي که 11 حلقه چاه در برگرفته است، مي‌توانست به يک فاجعه بزرگ در ميدان مشترک مبدل شود. اما اين اتفاق نيفتاد و خم شدن لوله‌هاي جداري تمامي چاه‌ها به داخل آب و فرورفتن تا عمق 45 متري از سطح آب هم شرايط اين سکو را ناايمن نکرد. شايد تنها نگراني از روز دوم فروردين تا پايان سال 94 وضعيت چاه فعال شماره پنج بود که گاز از مخزن به درون چاه جريان داده شده بود و فقط دو مانع مکانيکي شرايط ايمني چاه را عهده‌دار بودند، يکي شير ايمني Sub Surface Safety Valve و ديگري مسدودکننده Back Pressure Valve که پس از برخورد نفتکش غول‌پيکر و خم شدن تاج سرچاهي، از عملکرد اين دو عامل ايمني چاه هيچ‌کس خبر نداشت.
به دلايلي که در اينجا قابل طرح نيست، نگراني‌هاي موجود کمتر در جامعه مطرح شد و حتي از تمامي جلساتي که تحت عنوان کميته بحران کنترل اين چاه در سطح شرکت ملي نفت برگزار مي‌شد کمتر خبري رسانه‌اي مي‌شد و حتي در داخل شرکت‌هاي زيرمجموعه نفت هم فقط کساني که در جلسات حاضر بودند در جريان جزئيات مسائل اين بحران قرار داشتند. در 24 اسفندماه که پس از يک عمليات فني و گروهي گسترده که تماماً توسط کارشناسان توانمند داخلي انجام شد و منجر به ايمن‌سازي شرايط اين چاه مي‌شد، باز هم فقط کليات اين کار بزرگ رسانه‌اي شد.
آنچه در اخبار انعکاس يافته از اين رويداد بزرگ مغفول ماند، نقش جوانان صنعت نفت در خلق اين حماسه بزرگ بود. اول جسارت مديران شرکت پتروگوهر در سپردن مهندسي و کنترل عمليات ايمن‌سازي اين چاه به دست يک مهندس جوان و بعد انجام موفقيت‌آميز کليه مراحل از مطالعه و مهندسي و نوشتن برنامه‌ها گرفته تا هماهنگي تمامي گروه‌هاي عملياتي و نظارت مستقيم بر اجراي درست و بي‌نقص عمليات که منجر به ايمن شدن چاه شماره پنج شد.
مهندس ابوذر نامجو فارغ‌التحصيل شيرازي دانشکده نفت اهواز در رشته مهندسي مخزن که کارشناسي ارشدش را در قالب طرح DUAL از دانشگاه CALGARY کانادا گرفت در 34 سالگي با تکيه بر تجارب ارزشمندش در عمليات و با اعتمادي که مديران شرکت پتروگوهر کيش به وي مي‌کنند، مسئوليت کنترل اين بحران و ايمن کردن چاه را بر عهده مي‌گيرد و با شجاعتي مثال‌زدني اين کار بزرگ را به سرانجام مي‌رساند.
جوان لايقي که از تربيت‌شدگان دانشگاه صنعت نفت است و تعهد کاري‌اش را در صنعت نفت از شرکت نفت و گاز پارس آغاز مي‌کند. ولي به دليل اينکه شرايط شرکت‌هاي دولتي اقناعش نمي‌کند جذب شرکت‌هاي خصوصي فعال در حفاري مي‌شود و پس از يک دهه هر آنچه که در پروژه‌هاي مختلف آموخته به کار مي‌گيرد تا براي اولين بار در خاورميانه به روش جديد اين‌چنين چاه آسيب‌ديده‌اي را ايمن کند.
خودش اصرار دارد که گفته نشود تمامي برنامه‌هاي عملياتي و طراحي چگونگي ايمن کردن چاه توسط وي انجام شده ولي اين دستاورد بزرگ چيزي نيست که در تواضع و فروتني اين جوان پرشور نفتي گم شود.
هماهنگي تيم‌هاي مختلف حاضر در عمليات ايمن‌سازي و مديريت ميدان عمليات در چندين مرحله با اين جوان خوش‌فکر بوده است.
مهندس نامجو در گفتگو يش با چشم‌انداز نفت بيشتر از مسائل فني و چگونگي انجام عمليات مي‌گويد تا دستاوردهاي اين کار بزرگ. گفتگويي که در آن سعي شده تا به مسائلي که تاکنون در خصوص حادثه چاه شماره 5 سکوي A 13 پارس جنوبي کمتر پرداخته شده، پاسخ داده شود.
حفاري چاه هاي سکوي فاز13 پارس جنوبي در چه سالي انجام شده است؟
حفاري سکوي A 13 پارس جنوبي در اوج دوران تحريم و رفتن شرکت‌هاي خارجي در سال‌هاي 91 و 92 انجام شد و در سال 93 حفاري اين سکو به پايان رسيد. در اين سکو يازده حلقه چاه مي‌بايست حفاري مي‌شد،3 چاه تا پایان حفره اول جهت ایجاد Base برای چاه‌های آتی کارفرما و 8 حلقه چاه تا مخزن و تا عمق 4200 متری. راندن و سیمان‌کاری لوله‌های 26”، 18 5/8”، 13 3/8”، 9 5/8” & 10 ¾” و آستری 7” فرم کلی چاه‌های این سکو است. از اين يازده حلقه، چاه شماره پنج که چاه عمودي بود به‌طور کامل حفاري و تکميل شد. عمليات اسيدکاري و راه‌اندازي چاه هم با استفاده از توانمندي شرکت‌هاي سرويس‌دهنده داخلي با موفقيت انجام شد و پس از اطمينان از جريان پايدار گاز در چاه، با بستن شيرهاي سرچاهي و شير ايمني درون‌چاهي و نصب مسدودکننده دوطرفه در Hanger به‌صورت استاندارد چاه بسته شد و حدفاصل شير ايمني تا شيرآلات سرچاهي هم با گازوئيل پر شد.
بقيه چاه‌ها هم حفاري‌شان انجام شد و به دليل محدوديت در تأمين رشته يکپارچه درون‌چاهي از جنس CRA قرار شد دکل موقعيت سکو را ترک کند تا با تأمين وسايل، مجدداً در سکو مستقر شود و تکميل نهايي چاه‌ها را انجام دهد.
چرا مسدودکننده دوطرفه در اين چاه استفاده شد؟
چون قرار نبود موقعيت چاه‌ها براي مدت‌زمان زيادي رها شود و از طرفي چيزي که در دسترس و موجود بود مسدودکننده دوطرفه بود به اين دليل از اين مسدودکننده در چاه شماره پنج استفاده شد.
در بقیه چاه‌ها هم عملیات حفاری به‌طور کامل تا مخزن انجام شد. Liner 7” هم رانده شده بود و عملیات تمیزکاری Liner هم انجام شد و Top packer هم نصب شده بود و تنها کاری که از این چاه‌ها باقی مانده بود راندن رشته تکمیلی و اتصال SISOR به Top packer و نصب تاج سرچاهی، مشبک‌کاری و تولید بود.
چرا اين کارها در آن زمان انجام نشد تا تکليف چاه ها بطور کامل مشخص شود؟
در آن شرايط امکان تأمين وسايل درون‌چاهي از جنس CRA وجود نداشت به همين دليل بنا شد که دکل حفاري موقعيت چاه را براي 3 الي 4 ماه ترک کند تا با آماده شدن وسايل، دوباره بر روي چاه‌ها مستقر شود و عمليات تکميل و راه‌اندازي چاه‌ها را انجام بدهد.
تنها نگراني براي جداشدن دکل حفاري از موقعيت چاه‌ها، وضعيت چاه شماره پنج بود که عمليات توليدي کردن انجام شده بود و گاز از مخزن به درون چاه داده شده بود. به قول معروف چاه زنده شده بود.
در خصوص چگونگي رها کردن اين چاه چندين سناريو آن موقع مطرح شد. يکي اين بود که با تزريق گل حفاري چاه اصطلاحاً کشته شود و در شرايط کاملاً ايمن دکل چاه را رها کند که البته مستلزم اين بود که هزينه‌هاي زيادي براي اسيدکاري و احياء و راه‌اندازي مجدد چاه انجام شود. نکته مهم‌تري که باعث شد تا اين سناريو رد شود تجربه شرکت پتروپارس در چاه‌هاي فاز 12 بود. در آن فاز وقتي چند چاه به دليل آماده نبودن شرايط توليد پايدار، پس از اسيدکاري و احياء با آب‌نمک (Brine) کشته مي‌شود و دکل حفاري موقعيت را ترک مي‌کند پس از 6 ماه، اين Brine در داخل چاه کريستاله شده بوده و امکان توليد از چاه وجود نداشته است حتي با وجود مشبک‌کاري مجدد هم چاه به شرايط اوليه از نظر توليد بر نمي‌گردد. با اين شرايط سناريوي کشتن چاه شماره پنج با گل حفاري کنار گذاشته شد.
سناريوي دوم گذاشتن پلاک سيماني در داخل چاه بود. اين سناريو هم به دليل اينکه تميزکاري سيمان چاه مستلزم حفاري سيمان داخل لوله‌هاي CRA بود و احتمال آسيب رساندن به SSSV و خراشيدگي لوله‌هاي CRA، رد شد. حتي راندن لوله مغزي سيار (COILED TUBING) هم به داخل لوله‌هاي CRA توصيه نشده است چون‌که ممکن است باعث آسيب رساندن به لوله‌هاي مغزي و SSSV شود.
