انفجار سکوی نفتی Deepwater Horizon در خلیج مکزیک (۲۰۱۰)

انفجار سکوی نفتی Deepwater Horizon در خلیج مکزیک

دیپ‌واتر هاریزون (به انگلیسی: Deepwater Horizon) یک سکوی حفاری شناور با طول ۱۱۲ متر (۳۶۷ فوت) و ارتفاع ۹۷٫۴ متر (۳۲۰ فوت) بود. این سکوی حفاری به سفارش شرکت سویسی ترانس اوشین در سال ۱۹۹۸ میلادی در کره جنوبی شروع به ساخت شد و در سال ۲۰۰۰ میلادی و پس از دو سال به اتمام رسیده و به آب انداخته شد و از سال ۲۰۰۱ الی ۲۰۱۳ به همراه کارکنان و مهندسین به شرکت بزرگ بی پی یا بریتیش پترولیوم اجاره داده شد.

عمیق‌ترین چاه نفت به طول ۱۰۶۸۵ متر و عمق ۱۰۶۸۲ متر در سال ۲۰۰۹ میلادی در نزدیکی سواحل جنوب شرقی آمریکا توسط این سکو حفاری شد. اما در بیستم آوریل سال ۲۰۱۰ در خلیج مکزیک پس از اتمام عملیات حفاری و در حین انجام تست‌های نهایی با یک فوران غیرقابل کنترل دچار حادثه گشته و به دنبال آن منفجر شد. در این حادثه ۱۱ نفر از کارکنان جان خود را از دست دادند. این حادثه بزرگترین حادثه نفتی فراساحل آمریکا تا بدین روز می‌باشد که اثرات منفی و مخرب زیادی از جمله زیست‌محیطی در پی داشت. عملیات اطفای حریق چاه نفت که زبانه‌های آن همچون گوی آتشین تا شعاع بیش از ۶۵ کیلومتری قابل مشاهده بود، ۸۷ روز طول کشید. در این مدت چهار میلیون و نهصد هزار بشکه نفت به دریا نشت کرد.(ویکی پدیا)

دکل حفاری Deepwater Horizon قبل از انفجار

حادثه ای که همه چیز را تغییر داد

نشت نفت در سکوی دیپ واتر هوریزون شرکت بی پی در خلیج مکزیک به وقوع پیوست و تاثیرات مخرب زیادی را محیط زیست منطقه وارد کرد. انفجار این سکوی نفتی موجب شد تا مواد سمی زیادی وارد آبهای منطقه شود.

۲ روز بعد در روز زمین در سال ۲۰۱۰ میلادی، این سکو غرق شد و بیش از ۴.۹ میلیون بشکه نفت وارد آبهای خلیج مکزیک شد. خنثی کردن آثار منفی ناشی از این فاجعه نفتی بیش از ۳ ماه به طول انجامید و در این مدت نفت زیادی از این سکو وارد آبهای خلیج مکزیک شد.

این واقعه به سرعت به بدترین فاجعه در تاریخ نشت نفت در آمریکا تبدیل شد. پیش از این بدترین فاجعه نشت نفت در آمریکا مربوط به نشت ۱۱ میلیون گالن نفت از نفتکش اکسون والدز در سال ۱۹۸۹ میلادی شد.

نشت نفتی “ماکوندو” که بعدا به این نام موسوم شد، تاثیر منفی زیادی بر محیط زیست داشت. نفت بیش از ۱۳۰۰ مایل از سواحل تگزاس تا فلوریدا را فراگرفت. حجم زیادی از نفت در به قعر اقیانوس رفت. خسارات سنگین و جبران ناپذیری به آبزیان و ماهیان منطقه وارد شد. تلاش های صورت گرفته اولیه برای مقابله با تاثیرات منفی ناشی از نشت نفت، کافی و موثر نبوده است.(میز نفت)

فاجعه‌ی نفتی دیپ واتر هورایزن

در ۲۰  آوریل ۲۰۱۰ ،  ســکوی نفتی دیپ واتر هورایزن در خلیج مکزیک منفجر شــده و منجر به بزرگ‌ترین نشــت نفــت در تاریخ صنعت نفت offshore شد.