با رد شدن اين دو سناريو براي ايمن کردن شرايط چاه قبل از ترک دکل حفاري، تنها يک گزينه باقي مانده بود تا دو عامل ايمني درون چاه در نظر گرفته شود. يکي شير ايمني بود که از کارکرد آن مطمئن بوديم و ديگري مسدودکننده داخل Tubing Hanger بود. هرچند که شيرهاي تاج سرچاهي هم ايمني چاه را تضمين مي‌کرد.
نصب مسدودکننده دوطرفه پيشنهاد شرکت پتروگوهر کيش به عنوان پيمانکار بود و يا از طرف نفت و گاز پارس به عنوان کارفرما مطرح شد؟
با مسائلي که قبلاً گفته شد استفاده از مسدودکننده تنها گزينه ممکن بود که اجرائي شد. در اين قبيل پروژه‌ها برنامه کلي توسط پيمانکار تهيه مي‌شود و با موافقت کارفرما کار اجرايي مي‌شود و کارفرما دخالت زيادي در جزئيات عمليات ندارد مگر مواردي که تبعات دارد حتماً تصميمات با موافقت کارفرما گرفته مي‌شود؛ شرايط اين چاه جزء همين موارد بود که چگونگي رها کردن چاه در جلسات متعدد پيمانکار و کارفرما مطرح شد و با بررسي همه سناريوها اجماع کارشناسي بر نصب مسدودکننده قرار گرفت.
با نصب مسدودکننده عملاً کار بر روي چاه خاتمه پيدا کرد و دکل ترخيص شد. چاه شماره پنج اولين چاه از پروژه‌هاي 35 ماهه بود که به انجام رسيد و کلاً حفاري چاه‌هاي سکوي A 13 جزء اولين پروژه‌هايي بود که در قالب برنامه 35 ماهه راه‌اندازي فازهاي پارس جنوبي عمليات حفاري چاه‌هايش با حفاري کامل 8 حلقه چاه و راندنConductor در سه حلقه چاه به پايان رسيد که اين براي مجموعه تيم عمل‌کننده يک موفقيت بود.
بعد از حفاري چاه هاي سکوي A 13 ، شما در کدام فاز مشغول شديد؟
در آن مقطع عمليات حفاري دو پروژه 13 و 22-24 در شش موقعيت 13B، 13C، 13D، 23، 24A و 24B در حال انجام بود و بنده مسئوليت عمليات حفاري هر دو پروژه را بر عهده داشتم.
چه زماني از برخورد نفتکش سنگاپوري با سکوي A 13 مطلع شديد؟
روز دوم فروردين سال 94، در ساعت دو صبح يک تانکر 50 هزار تني که از يکي از بنادر بحرين راهي بندري در قطر بوده به سکوي A 13 که در منتهي‌اليه شمال غربي ناحيه پارس جنوبي قرار دارد برخورد مي‌کند. اين سکو آخرين سکوي گازي در اين ناحيه از پارس جنوبي است و تا آبراه بين‌المللي سکوي ديگري نداريم.
اولين اقدام شما براي بررسي چگونگي حادثه چه بود؟
در هفت مايلي اين سکو، ما دکل حفاري ديگري در يکي از سکوهاي فاز 13 داشتيم که بلافاصله شناور آماده‌باش سکو به همراه نفرات و کارشناسان به محلي که حادثه گزارش شده بود اعزام شدند و تائيد کردند که سکوي آسيب‌ديده سکوي A 13 است. عکس‌هاي سکو تهيه و ارسال شد که من وقتي عکس‌ها را ديدم شايد چندين ساعت مات و مبهوت به عکس‌ها نگاه مي‌کردم و افسوس آن‌همه زحمت و تلاش را خوردم. سکويي که ما براي جلوگيري از اتلاف وقت عمليات حتي يک ساعت، همه داشته‌هايمان را بسيج کرده بوديم و خارج از توان و تصور کار مي‌کرديم در يک لحظه چيزي از آن باقي نمانده بود.
با توجه به فاصله هفت مايلي دکل حفاري با سکوي فاز A 13، آيا هيچ‌يک از کارکنان دکل متوجه برخورد تانکر نفتکش با سکو شده بودند؟
در تاريکي شب طبيعي است که چيزي نديده باشند و چون حادثه با آتش‌سوزي و انفجار همراه نبوده است و از طرفي دکل نيز مشغول عمليات خودش بوده، پس طبيعي است که صحنه برخورد را کسي نديده باشد.
چه آسيب‌هايي به سکو و چاه‌ها وارد شده بود؟ اين سکو که Top Side نداشت؟
هنوز حفاري و تکميل چاه‌ها تمام نشده بود که Top Side آن نصب شود. جهت برخورد شناور با سکو غرب به شرق بود و بدنه‌اي که 28 متر ارتفاع داشت به سکو برخورد کرده بود. در اين حادثه تمامي تجهيزات سرچاهي، لوله‌هاي هادي (Conductor)، محل پهلوگيري شناورها Boat landing و هر آنچه که بر روي سکو موجود بود به داخل آب سقوط کرده بود و فقط دو پاي سکو در بالاي آب ديده مي‌شد.
Conductor چاه‌ها در هم پيچيده شده بود و به‌صورت يک منحني خميده، لوله‌هاي هر چاه به داخل آب خم شده بود. چاه پنج که کامل شده بود تاج سرچاهي اش به داخل آب برگشته بود و در عمق 45 متري زير آب معلق مانده بود؛ و بخشي از تجهيزات سکو شامل Bracing و اتصالاتي که به چاه‌ها متصل نبودند به کف آب سقوط کرده بودند.
اولين گزارش گروه غواصي شرکت کوشا-1 که ارسال شد بيانگر اين بود که Conductor چاه‌ها تا 20 متري از بستر دريا صاف هستند و خميدگي از بالاي 20 متري بستر دريا شروع شده است. موقعيت تجهيزات سرچاهي بين 40 تا 45 متري از سطح آب قرار گرفته است و نشتي H2S وجود ندارد. همين گزارش اوليه ما را اميدوار کرد که بتوانيم دوباره شرايط چاه‌ها و سکو را به حالت اوليه برگردانيم.
آن روزها صحبت از نشت گاز از چاه پنج مطرح شده بود؟
نه اصلاً. ما نشتي گاز نداشتيم. چاه شماره پنج هم که يک چاه زنده بود هيچ آثار نشتي از شيرآلات سرچاهي طبق بررسي‌هاي مختلفي که انجام داديم، مشاهده نشد. بايد بگويم که اين از افتخارات شرکت‌هاي ايراني است که تجهيزات سرچاهي شرکت وتکو بهترين آزمايش را در اين حادثه پس داد. چون‌که اگر از شيرآلات سرچاهي نشتي داشتيم کل داستان تغيير مي‌کرد و يک بحران ميدان مشترک پارس جنوبي را فرا مي‌گرفت.
آيا مشابه اين حادثه در ميادين نفتي و يا گازي دنيا اتفاق افتاده است؟
اتفاقاً کاري که گروه ويژه اين حادثه به آن پرداختند بررسي موارد مشابه در دنيا بود. که فقط دو يا سه مورد مشابه در خليج مکزيک آن‌هم برخورد شناورهاي کوچک بر اثر طوفان به سکوها گزارش شده بود. ولي اينکه تاج سرچاهي و Conductor چاه‌ها به عمق آب خم شود، ما هيچ گزارشي پيدا نکرديم و فکر کنم اين در دنيا منحصربه‌فرد بوده است.
با اين وجود طراحي و برنامه‌ريزي عمليات مهار و ايمن کردن چاه‌ها هم بايد مشکل و سخت بوده باشد. چون‌که معمولاً در اين قبيل موارد تجربه کارهاي مشابه خيلي مي‌توان در طراحي عمليات راه گشا باشد؟
دقيقاً همين‌طور است. وقتي شما موارد مشابه نداريد بايد خودتان فکر کنيد و از اول براي همه موارد پيش‌بيني شده و نشده برنامه‌ريزي کنيد.
معمولاً در اين قبيل حوادث، تشکيل کميته بحران اولين گام در شرکت‌هاي نفتي است. اين کميته چه زماني براي اين حادثه تشکيل شد؟
به دليل اينکه آغاز اين حادثه در ايام تعطيلات نوروز بود و بنده هم به عنوان مسئول پروژه فاز 13 در شرکت پتروگوهر بودم پس طبيعي بود که تا شکل‌گيري هر کميته‌اي مسئوليت جمع‌آوري اطلاعات و جمع‌بندي و گزارش‌ها به عهده من باشد تا اينکه کميته بحران اين حادثه در شرکت نفت و گاز پارس با حضور مديرعامل اين شرکت شکل گرفت و اولين جلسه اين کميته هم در يازدهم فروردين يعني يک هفته بعد از وقوع حادثه تشکيل شد. در حدفاصل وقوع حادثه تا تشکيل کميته بحران و با محوريت اينکه همه چاه‌هاي اين سکو به وضعيت اوليه بازگرداند سناريويي در پنج مرحله آماده کرديم.
1- ايمن کردن چاه شماره پنج
2- بريدن کليه قطعات از نقطه خمش و آواربرداري
3- طراحي و ساخت سکوي جديد و نصب آن
4- Tie Back کردن چاه‌ها به سطح سکو
5- احياء چاه شماره پنج.
در واقع با انجام اين پنج مرحله به نقطه قبل از حادثه بر مي‌گرديم و بايد بقيه چاه‌ها را تکميل و راه‌اندازي کنيم.
چه مدت زماني براي انجام اين فرآيند پنج مرحله‌اي پيش‌بيني کرده بوديد؟
در آن شرايط بحراني شايد خيلي جاي طرح کردن اين سؤال نبود. همين‌که طي مدت کوتاهي توانسته بوديم برنامه عملياتي بدهيم و بدانيم چه‌کار مي‌خواهيم بکنيم کافي بود. مهم‌تر اينکه مرحله اول شايد پرريسک‌ترين مرحله کار بود. به دليل پتانسيل بالقوه‌اي که اين چاه براي نشت کردن و تبديل‌شدن به بحران در پارس جنوبي را داشت لذا خيلي روي زمان‌بندي بحث نشد و تصميم کميته بحران اين شد که بر مبناي همين پنج مرحله، طراحي و چگونگي انجام عمليات توسط شرکت پتروگوهر به عنوان پيمانکار فاز 13 تهيه شود و مستندسازي‌هاي لازم را انجام دهد تا بعداً در خصوص اينکه چه شرکت عمليات را انجام دهد تصميم‌گيري شود.
در اين مرحله بنده مأمور شدم تا کار جمع‌آوري اطلاعات و اجرايي شدن برنامه‌هاي اوليه را انجام دهم. در اولين گام از شرکت‌هاي فلات قاره و ملي حفاري دعوت کرديم تا بتوانيم از تجربياتي که در کنترل فوران و مهار چاه‌ها دارند استفاده کنيم و دوستان هم در اکثر جلسات حاضر بودند و کمک‌هاي زيادي به جامع‌تر شدن برنامه‌هاي عملياتي و اجرايي کردند. هرچند که از شرکت‌هاي حفاري فقط تيم Wellhead در جلسات حضور پيدا مي‌کرد و بيشتر در سرويس Wellhead پروژه درگير بودند. کارشناسان فني تمامي سرويس کمپاني‌هايي که مي‌توانستند نقشي در اجراي عمليات داشته باشند نيز در جلسات حضور داشتند و البته نمايندگان شرکت نفت و گاز پارس هم به عنوان متولي چاه و کارفرما بر همه جلسات نظارت فني داشتند.
اين گروهي که شکل گرفته کارش چه بود؟ آيا مسئوليت دادن ايده‌ها براي کنترل چاه با اين گروه بود؟
تمرکز اصلي اين گروه بر روي مرحله اول عمليات يعني مهار و ايمن کردن چاه شماره پنج بود. طراحي و ايده از طرف ما به عنوان متولي اصلي داده مي‌شد و دوستان و کارشناسان محترمي که از ساير شرکت‌ها بودند با توجه به تجربيات ارزنده‌اي که بخصوص در مهار چاه‌هاي دريايي در زمان جنگ تحميلي داشتند اين برنامه‌ها را موشکافي مي‌کردند و بيشتر بحث و تبادل‌نظر بود تا مورد به مورد عمليات به روش ايمن قابل انجام شود.
سه روش براي ايمن کردن چاه پنج در ابتدا مطرح شد: 1- اتصال مستقيم به تاج سرچاهي اين چاه و تلاش براي پمپاژ گل حفاري جهت کشتن چاه 2- زدن Hot Top از محلي که چاه هنوز عمودي بود و خم شده بود 3- Relief Well که شيوه متداولي در کنترل چاه‌هاي فوران کرده است.
آيا از شرکت‌هاي خارجي صاحب‌تجربه در فوران چاه‌ها هم دعوت کرده بوديد تا در اين کار شما را کمک کنند؟
مستقيماً با دو شرکت آمريکايي Well Cap و Wild Well Control که تجربه زيادي در کنترل فوران دارند و شناخته شده هستند از طريق ايميل مکاتبه کرديم که ما را کمک کنند ولي هيچ جوابي به درخواست ما داده نشد.
از شرکتي که نفتکش سنگاپوري را بيمه کرده بود و عملاً درگير اين کار شده بود هم خواسته شد که خودش به کمک کنسرسيومي که متولي بيمه بودند انجام عمليات را بر عهده بگيرند و از هرکجا دنيا که مي‌توانند شرکتي را براي مهار چاه معرفي کنند ولي آن‌ها هم قبول نکردند و فقط پذيرفتند که کار توسط خودمان انجام شود و آن‌ها هزينه‌هاي انجام‌شده را بر اساس آنچه مطابق قانون بيمه قابل پرداخت باشد، بپردازند.
در تمامي دنيا اين روش مرسوم است که شرکت‌هاي بيمه از انجام کار سرباز بزنند؟
طبق بررسي‌هايي که کرده‌ايم همين‌طور است. شرکت‌هاي بيمه به‌عنوان ناظر در کنار مجري و خسارت‌ديده قرار مي‌گيرند و با دريافت اسناد و مدارک هزينه شده نسبت به پرداخت هزينه‌ها اقدام مي‌کنند.
پس مي‌توان گفت که خارجي‌ها هيچ نقشي در اين عمليات بر عهده نداشتند؟
پس از بررسي‌هاي انجام‌شده بر روي روش اجرايي ارائه‌شده و نيز ( R . S) که در قالب 300 صفحه ارائه شد، شرکت نفت و گاز پارس براي اينکه ضريب اطمينان انجام عمليات پروژه را بالا ببرد از ما خواست که اين برنامه اجرايي عمليات و(R. A )توسط يک شرکت خارجي مورد تائيد قرار بگيرد که براي اين کار شرکت Zefir انتخاب و پس از بررسي‌هاي لازم صحت برنامه‌ها را تائيد کرد و اين کل مشارکت خارجي‌ها از مرحله جمع‌آوري اطلاعات تا تهيه برنامه اجرايي اجراي عمليات و نظارت بر اجراي موفقيت‌آميز در اين پروژه بود.
(R.A)سيصد صفحه‌اي که به‌راحتي از آن عبور مي‌کنيد و براي يک عمليات مهم حفاري و کنترل چاه نوشته شده است، توسط چه گروهي تهيه شد؟ آيا الگوبرداري از جايي بود؟
افتخار مي‌کنم که در اين پروژه تک‌تک جملات Procedure (برنامه اجرايي) که مشتمل بر 50 صفحه و به زبان انگليسي است توسط تيم حفاري درگير در شرکت پتروگوهر نوشته شده است. همچنين باز هم افتخار مي‌کنم که 300 صفحه R.A که عمده‌ترين بخش آن توسط دوستان H.S.E شرکت پتروگوهر نوشته شده، با تکيه بر دانش فني مهندسين جوان ايراني نگاشته شده است.
مشاور خارجي که شرکت بيمه‌کننده معرفي کرد چه نقشي در پروژه داشت؟
ابتدا شرکت آمريکايي Momentun معرفي شد که از اولين روزي که آمدند مدعي بودند که نقش آن‌ها مشاور و تأييدکننده نيست و آن‌ها مي‌خواهند که کل پروژه را به‌صورت Package از ايمن کردن چاه تا آواربرداري و غيره انجام دهند که هنوز هم به وزارت نفت براي گرفتن اين کار رفت‌وآمد مي‌کنند. ولي وقتي‌که از گرفتن کل کار نااميد شدند قبول نکردند که فقط Procedure و R.A را تائيد کنند. بعد از آن بيمه‌گزار شرکت انگليسي Zefir را معرفي کرد که ويرايش چهارم Procedure را گرفتند و در همان جلسه اول گفتند که برنامه از نظر آن‌ها بدون نقص و اجرايي است و پس از چندين نقطه‌نظري که در خصوص R.A داشتند ويرايش ششم برنامه به تائيد رسيد. البته قبلاً اين ويرايش موردتوافق تمامي سرويس کمپاني‌ها، نمايندگان فلات قاره به‌عنوان مشاور و شرکت نفت و گاز پارس به‌عنوان کارفرما قرار گرفته بود.
چه سرويس کمپاني‌هايي در اين مرحله مشارکت داشتند؟
در بخش غواصي با هوا شرکت‌هاي کوشا 1 و رهگشايان دريا، در بخش Pumping شرکت‌هاي مهران و WSI، در بخش گل حفاري شرکت MI و Scomi ، در بخش Wellhead شرکت‌هاي وتکو و ملي حفاري، در سيمان‌کاري مهران و WSI و در بخش H2S هم شرکت مپصا بودند و نکته مهم اين بود که همه اين سرويس کمپاني‌ها داخلي بودند و از هيچ سرويس کمپاني خارجي در بخش مهار چاه استفاده نشد به‌جز بخش غواصي Saturation که البته تکنولوژي‌اش در داخل کشور وجود ندارد.
شرکت خارجي هيچ پيشنهاد اصلاحي براي برنامه‌اي که ارائه کردند نداشت؟
روي کليت برنامه اجرايي هيچ نظر اصلاحي نداشت ولي در خصوص برخي جزئيات نقطه نظراتي داشت که اکثر آن‌ها هم اعمال شد مثلاً در خصوص زمان بندش سيمان، ميزان و فشار گل حفاري و مونيتورينگ اجراي عمليات، عمده‌ترين نظرات اصلاحي بود که همه آن‌ها اعمال شد و برخي نظرات هم ارائه شد که با تشکيل جلسه و ارائه توضيحات آن‌ها قانع شدند.