این رویداد به عنوان یک فاجعه‌ی زیســت‌محیطی و اقتصادی مورد توجه قرار گرفت. در زمان وقوع این حادثه، واحد حفاری دریایی سیار نیمه‌شناور ۳۳ هزار تنی متعلق به ترنس آوشــن که به شرکت بریتانیایی(BP‏) اجاره داده شده ‌بود، در حال حفاری چاه اکتشافی در میدان نفتی ماکوندو در خلیج مکزیک در ۴۰ مایلی ساحل لوئیزیانا بود.

در نتیجه انفجار ســکوی نفتی “دیپ واتر هورایزن” و نشــت نفت پس از آن ‏(که به نام نشت نفت ماکوندو نیز شناخته می‌شود) نشت نفت BP به مــدت ۳ ماه به خلیج جریان یافت و بزرگ‌ترین فاجعه‌ی نشــت نفت در تاریخ صنعت نفت شــد. انفجار در این تجهیزات منجر به کشته شدن ۱۱ مرد و زخمی شدن ۱۷ تن دیگر شد. این حادثه ۷۸۰ هزار مترمکعب (۴.۹ میلیون بشکه) نفت به داخل خلیج مکزیک منتشر کرد.

حدود ۸۰۰ کیلومتر (۵۰۰ مایل) از خط ساحلی لوئیزیانا، می‌سی‌سی‌پی، فلوریدا و آلاباما توســط نفت بی‌پی آلوده شــده‌ بود. این نشــت هر نوع پوشش گیاهی و جانوری در منطقه را تحت‌تاثیر قرار داد. نهنگ‌ها دلفین‌ها دو برابر نرخ نرمــال خود ُمردند، علف‌های تالابی، گیاهان جوامع مرجانی از بین رفتند و ماهی‌گیری و توریســم متوقف شد. یک توده‌ی نفتی در زیر آب که در سطح دریا دیده نمی‌شد، گیاهان و جانوران دریایی را کشــت. بی‌پی به اشتباه خود اعتراف کرد و خیلی زود پس از این حادثه یک صندوق ۲۰ میلیارد دلاری برای جبران خسارت قربانیان نشت نفت ایجاد کرد. پس از تقریبا ســه ماه تلاش بی‌ســابقه از نظر مقیاس و پیچیدگی برای بســتن چاه، نشــت در نهایت متوقف شــد. هزینه‌ی کل نشت نفت در ماکوندو شامل بستن چاه و عملیات پاک‌سازی، پرداخت هزینه‌های پاسخ دولت به آلودگی نفت و جبران خسارت ادعای خسارات ناشی از آلودگی و همچنین جریمه‌های جنایی، بیش از ۳۰ میلیارد دلار پیش‌بینی می‌شود. مقادیر زیادی از مواد پراکنده‌کننده اســتفاده شد و برای اولین بار، مواد پراکنده‌کننده در زیر سطح دریا اضافه شدند.

اســتفاده از پراکنده‌کننده‌هــا بحث‌برانگیــز اســت.چون خــود پراکنده‌کننده‌ها ممکن اســت باعث اثرات سمی در ارگانیسم‌های دریایی شوند. میکروارگانیســم‌ها نقش مهمی در تجزیه‌ی نفت در آب داشتند و فرض بر این بود که این امر در کاهش اثرات زیســت‌محیطی کلی نشت نفت (زیست پالایی) ‏مهم است. این آسیب‌ها به سه عامل عمده نسبت داده می‌شوند:

1. خطای انســانی و نقص تجهیزات در واحد حفاری ســاحلی دیپ واتر هورایزن BP
2. شکست دولت آمریکا در تخصیص و در برخی موارد مجوز منابع برای کمک به مهار نشت نفت ‏
3. ‏اطلاعات نادرســت منتشر شده توسط رســانه‌های خبری در مورد میزان و مکان آلودگی نفت در آب و سواحل خلیج مکزیک. دکل‌های مشــابه در کل دنیا فراوان هســتند و بــا توجه به حادثه‌ی خلیج مکزیک هر کدام از این دکل‌ها اگر به ‌درســتی مدیریت نشوند، باعث فجایع مشــابه در نقاط مختلف دنیا می‌شوند. عوامــل مختلفــی در وقوع این حادثه تاثیر داشــته‌اســت، مانند نقص تجهیــزات، نقص فرهنگ (HSE) ،نادیــده گرفتن ملاحظات ایمنی و آیین‌نامه‌ ها به‌ علت صرفه‌جویی مالی و… در نهایت شــرکت BP (مسئول پروژه) و پس از آن شرکت هالیبرتون (مسئول تولید و آزمایش سیمان و اجرای سیمان‌کاری) مقصران اصلی این حادثه شناخته‌ شدند.