از نظر فني مهمترين نگراني شما در زمان اجراي عمليات چه بود؟
عليرغم اينکه Procedure و R.A به خوبي نگارش شده بود ولي احتمال عدم موفقيت به چندين دليل وجود داشت. يکي اينکه شيرهاي تاج سرچاهي عمل نکند و به اصطلاح Function نداشته باشد. اين عامل عملاً دسترسي به چاه را غيرممکن مي‌کرد. دوم اينکه نتوانيم B.P.V را از داخل Hanger خارج کنيم که در آن صورت امکان پمپ کردن گل حفاري و سيمان به داخل چاه وجود نداشت و سوم اينکه واقعاً نمي‌دانستيم که زير B.P.V (مسدودکننده) فشار وجود دارد يا خير؟ اگر فشار وجود داشت هم خوب بود هم بد. چون‌که وجود فشار يعني اينکه شير ايمني عمل نکرده است و فشار به زير مسدودکننده منتقل شده است و از پاره نشدگي رشته تکميلي اطمينان حاصل مي‌شد ولي اگر فشار نداشت نمي‌توانستيم مطمئن شويم که شير ايمني مانع انتقال فشار چاه شده است و چه‌بسا Tubing چاه حدفاصل شير ايمني و Hanger در اثر حادثه پاره شده باشد که عملاً هيچ کاري براي چاه نمي‌شد کرد. اصلاً همين پيش‌فرض باعث شد تا گزينه Hot Top زدن منتفي شود و به فکر اتصال مستقيم به چاه از طريق تاج سرچاهي بيفتيم؛ و چهارم اينکه مخزن تزريق پذيري نداشته باشد.
روش اجراي عمليات ايمن سازي چگونه بود؟
دکل حفاري سينا 1 در نزديکي سکو مستقر شده بود و برنامه Relief Well هم آماده شده بود. شناور اسيدکاري شرکت مهران هم در کنار سکو قرار گرفته بود و شناور غواصي هم بود. تمامي سرويس‌کمپاني‌ها هم مستقر شده بودند. هدف اين بود که از طريق Lubricator بتوانيم مسدودکننده را از داخل Hanger خارج کنيم و شروع کنيم به پمپاژ گل حفاري به درون چاه براي کشتن چاه و بعد هم تزريق سيمان براي ايمن کردن چاه.
چون‌که تاج سرچاهي مانند يک گل آفتابگردان به سمت بستر دريا خم شده بود، دسترسي به شيرهاي تاج سرچاهي و اتصال به آن مشکل بود. طبق اسکن سه‌بعدي که از طريق صوت و توسط شرکت پارسيان آف‌شور انجام داديم، متوجه شديم که دوتا از پايه‌هاي سکو سالم است و مي‌توانيم براي مهار خطوط پمپاژ از آن‌ها استفاده کنيم. مرحله اول کار تهيه اتصالات فلنجي براي اتصال خطوط پمپاژ به Flow line و Kill line تاج چاه بود. اين وظيفه به عهده شرکت وتکو گذاشته شد که به خوبي از عهده آن برآمد. براي برای Flow line یک تبدیل 7 1/16”، 5K به 3”، 1502و برای Kill line یک تبدیل 3 1/8”، 5K به 2”،1502 طراحی و در کارگاه شرکت وتکو در شمس‌آباد ساخته شد. براي بيرون کشيدن مسدودکننده نياز به lubricator داشتيم که آب‌بندي آن‌هم خيلي مهم بود و توسط شرکت وتکو تهيه شد. چندين مرحله مانور عملياتي و آموزشي در سطح براي غواصي‌ها داشتيم و کامل نحوه عملکرد شيرهاي سرچاهي را براي آن‌ها توجيه کرديم.
از زمان حادثه تا زمان اجراي عمليات ماهانه تيم‌هاي غواصي جهت بازديد و گريس کاري شيرهاي تاج سرچاهي اعزام مي‌شد تا نهايتاً زمان اجراي مرحله نهايي عمليات بعد از اخذ تأييديه‌هاي لازم فرا رسيد که مصادف با ابتداي زمستان 94 بود.
با توجه به شرايط زمستان بسيار ناآرام سال گذشته در منطقه پارس جنوبي ناچارا عمليات را به دو فاز تقسيم کرديم که فاز اول شامل نصب تبديل‌ها و اتصالات Flow line و Kill line و محکم کردن آن‌ها به پايه سالم سکو بود که در سه مرحله اعزام کشتي غواصي رهگشايان دريا انجام شد. جهت اجراي مرحله نهايي عمليات به 15 روز درياي آرام نياز بود که نهايتاً بعد از انتظار دوماهه حاصل شد. در اين مرحله يک کشتي مخصوص غواصي Saturation، کشتي پمپاژ شرکت مهران، کشتي غواصي رهگشايان دريا، دکل حفاري سينا 1، کشتي supply و fast boat شرکت مرواريد پارسيان حضور داشتند که تعدد شناورها تجربه عملياتي ارزنده‌اي را حاصل کرد.
ابتدا Kill line, Flow line به کشتي پمپاژ وصل شد. با اعزام غواص‌ها شيرهاي تاج سرچاهي را طبق برنامه باز کرديم.
عملکرد شيرهاي سرچاهي خيلي خوب بود که نشان‌دهنده گريس‌کاري مناسب و عملکرد صحيح کارخانه سازنده يعني وتکو بود. فقط Actuator مسير Flow line بعد از بازشدن ديگر بسته نشد و مجبور شديم به‌صورت Lock open آن را نگهداريم.
وقتي‌که سعي کرديم براي بيرون کشيدن B.P.V در مرحله اول چون Lubricator ساخته‌شده از استحکام لازم برخوردار نبود نتوانستيم کار را انجام بدهيم و به‌ناچار همه امکانات را آماده‌باش نگه داشتيم و با حضور در کارگاه شرکت وتکو، Lubricator قوي‌تري ساختيم و در تلاش مجدد توانستيم مسدودکننده را از جاي خود خارج نماييم و عملاً به درون چاه دسترسي پيدا کنيم.
جمعاً 1100 بشکه Brine براي کشتن چاه پمپ کرديم و پيرو آن 15 بشکه Chemical Wash، 25 بشکه Spacer Ahead، 112 بشکه سيمان و 10 بشکه Spacer behind براي پلاگ سيماني. بعد از گذشت 36 ساعت در زماني که شير ايمني چاه در حالت باز بود به مدت پنج ساعت چاه را مونيتور کرديم و از جريان نداشتن چاه مطمئن شديم.
چقدر ايراني بودن Well head در عمليات مهار چاه کمک کرد؟ اشاره کرديد که حين عمليات Lubricator را اصلاح کرديد و سريع در کارگاه وتکو اصلاح شده را ساختند؟
تاج سرچاهي به قول خودمان خيلي مرد بود که پس از حادثه فشار 5000 پام را تحمل کرد که اين به کيفيت بالاي تاج سرچاهي بر مي‌گردد. و اينکه کارگاه اين شرکت در شمس‌آباد بود هم براي ساختن تبديل‌ها و اصلاح Lubricator در دسترس بود. محدوديت در ساختن اتصالات و تبديل‌ها وجود نداشت که جا دارد از تلاش مهندسين و مديران اين شرکت تشکر ويژه بکنم. به‌طور کلي ايراني بودن Well head در کاهش زمان عمليات نقش مؤثري داشت.
نقش سرويس کمپاني هاي ايراني در پيشرفت اين عمليات چه بود؟
در اين عمليات ارتباط برقرار کردن افراد درگير در عمليات عامل مهمي بود و طبعاً ايراني بودن اکثر تيم عمليات کمک شاياني به رواني عمليات کرد. کما اينکه نيروهاي غواص که غير ايراني بودند وقت زيادي را از خود من گرفت تا آن‌ها را بطور کامل توجيه کنم. در چنين عملياتي نيروهاي در پايين‌ترين رده بايد در جريان جزئيات برنامه‌ها و خطرات قرار بگيرند و ترجيح اين بود که همه نيروها ايراني باشند تا ارتباطات راحت‌تر باشد.
عمليات مهار چاه کي به پايان رسيد؟
ساعت 6:30 صبح روز 24 اسفندماه سال 94؛ که حتماً اين زمان در تاريخ صنعت حفاري کشورمان ثبت خواهد شد.
تيم مهندسي که شما را در انجام اين عمليات مهم ياري کردند چه کساني بودند؟
البته مهندسين و مديران شرکت‌هايي که قبلاً عنوان کردم کمک شاياني به اين پروژه کردند. مديران و کارشناسان محترم شرکت‌هاي نفت و گاز پارس و ساير کارفرمايان نقش حمايتي غيرقابل‌انکاري داشتند. از مهندس زياري مديرعامل محترم شرک پتروگوهر، مهندس معتمد مجري محترم فاز 13 و مهندس عليخاني مدير محترم مهندسي نفت و گاز پارس به دليل اعتماد به بنده کمال تشکر را دارم. ضمن آنکه دوستان عزيزم آقايان بختياري زاده، انعامي، حکيم زاده،فراهاني، جيحاني، قادري، شاهميري، سالاري، فاتحي، مهرشاد، زندي و بهزادي در بخش عمليات کمک شاياني به بنده داشتند.
و در آخر؟
کليد موفقيت پروژه مذکور برنامه‌ريزي صحيح بر اساس داده‌هاي موثق و اعتماد به تيم‌هاي کارشناسي بود. اميدوارم اين موضوع اساسي اولويت ساير پروژه‌هاي کشور باشد.