تلاش برای خاموش کردن آتش سکوی نفتی Deepwater Horizon

تشریح حادثه

خط زمانی حادثه

در ایــن بخش مراحل مختلف عملیات دکل Deepwater Horizon در روز ۲۰ آپریل ۲۰۱۰ را مرور می‌کنیم. ســعی می‌کنیم اشتباهات و کمبودها در هر مرحله را مشــخص کنیم و مجموعه عواملی که منجر به وقوع این فاجعه شده ‌است را استخراج کنیم.

این عوامل شــامل اشتباهات انسانی، ضعف‌های مدیریتی (فرهنگHSE ) و عملکرد نادرســت تجهیزات است. وظیفه‌ی ما در واحد HSE نفت و گاز این اســت که اجازه ندهیم این عوامل در پروژه‌هــای آینده دوباره تکرار شوند. در ادامه مشکلات و ضعف‌های هر قسمت تشریح می‌شود.

تشریح دلایل حادثه

همه چیز از سیمان معیوب شروع می‌شود! ورود سیال از مخزن به درون چاه و وقوع اتفاقات بعدی به ‌دلیل ضعف سیمان یا عملیات سیمان‌کاری بوده‌است. سیمانی که باید از چاه در مقابل فشار سیالات مخزن حفاظت کند. شــرکت BP در گزارشــات خود اظهار می‌کند که در حین عملیات ســیمانکاری float collar به‌درستی عمل نکرده و ۹ مرتبه تلاش شد تا با اعمال فشار بیشتر سیمان تزریق شود. ضعف سیمان می‌تواند به این دلایل باشد:

۱- ترکیب ســیمان برای پروژه‌ای در این مقیاس مناســب نبوده ‌است. شرکت هالیبرتون در طراحی سیمان فقط بر روی برخی خصوصیات پایه مثل چگالی، تمرکز داشته‌است و جزئیاتی مانند پایداری فوم، هرزروی و احتمال آلودگی در نظر گرفته‌نشده ‌است.

عــلاوه بر آن، این شــرکت آزمایش‌های لازم برای ارزیابی ســیمان مثل آزمایــش هــرزروی و ژل اســتاتیک را انجام نداده‌اســت و فقط برخی آزمایش‌های پیشِ پا افتاده اجرا شــده‌است. این اطلاعات از گزارش‌های شرکت هالیبرتون به ‌دست آمده‌ است.

همچنین گروه تحقیقاتی حادثه DWH سیمان مورد استفاده در عملیات تکمیل چاه را در آزمایشــگاه و با همان ترکیبات بازسازی کردند. پس از انجام آزمایشــات لازم، دریافتند که ســیمان بیش از حد نیتروژن داشته ‌است. نیتروژن باعث روان‌ تر شدن ســیمان می‌شود، ولی اگر زیاد از حد باشد سیمان بسیار رقیق و ناکارآمد خواهد ‌شد.

۲- هرزروی گل باعث رقیق شدن سیمان شده‌ است.

۳- مقدار سیمان کافی نبوده‌است.(۵۱ بشکه)

۴- زمان لازم برای خشــک شدن ســیمان ۲۴ ساعت بوده‌‎ است ولی در اینجا فقط ۲۰ ساعت به سیمان زمان داده‌اند.

۵- گاز مخزن در سیمان حل شده و آن را رقیق کرده‌است.

چیزی که در اینجا واضح اســت، معیوب بودن ســیمان است ولی این مشــکل به‌ راحتی بــا cement bond log قابل شناســایی بوده‌اســت. متاســفانه شــرکت BP به‌ دلیل عقب بودن ۴۳ روزه از برنامه‌ی زمانی پروژه و صرفه‌جویی در هزینه‌ها، برخالف آیین‌نامه‌ها و مقررات، تســت استحکام ســیمان را انجام نمی‌دهد و نمایندگان شرکت شلمبرژه (که برای عملیات well logging اســتخدام شــده‌بودند) را مرخص می‌کند. هــدف BP خاتمه دادن به عملیات حفــاری، تکمیل چاه برای عملیات تولید در آینده و انتقال دکل به میدان نفتی بعدی بوده‌اســت.

تاخیر بیشــتر در برنامه باعث تحمیل هزینه‌های بسیار بیشتری می‌شود، در نتیجه فرآیند ارزیابی ریســک نادیده گرفته ‌می‌شود. پس از شکست ســیمان و عبور سیالات از casing به چاه، shoe track باید ادامه‌ ی مسیر ســیالات را مســدود و از ورود آنها به لوله‌ی حفاری جلوگیری می‌کرد. احتماال ترکیب ســیمان shoe track مناســب نبوده و یا توســط سیمان فضای حلقوی (که پیشتر بررسی شد) آلوده شده ‌است. همچنین check valve هــا احتمالا به‌دلیل فشــار و جریان زیاد عمل نکرده‌اند. در نتیجه ابزار کنترلی shoe track شکست خورده‌است.

برای اطمینان از استحکام چاه آزمایش فشار منفی (negative pressure test) باید انجام شود.

در ایــن آزمایش مقداری از گل حفــاری را تخلیه و هم‌زمان آن را با آب دریا جایگزین می‌کنند. در نتیجه فشار چاه کاهش می‌یابد و فشار سازند از فشــار چاه بیشتر می‌شود. Annular preventer بسته می‌شود و در این حالت اگر در drill pipe افزایش فشار دیده‌شد، نشانگر این است که سیال از مخزن وارد لوله‌ ی حفاری می‌شود و تکمیل و استحکام چاه به‌ درستی انجام نشده‌است.

همچنین برخی ابزار کنترلی مثل shoe track معیوب هســتند. با شروع تســت، فشــار لوله‌ی حفاری افزایش می‌یابد. بر اساس گفته‌ی شاهدین تا ۱۲۶۰ psi باال می‌رود. ۱۵ بشــکه گل برگشــتی بالا می‌آید. بر اساس آنالیزهای تیم تحقیقاتی حادثه، ســیال برگشتی مورد انتظار، با توجه به حجم آب تزریقی دریا، ۳.۵ بشکه بوده‌است.

این اختلاف حجم و ازدیاد ســیال برگشتی از چاه، نشانگر وجود جریان برگشــتی از مخزن به چاه است که متاسفانه پرسنل دکل به این موضوع توجه نکرده‌اند. پس از افزایش فشار تا ۱۲۶۰ psi تست، متوقف می‌شود، زیرا این فشار اصلا نشانه‌ی خوبی نیست.

بنابر اظهار شــاهدین در این زمان مسئول سایت (نماینده‌ی شرکت BP) اظهار می‌کند که بنابر دستوالعمل‌های شرکت BP تست فشار منفی باید بر روی kill line اجرا شود و نه بر روی لوله‌ی حفاری. پرسنل حفاری قانع می‌شوند که تست را روی لوله‌ی kill line تکرار کنند.

با شــروع تست، فشــار در kill line و لوله‌ی حفاری بالا می‌رود. اما فشار kill line بلافاصله کم می‌شود. در بازه‌ی ۳۰ دقیقه‌ای فشار kill line صفر و فشــار لوله‌ی حفاری ۱۴۰۰ باقی می‌ماند در حالی‌که فشار این دو لوله باید یکسان باشد.

بنابر اظهــار شــاهدین، toolpusher دلیل این ازدیاد فشــار را پدیده‌ی Bladder effect بیــان می‌کنــد و می‌گوید که قبلا ایــن پدیده را تجربه کرده‌اســت. پس از بحث و توضیحات پرســنل قانع می‌شوند و مسئول سایت تصمیم می‌گیرد ملاک آزمایش kill line باشد که ۳۰ دقیقه فشار و جریان برگشتی صفر دارد و در لوله‌ی حفاری پدیده‌ی Bladder effect اتفاق افتاده‌است. دلیل این‌ که فشار و جریان در kill line صفر شده‌‎ است می‌تواند این دلایل باشد:

1. مواد موجــود در (LCM) loss circulation material  موجود در spacer (مــاده‌ای که جلوتر از آب دریا تزریق می‌شــود تا بین گل حفاری و آب دریا قرار گیرد و از اختالط این دو جلوگیری کند) باعث بســته شدن kill line شده است.
2. سیستم به‌درســتی چیده نشده بوده شاید یک شیر به اشتباه بسته بوده است.