به دلايلي که در اينجا قابل طرح نيست، نگراني‌هاي موجود کمتر در جامعه مطرح شد و حتي از تمامي جلساتي که تحت عنوان کميته بحران کنترل اين چاه در سطح شرکت ملي نفت برگزار مي‌شد کمتر خبري رسانه‌اي مي‌شد و حتي در داخل شرکت‌هاي زيرمجموعه نفت هم فقط کساني که در جلسات حاضر بودند در جريان جزئيات مسائل اين بحران قرار داشتند. در 24 اسفندماه که پس از يک عمليات فني و گروهي گسترده که تماماً توسط کارشناسان توانمند داخلي انجام شد و منجر به ايمن‌سازي شرايط اين چاه مي‌شد، باز هم فقط کليات اين کار بزرگ رسانه‌اي شد.
آنچه در اخبار انعکاس يافته از اين رويداد بزرگ مغفول ماند، نقش جوانان صنعت نفت در خلق اين حماسه بزرگ بود. اول جسارت مديران شرکت پتروگوهر در سپردن مهندسي و کنترل عمليات ايمن‌سازي اين چاه به دست يک مهندس جوان و بعد انجام موفقيت‌آميز کليه مراحل از مطالعه و مهندسي و نوشتن برنامه‌ها گرفته تا هماهنگي تمامي گروه‌هاي عملياتي و نظارت مستقيم بر اجراي درست و بي‌نقص عمليات که منجر به ايمن شدن چاه شماره پنج شد.
مهندس ابوذر نامجو فارغ‌التحصيل شيرازي دانشکده نفت اهواز در رشته مهندسي مخزن که کارشناسي ارشدش را در قالب طرح DUAL از دانشگاه CALGARY کانادا گرفت در 34 سالگي با تکيه بر تجارب ارزشمندش در عمليات و با اعتمادي که مديران شرکت پتروگوهر کيش به وي مي‌کنند، مسئوليت کنترل اين بحران و ايمن کردن چاه را بر عهده مي‌گيرد و با شجاعتي مثال‌زدني اين کار بزرگ را به سرانجام مي‌رساند.
جوان لايقي که از تربيت‌شدگان دانشگاه صنعت نفت است و تعهد کاري‌اش را در صنعت نفت از شرکت نفت و گاز پارس آغاز مي‌کند. ولي به دليل اينکه شرايط شرکت‌هاي دولتي اقناعش نمي‌کند جذب شرکت‌هاي خصوصي فعال در حفاري مي‌شود و پس از يک دهه هر آنچه که در پروژه‌هاي مختلف آموخته به کار مي‌گيرد تا براي اولين بار در خاورميانه به روش جديد اين‌چنين چاه آسيب‌ديده‌اي را ايمن کند.
خودش اصرار دارد که گفته نشود تمامي برنامه‌هاي عملياتي و طراحي چگونگي ايمن کردن چاه توسط وي انجام شده ولي اين دستاورد بزرگ چيزي نيست که در تواضع و فروتني اين جوان پرشور نفتي گم شود.
هماهنگي تيم‌هاي مختلف حاضر در عمليات ايمن‌سازي و مديريت ميدان عمليات در چندين مرحله با اين جوان خوش‌فکر بوده است.
مهندس نامجو در گفتگو يش با چشم‌انداز نفت بيشتر از مسائل فني و چگونگي انجام عمليات مي‌گويد تا دستاوردهاي اين کار بزرگ. گفتگويي که در آن سعي شده تا به مسائلي که تاکنون در خصوص حادثه چاه شماره 5 سکوي A 13 پارس جنوبي کمتر پرداخته شده، پاسخ داده شود.
حفاري چاه هاي سکوي فاز13 پارس جنوبي در چه سالي انجام شده است؟
حفاري سکوي A 13 پارس جنوبي در اوج دوران تحريم و رفتن شرکت‌هاي خارجي در سال‌هاي 91 و 92 انجام شد و در سال 93 حفاري اين سکو به پايان رسيد. در اين سکو يازده حلقه چاه مي‌بايست حفاري مي‌شد،3 چاه تا پایان حفره اول جهت ایجاد Base برای چاه‌های آتی کارفرما و 8 حلقه چاه تا مخزن و تا عمق 4200 متری. راندن و سیمان‌کاری لوله‌های 26”، 18 5/8”، 13 3/8”، 9 5/8” & 10 ¾” و آستری 7” فرم کلی چاه‌های این سکو است. از اين يازده حلقه، چاه شماره پنج که چاه عمودي بود به‌طور کامل حفاري و تکميل شد. عمليات اسيدکاري و راه‌اندازي چاه هم با استفاده از توانمندي شرکت‌هاي سرويس‌دهنده داخلي با موفقيت انجام شد و پس از اطمينان از جريان پايدار گاز در چاه، با بستن شيرهاي سرچاهي و شير ايمني درون‌چاهي و نصب مسدودکننده دوطرفه در Hanger به‌صورت استاندارد چاه بسته شد و حدفاصل شير ايمني تا شيرآلات سرچاهي هم با گازوئيل پر شد.
بقيه چاه‌ها هم حفاري‌شان انجام شد و به دليل محدوديت در تأمين رشته يکپارچه درون‌چاهي از جنس CRA قرار شد دکل موقعيت سکو را ترک کند تا با تأمين وسايل، مجدداً در سکو مستقر شود و تکميل نهايي چاه‌ها را انجام دهد.
چرا مسدودکننده دوطرفه در اين چاه استفاده شد؟
چون قرار نبود موقعيت چاه‌ها براي مدت‌زمان زيادي رها شود و از طرفي چيزي که در دسترس و موجود بود مسدودکننده دوطرفه بود به اين دليل از اين مسدودکننده در چاه شماره پنج استفاده شد.
در بقیه چاه‌ها هم عملیات حفاری به‌طور کامل تا مخزن انجام شد. Liner 7” هم رانده شده بود و عملیات تمیزکاری Liner هم انجام شد و Top packer هم نصب شده بود و تنها کاری که از این چاه‌ها باقی مانده بود راندن رشته تکمیلی و اتصال SISOR به Top packer و نصب تاج سرچاهی، مشبک‌کاری و تولید بود.
چرا اين کارها در آن زمان انجام نشد تا تکليف چاه ها بطور کامل مشخص شود؟
در آن شرايط امکان تأمين وسايل درون‌چاهي از جنس CRA وجود نداشت به همين دليل بنا شد که دکل حفاري موقعيت چاه را براي 3 الي 4 ماه ترک کند تا با آماده شدن وسايل، دوباره بر روي چاه‌ها مستقر شود و عمليات تکميل و راه‌اندازي چاه‌ها را انجام بدهد.
تنها نگراني براي جداشدن دکل حفاري از موقعيت چاه‌ها، وضعيت چاه شماره پنج بود که عمليات توليدي کردن انجام شده بود و گاز از مخزن به درون چاه داده شده بود. به قول معروف چاه زنده شده بود.
در خصوص چگونگي رها کردن اين چاه چندين سناريو آن موقع مطرح شد. يکي اين بود که با تزريق گل حفاري چاه اصطلاحاً کشته شود و در شرايط کاملاً ايمن دکل چاه را رها کند که البته مستلزم اين بود که هزينه‌هاي زيادي براي اسيدکاري و احياء و راه‌اندازي مجدد چاه انجام شود. نکته مهم‌تري که باعث شد تا اين سناريو رد شود تجربه شرکت پتروپارس در چاه‌هاي فاز 12 بود. در آن فاز وقتي چند چاه به دليل آماده نبودن شرايط توليد پايدار، پس از اسيدکاري و احياء با آب‌نمک (Brine) کشته مي‌شود و دکل حفاري موقعيت را ترک مي‌کند پس از 6 ماه، اين Brine در داخل چاه کريستاله شده بوده و امکان توليد از چاه وجود نداشته است حتي با وجود مشبک‌کاري مجدد هم چاه به شرايط اوليه از نظر توليد بر نمي‌گردد. با اين شرايط سناريوي کشتن چاه شماره پنج با گل حفاري کنار گذاشته شد.
سناريوي دوم گذاشتن پلاک سيماني در داخل چاه بود. اين سناريو هم به دليل اينکه تميزکاري سيمان چاه مستلزم حفاري سيمان داخل لوله‌هاي CRA بود و احتمال آسيب رساندن به SSSV و خراشيدگي لوله‌هاي CRA، رد شد. حتي راندن لوله مغزي سيار (COILED TUBING) هم به داخل لوله‌هاي CRA توصيه نشده است چون‌که ممکن است باعث آسيب رساندن به لوله‌هاي مغزي و SSSV شود.
با رد شدن اين دو سناريو براي ايمن کردن شرايط چاه قبل از ترک دکل حفاري، تنها يک گزينه باقي مانده بود تا دو عامل ايمني درون چاه در نظر گرفته شود. يکي شير ايمني بود که از کارکرد آن مطمئن بوديم و ديگري مسدودکننده داخل Tubing Hanger بود. هرچند که شيرهاي تاج سرچاهي هم ايمني چاه را تضمين مي‌کرد.
نصب مسدودکننده دوطرفه پيشنهاد شرکت پتروگوهر کيش به عنوان پيمانکار بود و يا از طرف نفت و گاز پارس به عنوان کارفرما مطرح شد؟
با مسائلي که قبلاً گفته شد استفاده از مسدودکننده تنها گزينه ممکن بود که اجرائي شد. در اين قبيل پروژه‌ها برنامه کلي توسط پيمانکار تهيه مي‌شود و با موافقت کارفرما کار اجرايي مي‌شود و کارفرما دخالت زيادي در جزئيات عمليات ندارد مگر مواردي که تبعات دارد حتماً تصميمات با موافقت کارفرما گرفته مي‌شود؛ شرايط اين چاه جزء همين موارد بود که چگونگي رها کردن چاه در جلسات متعدد پيمانکار و کارفرما مطرح شد و با بررسي همه سناريوها اجماع کارشناسي بر نصب مسدودکننده قرار گرفت.
با نصب مسدودکننده عملاً کار بر روي چاه خاتمه پيدا کرد و دکل ترخيص شد. چاه شماره پنج اولين چاه از پروژه‌هاي 35 ماهه بود که به انجام رسيد و کلاً حفاري چاه‌هاي سکوي A 13 جزء اولين پروژه‌هايي بود که در قالب برنامه 35 ماهه راه‌اندازي فازهاي پارس جنوبي عمليات حفاري چاه‌هايش با حفاري کامل 8 حلقه چاه و راندنConductor در سه حلقه چاه به پايان رسيد که اين براي مجموعه تيم عمل‌کننده يک موفقيت بود.
بعد از حفاري چاه هاي سکوي A 13 ، شما در کدام فاز مشغول شديد؟
در آن مقطع عمليات حفاري دو پروژه 13 و 22-24 در شش موقعيت 13B، 13C، 13D، 23، 24A و 24B در حال انجام بود و بنده مسئوليت عمليات حفاري هر دو پروژه را بر عهده داشتم.
چه زماني از برخورد نفتکش سنگاپوري با سکوي A 13 مطلع شديد؟
روز دوم فروردين سال 94، در ساعت دو صبح يک تانکر 50 هزار تني که از يکي از بنادر بحرين راهي بندري در قطر بوده به سکوي A 13 که در منتهي‌اليه شمال غربي ناحيه پارس جنوبي قرار دارد برخورد مي‌کند. اين سکو آخرين سکوي گازي در اين ناحيه از پارس جنوبي است و تا آبراه بين‌المللي سکوي ديگري نداريم.
اولين اقدام شما براي بررسي چگونگي حادثه چه بود؟
در هفت مايلي اين سکو، ما دکل حفاري ديگري در يکي از سکوهاي فاز 13 داشتيم که بلافاصله شناور آماده‌باش سکو به همراه نفرات و کارشناسان به محلي که حادثه گزارش شده بود اعزام شدند و تائيد کردند که سکوي آسيب‌ديده سکوي A 13 است. عکس‌هاي سکو تهيه و ارسال شد که من وقتي عکس‌ها را ديدم شايد چندين ساعت مات و مبهوت به عکس‌ها نگاه مي‌کردم و افسوس آن‌همه زحمت و تلاش را خوردم. سکويي که ما براي جلوگيري از اتلاف وقت عمليات حتي يک ساعت، همه داشته‌هايمان را بسيج کرده بوديم و خارج از توان و تصور کار مي‌کرديم در يک لحظه چيزي از آن باقي نمانده بود.
با توجه به فاصله هفت مايلي دکل حفاري با سکوي فاز A 13، آيا هيچ‌يک از کارکنان دکل متوجه برخورد تانکر نفتکش با سکو شده بودند؟
در تاريکي شب طبيعي است که چيزي نديده باشند و چون حادثه با آتش‌سوزي و انفجار همراه نبوده است و از طرفي دکل نيز مشغول عمليات خودش بوده، پس طبيعي است که صحنه برخورد را کسي نديده باشد.
چه آسيب‌هايي به سکو و چاه‌ها وارد شده بود؟ اين سکو که Top Side نداشت؟
هنوز حفاري و تکميل چاه‌ها تمام نشده بود که Top Side آن نصب شود. جهت برخورد شناور با سکو غرب به شرق بود و بدنه‌اي که 28 متر ارتفاع داشت به سکو برخورد کرده بود. در اين حادثه تمامي تجهيزات سرچاهي، لوله‌هاي هادي (Conductor)، محل پهلوگيري شناورها Boat landing و هر آنچه که بر روي سکو موجود بود به داخل آب سقوط کرده بود و فقط دو پاي سکو در بالاي آب ديده مي‌شد.
Conductor چاه‌ها در هم پيچيده شده بود و به‌صورت يک منحني خميده، لوله‌هاي هر چاه به داخل آب خم شده بود. چاه پنج که کامل شده بود تاج سرچاهي اش به داخل آب برگشته بود و در عمق 45 متري زير آب معلق مانده بود؛ و بخشي از تجهيزات سکو شامل Bracing و اتصالاتي که به چاه‌ها متصل نبودند به کف آب سقوط کرده بودند.
اولين گزارش گروه غواصي شرکت کوشا-1 که ارسال شد بيانگر اين بود که Conductor چاه‌ها تا 20 متري از بستر دريا صاف هستند و خميدگي از بالاي 20 متري بستر دريا شروع شده است. موقعيت تجهيزات سرچاهي بين 40 تا 45 متري از سطح آب قرار گرفته است و نشتي H2S وجود ندارد. همين گزارش اوليه ما را اميدوار کرد که بتوانيم دوباره شرايط چاه‌ها و سکو را به حالت اوليه برگردانيم.
آن روزها صحبت از نشت گاز از چاه پنج مطرح شده بود؟
نه اصلاً. ما نشتي گاز نداشتيم. چاه شماره پنج هم که يک چاه زنده بود هيچ آثار نشتي از شيرآلات سرچاهي طبق بررسي‌هاي مختلفي که انجام داديم، مشاهده نشد. بايد بگويم که اين از افتخارات شرکت‌هاي ايراني است که تجهيزات سرچاهي شرکت وتکو بهترين آزمايش را در اين حادثه پس داد. چون‌که اگر از شيرآلات سرچاهي نشتي داشتيم کل داستان تغيير مي‌کرد و يک بحران ميدان مشترک پارس جنوبي را فرا مي‌گرفت.
آيا مشابه اين حادثه در ميادين نفتي و يا گازي دنيا اتفاق افتاده است؟
اتفاقاً کاري که گروه ويژه اين حادثه به آن پرداختند بررسي موارد مشابه در دنيا بود. که فقط دو يا سه مورد مشابه در خليج مکزيک آن‌هم برخورد شناورهاي کوچک بر اثر طوفان به سکوها گزارش شده بود. ولي اينکه تاج سرچاهي و Conductor چاه‌ها به عمق آب خم شود، ما هيچ گزارشي پيدا نکرديم و فکر کنم اين در دنيا منحصربه‌فرد بوده است.
با اين وجود طراحي و برنامه‌ريزي عمليات مهار و ايمن کردن چاه‌ها هم بايد مشکل و سخت بوده باشد. چون‌که معمولاً در اين قبيل موارد تجربه کارهاي مشابه خيلي مي‌توان در طراحي عمليات راه گشا باشد؟
دقيقاً همين‌طور است. وقتي شما موارد مشابه نداريد بايد خودتان فکر کنيد و از اول براي همه موارد پيش‌بيني شده و نشده برنامه‌ريزي کنيد.
معمولاً در اين قبيل حوادث، تشکيل کميته بحران اولين گام در شرکت‌هاي نفتي است. اين کميته چه زماني براي اين حادثه تشکيل شد؟
به دليل اينکه آغاز اين حادثه در ايام تعطيلات نوروز بود و بنده هم به عنوان مسئول پروژه فاز 13 در شرکت پتروگوهر بودم پس طبيعي بود که تا شکل‌گيري هر کميته‌اي مسئوليت جمع‌آوري اطلاعات و جمع‌بندي و گزارش‌ها به عهده من باشد تا اينکه کميته بحران اين حادثه در شرکت نفت و گاز پارس با حضور مديرعامل اين شرکت شکل گرفت و اولين جلسه اين کميته هم در يازدهم فروردين يعني يک هفته بعد از وقوع حادثه تشکيل شد. در حدفاصل وقوع حادثه تا تشکيل کميته بحران و با محوريت اينکه همه چاه‌هاي اين سکو به وضعيت اوليه بازگرداند سناريويي در پنج مرحله آماده کرديم.
1- ايمن کردن چاه شماره پنج
2- بريدن کليه قطعات از نقطه خمش و آواربرداري
3- طراحي و ساخت سکوي جديد و نصب آن
4- Tie Back کردن چاه‌ها به سطح سکو
5- احياء چاه شماره پنج.
در واقع با انجام اين پنج مرحله به نقطه قبل از حادثه بر مي‌گرديم و بايد بقيه چاه‌ها را تکميل و راه‌اندازي کنيم.
چه مدت زماني براي انجام اين فرآيند پنج مرحله‌اي پيش‌بيني کرده بوديد؟
در آن شرايط بحراني شايد خيلي جاي طرح کردن اين سؤال نبود. همين‌که طي مدت کوتاهي توانسته بوديم برنامه عملياتي بدهيم و بدانيم چه‌کار مي‌خواهيم بکنيم کافي بود. مهم‌تر اينکه مرحله اول شايد پرريسک‌ترين مرحله کار بود. به دليل پتانسيل بالقوه‌اي که اين چاه براي نشت کردن و تبديل‌شدن به بحران در پارس جنوبي را داشت لذا خيلي روي زمان‌بندي بحث نشد و تصميم کميته بحران اين شد که بر مبناي همين پنج مرحله، طراحي و چگونگي انجام عمليات توسط شرکت پتروگوهر به عنوان پيمانکار فاز 13 تهيه شود و مستندسازي‌هاي لازم را انجام دهد تا بعداً در خصوص اينکه چه شرکت عمليات را انجام دهد تصميم‌گيري شود.