تا به امروز پدیده‌ی Bladder effect به شکل علمی ثابت نشده‌ است.

در نهایت تست فشــار منفی موفقیت‌آمیز در نظر گرفته می‌شود و مجوز تخلیــه‌ی گل حفاری و پایان فرآیند حفاری صادر می‌شــود، در حالی‌که استحکام چاه مشکلات زیادی داشته‌است.

timeline عملیات روز حادثه دیپ‌واتر هاریزون

متاسفانه نتایج این تســت به‌ درستی تفسیر نشده‌است و بار دیگر اهمیــت مفاهیمی از قبیل آموزش، صلاحیت و رهبری اثبات می‌شــود. همچنین مشکلی که وجود داشته است ضعف دستورالعمل و آیین‌نامه در مورد روش‌ها، تفسیر نتایج و محدوده‌های تست فشار منفی بوده ‌است.

عملیات تخلیه‌ی گل حفاری آغاز می‌شود.

فشــار چاه افزایش می‌یابد و حجم ســیال برگشتی نسبت به آب تزریقی بیشــتر اســت. این دو علامت نشان‌دهنده‌ی ورود ســیال مخزن به چاه و ترکیب گاز با گل حفاری خروجی اســت. ایــن علائم به‌طور واضح از ســاعت ۲۰:۵۸ یعنی ۵۰ دقیقه قبل از blow out مشاهده می‌شود اما هم خدمه‌ی حفاری و هم mud logger متوجه این مســئله نشــده‌اند و یا به ‌درســتی این علائم را تفسیر نکرده‌اند. تا ساعت ۲۱:۳۸ که جریان سیال وارد riser می شود (شکل زیر) و اولین اقدامات کنترلی جهت توقف فرآیند و بستن چاه ساعت ۲۱:۴۱ انجام می‌شود که متاسفانه بسیار دیر شده‌است و فایده‌ای ندارد.

بین ساعات ۲۰ تا ۲۱ و در حین تخلیه‌ی گل حفاری، چارت پارامترهای حفاری نشــانگر افزایش حجم mud pit در اثر افزایش گل برگشتی است. بــه طوریکه recorder چهار بار صفر می‌شــود و دوباره افزایش می‌یابد.

تخلیه‌ی گل ۲۰:۱۰ متوقف می‌شــود و با کاهش گل برگشتی نگرانی‌ها برطرف شــده و پمپ‌ها دوباره روشن می‌شــوند. ساعت ۲۱:۳۰ عملیات دوباره متوقف می‌شــود اما این بار برخلاف دفعه‌ی قبل فشــار همچنان افزایشی است و حجم گل برگشتی افزایش می‌یابد. خدمه بالاخره متوجه جریان سیال از مخزن به چاه می‌شوند.

بنابر گفته‌ی شاهدین در ســاعت ۲۱:۴۰ گل به ‌شکل غیرقابل‌کنترل از چاه بالا می‌آید و وجود نفت و گاز در آن شناسایی می‌شود. پرسنل اقدام به بستن Annular preventer می‌کنند ولی نمی‌تواند جلوی جریان سیال را بگیرد، زیرا ســیال به riser رسیده و فشار و جریان بسیار زیادی دارد. به‌دلیل مشاهده‌ی گاز در گل حفاری و جریان زیاد آن، جریان گل را به ‌سمت MGS یا Mud Gas Separator منحرف می‌کنند ولی جریان از تصور آنها بیشــتر می‌شود. MGS برای این حجم گل و گاز طراحی نشده‌است، در نتیجه MGS کم می‌آورد و نشــت گاز اتفاق می‌افتد و سطح زیادی از دکل با گاز قابل اشتعال پر می‌شود. در این شرایط به جای انحراف گل به ســمت MGS باید گل را توسط ۱۴ Starboard diverter اینچی به سمت دریا منحرف می‌کردند تا به ‌شکل ایمن از دکل تخلیه شود.

تست فشار منفی و انسداد احتمالی kill line

در شرایطی که گاز قابل اشتعال در فضای دکل پخش شده‌ است، سیستم Fire and Gas alarm باید وارد عمل شود ولی این سیستم به‌خوبی عمل نکرده ‌اســت. سیســتم HVAC (فن‌هایی که وظیفه‌ی تهویه و تخلیه‌ی گاز درون اتــاق موتورها را داشــته‌اند) و همچنین damperهایی که باید جلوی ورود گاز به اتاق موتورها را می‌گرفتند، باید به‌صورت دستی فعال می‌شــدند و حالت اتوماتیک نداشتند. دلیل آن تعداد زیاد false alarmها بوده که باعث توقف و مزاحمت در عملیات حفاری می‌شــود و یا این‌که سیستم، مشکل فنی داشته‌است.