در اين مرحله بنده مأمور شدم تا کار جمع‌آوري اطلاعات و اجرايي شدن برنامه‌هاي اوليه را انجام دهم. در اولين گام از شرکت‌هاي فلات قاره و ملي حفاري دعوت کرديم تا بتوانيم از تجربياتي که در کنترل فوران و مهار چاه‌ها دارند استفاده کنيم و دوستان هم در اکثر جلسات حاضر بودند و کمک‌هاي زيادي به جامع‌تر شدن برنامه‌هاي عملياتي و اجرايي کردند. هرچند که از شرکت‌هاي حفاري فقط تيم Wellhead در جلسات حضور پيدا مي‌کرد و بيشتر در سرويس Wellhead پروژه درگير بودند. کارشناسان فني تمامي سرويس کمپاني‌هايي که مي‌توانستند نقشي در اجراي عمليات داشته باشند نيز در جلسات حضور داشتند و البته نمايندگان شرکت نفت و گاز پارس هم به عنوان متولي چاه و کارفرما بر همه جلسات نظارت فني داشتند.
اين گروهي که شکل گرفته کارش چه بود؟ آيا مسئوليت دادن ايده‌ها براي کنترل چاه با اين گروه بود؟
تمرکز اصلي اين گروه بر روي مرحله اول عمليات يعني مهار و ايمن کردن چاه شماره پنج بود. طراحي و ايده از طرف ما به عنوان متولي اصلي داده مي‌شد و دوستان و کارشناسان محترمي که از ساير شرکت‌ها بودند با توجه به تجربيات ارزنده‌اي که بخصوص در مهار چاه‌هاي دريايي در زمان جنگ تحميلي داشتند اين برنامه‌ها را موشکافي مي‌کردند و بيشتر بحث و تبادل‌نظر بود تا مورد به مورد عمليات به روش ايمن قابل انجام شود.
سه روش براي ايمن کردن چاه پنج در ابتدا مطرح شد: 1- اتصال مستقيم به تاج سرچاهي اين چاه و تلاش براي پمپاژ گل حفاري جهت کشتن چاه 2- زدن Hot Top از محلي که چاه هنوز عمودي بود و خم شده بود 3- Relief Well که شيوه متداولي در کنترل چاه‌هاي فوران کرده است.
آيا از شرکت‌هاي خارجي صاحب‌تجربه در فوران چاه‌ها هم دعوت کرده بوديد تا در اين کار شما را کمک کنند؟
مستقيماً با دو شرکت آمريکايي Well Cap و Wild Well Control که تجربه زيادي در کنترل فوران دارند و شناخته شده هستند از طريق ايميل مکاتبه کرديم که ما را کمک کنند ولي هيچ جوابي به درخواست ما داده نشد.
از شرکتي که نفتکش سنگاپوري را بيمه کرده بود و عملاً درگير اين کار شده بود هم خواسته شد که خودش به کمک کنسرسيومي که متولي بيمه بودند انجام عمليات را بر عهده بگيرند و از هرکجا دنيا که مي‌توانند شرکتي را براي مهار چاه معرفي کنند ولي آن‌ها هم قبول نکردند و فقط پذيرفتند که کار توسط خودمان انجام شود و آن‌ها هزينه‌هاي انجام‌شده را بر اساس آنچه مطابق قانون بيمه قابل پرداخت باشد، بپردازند.
در تمامي دنيا اين روش مرسوم است که شرکت‌هاي بيمه از انجام کار سرباز بزنند؟
طبق بررسي‌هايي که کرده‌ايم همين‌طور است. شرکت‌هاي بيمه به‌عنوان ناظر در کنار مجري و خسارت‌ديده قرار مي‌گيرند و با دريافت اسناد و مدارک هزينه شده نسبت به پرداخت هزينه‌ها اقدام مي‌کنند.
پس مي‌توان گفت که خارجي‌ها هيچ نقشي در اين عمليات بر عهده نداشتند؟
پس از بررسي‌هاي انجام‌شده بر روي روش اجرايي ارائه‌شده و نيز ( R . S) که در قالب 300 صفحه ارائه شد، شرکت نفت و گاز پارس براي اينکه ضريب اطمينان انجام عمليات پروژه را بالا ببرد از ما خواست که اين برنامه اجرايي عمليات و(R. A )توسط يک شرکت خارجي مورد تائيد قرار بگيرد که براي اين کار شرکت Zefir انتخاب و پس از بررسي‌هاي لازم صحت برنامه‌ها را تائيد کرد و اين کل مشارکت خارجي‌ها از مرحله جمع‌آوري اطلاعات تا تهيه برنامه اجرايي اجراي عمليات و نظارت بر اجراي موفقيت‌آميز در اين پروژه بود.
(R.A)سيصد صفحه‌اي که به‌راحتي از آن عبور مي‌کنيد و براي يک عمليات مهم حفاري و کنترل چاه نوشته شده است، توسط چه گروهي تهيه شد؟ آيا الگوبرداري از جايي بود؟
افتخار مي‌کنم که در اين پروژه تک‌تک جملات Procedure (برنامه اجرايي) که مشتمل بر 50 صفحه و به زبان انگليسي است توسط تيم حفاري درگير در شرکت پتروگوهر نوشته شده است. همچنين باز هم افتخار مي‌کنم که 300 صفحه R.A که عمده‌ترين بخش آن توسط دوستان H.S.E شرکت پتروگوهر نوشته شده، با تکيه بر دانش فني مهندسين جوان ايراني نگاشته شده است.
مشاور خارجي که شرکت بيمه‌کننده معرفي کرد چه نقشي در پروژه داشت؟
ابتدا شرکت آمريکايي Momentun معرفي شد که از اولين روزي که آمدند مدعي بودند که نقش آن‌ها مشاور و تأييدکننده نيست و آن‌ها مي‌خواهند که کل پروژه را به‌صورت Package از ايمن کردن چاه تا آواربرداري و غيره انجام دهند که هنوز هم به وزارت نفت براي گرفتن اين کار رفت‌وآمد مي‌کنند. ولي وقتي‌که از گرفتن کل کار نااميد شدند قبول نکردند که فقط Procedure و R.A را تائيد کنند. بعد از آن بيمه‌گزار شرکت انگليسي Zefir را معرفي کرد که ويرايش چهارم Procedure را گرفتند و در همان جلسه اول گفتند که برنامه از نظر آن‌ها بدون نقص و اجرايي است و پس از چندين نقطه‌نظري که در خصوص R.A داشتند ويرايش ششم برنامه به تائيد رسيد. البته قبلاً اين ويرايش موردتوافق تمامي سرويس کمپاني‌ها، نمايندگان فلات قاره به‌عنوان مشاور و شرکت نفت و گاز پارس به‌عنوان کارفرما قرار گرفته بود.
چه سرويس کمپاني‌هايي در اين مرحله مشارکت داشتند؟
در بخش غواصي با هوا شرکت‌هاي کوشا 1 و رهگشايان دريا، در بخش Pumping شرکت‌هاي مهران و WSI، در بخش گل حفاري شرکت MI و Scomi ، در بخش Wellhead شرکت‌هاي وتکو و ملي حفاري، در سيمان‌کاري مهران و WSI و در بخش H2S هم شرکت مپصا بودند و نکته مهم اين بود که همه اين سرويس کمپاني‌ها داخلي بودند و از هيچ سرويس کمپاني خارجي در بخش مهار چاه استفاده نشد به‌جز بخش غواصي Saturation که البته تکنولوژي‌اش در داخل کشور وجود ندارد.
شرکت خارجي هيچ پيشنهاد اصلاحي براي برنامه‌اي که ارائه کردند نداشت؟
روي کليت برنامه اجرايي هيچ نظر اصلاحي نداشت ولي در خصوص برخي جزئيات نقطه نظراتي داشت که اکثر آن‌ها هم اعمال شد مثلاً در خصوص زمان بندش سيمان، ميزان و فشار گل حفاري و مونيتورينگ اجراي عمليات، عمده‌ترين نظرات اصلاحي بود که همه آن‌ها اعمال شد و برخي نظرات هم ارائه شد که با تشکيل جلسه و ارائه توضيحات آن‌ها قانع شدند.
از نظر فني مهمترين نگراني شما در زمان اجراي عمليات چه بود؟
عليرغم اينکه Procedure و R.A به خوبي نگارش شده بود ولي احتمال عدم موفقيت به چندين دليل وجود داشت. يکي اينکه شيرهاي تاج سرچاهي عمل نکند و به اصطلاح Function نداشته باشد. اين عامل عملاً دسترسي به چاه را غيرممکن مي‌کرد. دوم اينکه نتوانيم B.P.V را از داخل Hanger خارج کنيم که در آن صورت امکان پمپ کردن گل حفاري و سيمان به داخل چاه وجود نداشت و سوم اينکه واقعاً نمي‌دانستيم که زير B.P.V (مسدودکننده) فشار وجود دارد يا خير؟ اگر فشار وجود داشت هم خوب بود هم بد. چون‌که وجود فشار يعني اينکه شير ايمني عمل نکرده است و فشار به زير مسدودکننده منتقل شده است و از پاره نشدگي رشته تکميلي اطمينان حاصل مي‌شد ولي اگر فشار نداشت نمي‌توانستيم مطمئن شويم که شير ايمني مانع انتقال فشار چاه شده است و چه‌بسا Tubing چاه حدفاصل شير ايمني و Hanger در اثر حادثه پاره شده باشد که عملاً هيچ کاري براي چاه نمي‌شد کرد. اصلاً همين پيش‌فرض باعث شد تا گزينه Hot Top زدن منتفي شود و به فکر اتصال مستقيم به چاه از طريق تاج سرچاهي بيفتيم؛ و چهارم اينکه مخزن تزريق پذيري نداشته باشد.