در نتیجه گاز قابل اشتعال وارد موتورهای رانشگر (که وظیفه‌ی هدایت و حفظ تعادل سکوی شناور را دارند) و تجهیزات الکترونیکی شده و انفجار رخ داده‌است.

بنابر اظهار شاهدین دو انفجار بزرگ و تعدادی انفجار جزئی رخ داده‌است که به نظر می‌رســد انفجار اول در اثــر ورود گاز به اتاق موتورها و انفجار دوم در اثر ورود گاز به برخی از سیســتم‌های برقی و ژنراتورها بوده‌است. متاســفانه سیستم Fire and Gas به وظیفه‌ی خود عمل نکرده‌ است و به نظر می‌رســد شرکت BP به‌دلیل صرفه‌جویی مالی در تعمیر و نگهداری این تجهیزات سهل‌انگاری کرده‌است. البته همان‌طور که پیشتر بیان شد، شرکت BP ادعا می‌کند سیستم معیوب نبوده و فقط قسمت اتوماتیک آن به‌ دلیل false alarmها غیرفعال بوده‌ است.

در اتاقــک حفاری در ســاعت ۲۱:۴۷ فشــار از ۱۲۰۰ psi به ۵۷۰۰ psi می‌رسد و این آخرین فشار گزارش شده‌ است زیرا در این لحظه blow out اتفاق می‌افتد و کمی بعد در اثر انفجار برق دکل قطع می‌شود.

طبق اظهار شــاهدین ۷ دقیقه بعد از اولیــن انفجار خدمه اقدام به فعال کــردن EDS یــا Emergency Disconnect Sequence کرده‌اند ولی این سیستم عمل نکرده‌است. این سیستم، نوعی BOP است که برای شرایط اضطراری طراحی شده‌ است و وظیفه دارد تا با بستن Blind Shear Ram ارتبــاط چــاه و دکل را از پایین riser قطع کند. احتمالا ســیم‌هایی که وظیفه‌ی ارتباط بین دکل و EDS را دارند در اثر انفجار آســیب دیده‌اند سیســتم فعال نشده‌است.

در این شرایط اضطراری که پرسنل موفق به فعال کردن BOP نمی‌شوند، سیستم (AMF) Automatic mode function وارد میدان می‌شــود. این سیســتم دو control pod بــه رنگ‌های زرد و آبی دارد. اگر نیروی الکتریکی، ارتباط با دکل و فشــار هیدرولیکی برای هرکدام از این دو قطع شــود، یعنی شرایط اضطراری اتفاق افتاده‌است و سیســتم AMF به‌ صورت اتوماتیک فعال می‌شود و اقدام به بستن BSR می‌کند، اما متاســفانه این سیســتم نیز عمل نکرده‌است.

پس از حادثه جســتجو در محل چاه هر دو pod پیدا شــدند. پس از انجام تست‌های مختلف مشخص شد که باتری پاد آبی رنگ کم‌شارژ است و شیر ۱۰۳ در پاد زرد رنگ به‌ درســتی کار نمی‌کند. اگر این شرایط در زمان حادثه نیز برقرار بوده باشد، سیستم AMF نمی‌تواند فعال شود.

mud gas separator

 

حامیان سلامت و ایمنی نیروی کار

 

در ساعت ۲۱:۳۸ جریان سیال به riser می رسد

دلیل عمل نکردن BOP به ‌طور دقیق مشــخص نمی‌شود، ولی علاوه بر دلایل گفته شده، دلایل احتمالی دیگری نیز وجود دارد:

1. جریان بالای چاه و غلبه‌ی جریان بر BOP
2. کم بودن فشار هیدرولیکی برای بستن چاه
3. لوله غیرقابل برش بوده یا ضایعات اطراف BSR وجود داشته ‌است. متاسفانه در اینجا سیستم تعمیر و نگهداری شرکت ترنس اوشن (مالک دکل) به‌خوبی عمل نکرده‌ است.