روش اجراي عمليات ايمن سازي چگونه بود؟
دکل حفاري سينا 1 در نزديکي سکو مستقر شده بود و برنامه Relief Well هم آماده شده بود. شناور اسيدکاري شرکت مهران هم در کنار سکو قرار گرفته بود و شناور غواصي هم بود. تمامي سرويس‌کمپاني‌ها هم مستقر شده بودند. هدف اين بود که از طريق Lubricator بتوانيم مسدودکننده را از داخل Hanger خارج کنيم و شروع کنيم به پمپاژ گل حفاري به درون چاه براي کشتن چاه و بعد هم تزريق سيمان براي ايمن کردن چاه.
چون‌که تاج سرچاهي مانند يک گل آفتابگردان به سمت بستر دريا خم شده بود، دسترسي به شيرهاي تاج سرچاهي و اتصال به آن مشکل بود. طبق اسکن سه‌بعدي که از طريق صوت و توسط شرکت پارسيان آف‌شور انجام داديم، متوجه شديم که دوتا از پايه‌هاي سکو سالم است و مي‌توانيم براي مهار خطوط پمپاژ از آن‌ها استفاده کنيم. مرحله اول کار تهيه اتصالات فلنجي براي اتصال خطوط پمپاژ به Flow line و Kill line تاج چاه بود. اين وظيفه به عهده شرکت وتکو گذاشته شد که به خوبي از عهده آن برآمد. براي برای Flow line یک تبدیل 7 1/16”، 5K به 3”، 1502و برای Kill line یک تبدیل 3 1/8”، 5K به 2”،1502 طراحی و در کارگاه شرکت وتکو در شمس‌آباد ساخته شد. براي بيرون کشيدن مسدودکننده نياز به lubricator داشتيم که آب‌بندي آن‌هم خيلي مهم بود و توسط شرکت وتکو تهيه شد. چندين مرحله مانور عملياتي و آموزشي در سطح براي غواصي‌ها داشتيم و کامل نحوه عملکرد شيرهاي سرچاهي را براي آن‌ها توجيه کرديم.
از زمان حادثه تا زمان اجراي عمليات ماهانه تيم‌هاي غواصي جهت بازديد و گريس کاري شيرهاي تاج سرچاهي اعزام مي‌شد تا نهايتاً زمان اجراي مرحله نهايي عمليات بعد از اخذ تأييديه‌هاي لازم فرا رسيد که مصادف با ابتداي زمستان 94 بود.
با توجه به شرايط زمستان بسيار ناآرام سال گذشته در منطقه پارس جنوبي ناچارا عمليات را به دو فاز تقسيم کرديم که فاز اول شامل نصب تبديل‌ها و اتصالات Flow line و Kill line و محکم کردن آن‌ها به پايه سالم سکو بود که در سه مرحله اعزام کشتي غواصي رهگشايان دريا انجام شد. جهت اجراي مرحله نهايي عمليات به 15 روز درياي آرام نياز بود که نهايتاً بعد از انتظار دوماهه حاصل شد. در اين مرحله يک کشتي مخصوص غواصي Saturation، کشتي پمپاژ شرکت مهران، کشتي غواصي رهگشايان دريا، دکل حفاري سينا 1، کشتي supply و fast boat شرکت مرواريد پارسيان حضور داشتند که تعدد شناورها تجربه عملياتي ارزنده‌اي را حاصل کرد.
ابتدا Kill line, Flow line به کشتي پمپاژ وصل شد. با اعزام غواص‌ها شيرهاي تاج سرچاهي را طبق برنامه باز کرديم.
عملکرد شيرهاي سرچاهي خيلي خوب بود که نشان‌دهنده گريس‌کاري مناسب و عملکرد صحيح کارخانه سازنده يعني وتکو بود. فقط Actuator مسير Flow line بعد از بازشدن ديگر بسته نشد و مجبور شديم به‌صورت Lock open آن را نگهداريم.
وقتي‌که سعي کرديم براي بيرون کشيدن B.P.V در مرحله اول چون Lubricator ساخته‌شده از استحکام لازم برخوردار نبود نتوانستيم کار را انجام بدهيم و به‌ناچار همه امکانات را آماده‌باش نگه داشتيم و با حضور در کارگاه شرکت وتکو، Lubricator قوي‌تري ساختيم و در تلاش مجدد توانستيم مسدودکننده را از جاي خود خارج نماييم و عملاً به درون چاه دسترسي پيدا کنيم.
جمعاً 1100 بشکه Brine براي کشتن چاه پمپ کرديم و پيرو آن 15 بشکه Chemical Wash، 25 بشکه Spacer Ahead، 112 بشکه سيمان و 10 بشکه Spacer behind براي پلاگ سيماني. بعد از گذشت 36 ساعت در زماني که شير ايمني چاه در حالت باز بود به مدت پنج ساعت چاه را مونيتور کرديم و از جريان نداشتن چاه مطمئن شديم.
چقدر ايراني بودن Well head در عمليات مهار چاه کمک کرد؟ اشاره کرديد که حين عمليات Lubricator را اصلاح کرديد و سريع در کارگاه وتکو اصلاح شده را ساختند؟
تاج سرچاهي به قول خودمان خيلي مرد بود که پس از حادثه فشار 5000 پام را تحمل کرد که اين به کيفيت بالاي تاج سرچاهي بر مي‌گردد. و اينکه کارگاه اين شرکت در شمس‌آباد بود هم براي ساختن تبديل‌ها و اصلاح Lubricator در دسترس بود. محدوديت در ساختن اتصالات و تبديل‌ها وجود نداشت که جا دارد از تلاش مهندسين و مديران اين شرکت تشکر ويژه بکنم. به‌طور کلي ايراني بودن Well head در کاهش زمان عمليات نقش مؤثري داشت.
نقش سرويس کمپاني هاي ايراني در پيشرفت اين عمليات چه بود؟
در اين عمليات ارتباط برقرار کردن افراد درگير در عمليات عامل مهمي بود و طبعاً ايراني بودن اکثر تيم عمليات کمک شاياني به رواني عمليات کرد. کما اينکه نيروهاي غواص که غير ايراني بودند وقت زيادي را از خود من گرفت تا آن‌ها را بطور کامل توجيه کنم. در چنين عملياتي نيروهاي در پايين‌ترين رده بايد در جريان جزئيات برنامه‌ها و خطرات قرار بگيرند و ترجيح اين بود که همه نيروها ايراني باشند تا ارتباطات راحت‌تر باشد.
عمليات مهار چاه کي به پايان رسيد؟
ساعت 6:30 صبح روز 24 اسفندماه سال 94؛ که حتماً اين زمان در تاريخ صنعت حفاري کشورمان ثبت خواهد شد.
تيم مهندسي که شما را در انجام اين عمليات مهم ياري کردند چه کساني بودند؟
البته مهندسين و مديران شرکت‌هايي که قبلاً عنوان کردم کمک شاياني به اين پروژه کردند. مديران و کارشناسان محترم شرکت‌هاي نفت و گاز پارس و ساير کارفرمايان نقش حمايتي غيرقابل‌انکاري داشتند. از مهندس زياري مديرعامل محترم شرک پتروگوهر، مهندس معتمد مجري محترم فاز 13 و مهندس عليخاني مدير محترم مهندسي نفت و گاز پارس به دليل اعتماد به بنده کمال تشکر را دارم. ضمن آنکه دوستان عزيزم آقايان بختياري زاده، انعامي، حکيم زاده،فراهاني، جيحاني، قادري، شاهميري، سالاري، فاتحي، مهرشاد، زندي و بهزادي در بخش عمليات کمک شاياني به بنده داشتند.
و در آخر؟
کليد موفقيت پروژه مذکور برنامه‌ريزي صحيح بر اساس داده‌هاي موثق و اعتماد به تيم‌هاي کارشناسي بود. اميدوارم اين موضوع اساسي اولويت ساير پروژه‌هاي کشور باشد.
سه شنبه ۲۹ تير ۱۳۹۵ ساعت ۰۹:۴۷
کد مطلب: 14022
محمد
۱۰
ضمن تشکر از درج این مصاحبه دقیق ، لطفا" املای کلمات انگلیسی را درست کنید :: HOT TAPPING یا HOT TAP صحیح است . شما اشتباه نوشته اید عزیز :: امیدوارم ژنرال های کوته فکر نفتی عبرت بگیرند و اینقدر به دنبال التماس از آنور نباشند :: کشور ما مدتهاست که در تحریم است :: و باید به این سمت حرکت کنیم که صنایع حساس را تا جایی که امکان دارد به داخل بسپاریم و البته با نظارت دقیق و مستمر و نتیجه بخش :: نه این که بمحض گشایش امور ، یادمان برود این موضوع را