این شــرکت قبل از شروع عملیات حفاری (یعنی قبل از اجاره‌ی دکل به شــرکت BP) تســت‌های لازم را بر روی AMF و BOP انجام نداده‌است.

هیچ اطلاعاتی از چک کردن باتری کنترل پادها و بررسی اتصالات حیاتی سیستم وجود ندارد.

در حالی‌که در ســال ۲۰۰۷ زمانی‌ که BOP را به سطح می‌آورند، متوجه می‌شوند باتری آن کاملا خالی شده‌است و باید احتمال تکرار این مسئله را در نظر می‌گرفتند.

همچنیــن در شــیرهای مورد اســتفاده در کنتــرل پادها، اجزای non-OEM (non-Original Equipment Manufacturer) دیده شده است.

از عوامل قابل‌توجه دیگر، عدم توانایی پرسنل در مدیریت بحران و کنترل شرایط اضطراری اســت، زیرا اقدامات آنها در شرایط اضطراری، ناکافی و در مواردی اشتباه بوده ‌است.

آلارم تخلیــه‌ی اضطراری خیلی دیر فعال شــده و افراد به‌درســتی با روند مدیریت بحران آشــنا نبوده‌اند. با تشریح حادثه، اهمیت موضوعات تعمیر و نگهداری، ارزیابی ریسک، آموزش، صلاحیت، رهبری، مدیریت تغییر، به‌روزرســانی و بهبود دســتورالعمل‌ها و فرهنگ HSE به وضوح دیده می شود.

پس از تشریح حادثه و بررسی اقدامات و اتفاقاتی که منجر به وقوع فاجعه شد، می‌توانیم دلایل وقوع حادثه را دسته‌بندی کنیم.

شــرکت BP در گزارش حادثه‌ی DWH این‌گونه دسته‌بندی می‌کند که چهار دلیل اصلی باعث وقوع حادثه‌ی DWH شده است:

1. تکمیل چاه و well integrity به‌درســتی طراحی نشده بود و جریان سیال از مخزن به چاه آغاز می‌شود.
2. جریان هیدروکربن‌ها بدون کشــف شدن وارد چاه شد و کنترل چاه شکست خورد.
3. هیدروکربن‌ها شعله‌ور شدند و باعث آتش‌سوزی و انفجار شد.

۴- سیستم BOP در مسدود‌ کردن چاه ناتوان بود.

برای هر کدام از این دلایل اصلی، دلایل فرعی به این‌شکل وجود دارد:

۱- الف) سیمان فضای حلقوی نتوانست مانع عبور هیدروکربن‌ها شود.

۱- ب) Shoe track نتوانست مانع عبور هیدروکربن‌ها شود.

۲- الف) آزمایش فشار منفی (negative test) موفقیت‌آمیز در نظر گرفته ‌شــد، در حالی‌که تکمیل چاه به‌ درســتی انجام نشده‌بود. آزمایش فشار منفی به ‌درستی تفسیر نشد.

۲- ب) جریان هیدروکربن‌ها از مخزن به چاه زمانی مشــخص شــد که هیدروکربن‌هــا به riser رســیده ‌بودند و برای کنتــرل آنها خیلی دیر شده بود.(riser بین دکل و کف دریا قرار دارد و خط لوله‌ها را دربرمی‌گیرد)

۲- پ) اقدامات کنترل چاه با شکست مواجه شدند.

۳- الف) تغییر مســیر گل حفاری به ســمت mud gas separator باعث نشت گاز در دکل شد.

۳- ب) سیستم آتش و گاز نتوانست جلوی شعله‌ور شدن گازها را بگیرد.

-۴ حالت اضطراری BOP نتوانست چاه را مسدود کند.(سیستم EDS و AMF)

علاوه بر دســته‌بندی بالا، دسته‌بندی‌های دیگری نیز وجود دارد. یکی از بهترین دسته‌بندی‌ها به این ‌صورت است:

1. اشتباهات و ضعف‌های مربوط به طراحی و تکمیل چاه
2. مشکلات و ضعف‌های تجهیزات دکل
3. مشکلات سیستم BOP
4. مشکلات مدیریت ایمنی و فرهنگ ایمنی (فاکتورهای انسانی)(ماهنامه علمی اکتشاف و تولید نفت و گاز – شماره ۱۰۹ – علی قاسمی ، محمد علی زاهد)

انتهای پیام/