گفتگو با رامین روغنیان، مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب
قابلیت تولید ۲۵۰ هزار بشکه نفت با شناسایی ۶ مخزن در مناطق نفت خیز جنوب رقم خورد
هرگاه از بهبود تولید و صادرات نفت در وزارت نفت دولت سیزدهم سخن به میان می آید، شاخص سهم ۸۰ درصدی در تولید نفت خام ایران رخ می نماید که شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب آن را رقم زده است؛ موضوعی که رامین روغنیان، مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب، در تشریح آن می گوید: مجموعه فعالیت های مطالعاتی در دوسال گذشته، به شناسایی ظرفیت تولید بالاتر در ۶ مخزن اهواز بنگستان، منصوری بنگستان، آبتیمور، گلخاری، بالارود و منصورآباد بنگستان به میزان ۲۵۰ هزار بشکه در روز شده است؛ این میزان بیش از ۷ درصد ظرفیت تولید کنونی میدان های شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب است.
به گفته رامین روغنیان، مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب با اضافه شدن این میزان، تولید بالقوه مخازن و ظرفیت بالقوه تولیدی مخازن (PGC) از رقم کنونی ۳ هزار و ۴۰۰ بشکه در روز به ۳ هزار و ۶۵۰ بشکه در روز افزایش می یابد که دستاوردی بزرگ برای صنعت نفت کشور به شمار می آید.
در صورت تامین الزام های تولیدی این مخازن و تولیدی شدن این ظرفیت، با فرض قیمت هر بشکه نفت ۸۰ دلار، سالانه هفت میلیارد دلار به درآمد ارزی کشور افزوده می شود. شرح گفت وگو با روغنیان را در ادامه می خوانید.
شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب در افزایش توان و بهبود شرایط تولید نفت خام، این شرکت چه دستاوردهای تولیدی در دو سال گذشته داشته است؟
مهم ترین وظیفه شرکت های تولیدی/توسعه ای مانند شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب، تولید و افزایش توان تولید نفت و گاز است. به طور کلی، افزایش تولید مستلزم وجود ظرفیت تولید در مخازن و ارائه برنامه برای احداث تاسیسات فرآورشی لازم، همچنین حفاری چاه های جدید و تعمیر چاه های موجود است. به بیان دیگر، تکمیل زنجیره سه گانه هدایت سیالات در مخزن، چاه و تاسیسات لازمه تداوم و افزایش تولید به شمار می روند که خوشبختانه در دو سال گذشته در هر سه بخش فعالیت های بسیار خوب و قابل دفاعی انجام شده است.
پیش از ارائه دستاوردهای تولیدی در مناطق لازم است چهار مفهوم اصلی مرتبط با شاخص تولید را بیان کنم. اولین مفهوم، ظرفیت بالقوه تولیدی مخازن یا به اصطلاح PGC است که بر اساس مطالعات انجام شده روی مخازن تعیین می شود. این رقم نشان دهنده میزان تولید روزانه هر مخزن با فرض تامین تمام الزام های تولیدی آن است که هر ساله از سوی اداره ارزیابی مخازن بازبینی و اعلام می شود. مفهوم بعدی، برنامه ظرفیت تولید است که در آن میزان تولید هر مخزن با توجه به پیش بینی تامین واقعی الزام های تولیدی آن مانند ظرفیت تاسیسات و برآیند فعالیت های افزایشی و میزان کاهش های سالانه تعیین می شود. این رقم هر ساله از سوی اداره مهندسی بهره برداری در قالب برنامه ای تولیدی سالانه و پنج ساله ارائه می شود. مفهوم سوم ظرفیت تولید واقعی است که بر اساس تحقق واقعی برنامه ها در یک سال گزارش می شود. چهارمین مفهوم تولید واقعی است که مجموع دبی تولید واقعی انجام شده در همه چاه های تولیدی است.
تولید واقعی حاصل کسر مجموع کاهش ها (از جمله کاهش های مهندسی و عملیاتی و کاهش های تکلیفی) از ظرفیت تولید واقعی است.
پس برای ارزیابی عملکرد هر شرکت بالادستی نفتی باید حداقل شاخص های تولیدی در چهار مفهوم ذکر شده به همراه میزان تامین الزامات آنها، البته در حیطه اختیارات آن شرکت بررسی شوند. اینکه بر حیطه اختیارات تاکید دارم این است که متاسفانه برخی الزام های تولیدی/ توسعه ای از حدود اختیارات شرکت تولیدی/توسعه ای خارج است. از جمله این موارد در شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب می توانم به مساله تامین گاز مورد نیاز برای تزریق در میدان های نفتی، صدور مجوز برای حفاری و تعمیر چاه، صدور مجوز برای تامین کالاهای مورد نیازحفاری، احداث الزام های تاسیساتی و تامین مالی انجام فعالیت های لازم اشاره کنم که در ادامه به تشریح آنها خواهم پرداخت. یکی از فعالیت های بسیار مهم بخش بالادستی در مدیریت امور فنی تعیین ظرفیت های تولیدی یا PGC در میدان های مختلف است. در واقع اساس تمامی برنامه های تولیدی اعدادPGC است. برای تعیین ظرفیت تولید مخازن، مجموعه ای از فعالیت های مطالعاتی در بخش های مختلف پتروفیزیک، زمین شناسی، مهندسی بهره برداری و مهندسی مخازن صورت می گیرد و بر اساس بررسی عملکرد مخازن و شبیه سازی ظرفیت های تولیدی مخازن تعیین می شوند.
اقدام های مورد اشاره که در این مقطع انجام شد، چه نتایجی در پی داشت؟
مجموعه فعالیت های مطالعاتی در دو سال گذشته، به شناسایی ظرفیت تولیدی بالاتر در 6 مخزن اهواز بنگستان، منصوری بنگستان، آبتیمور، گلخاری، بالارود و منصور آباد بنگستان به میزان 250 هزار بشکه در روز منجر شده که این میزان بیش از 7 درصد ظرفیت تولید کنونی میادین شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب است. در صورت تامین الزام های تولیدی این مخازن و تولیدی شدن این ظرفیت با فرض قیمت هر بشکه نفت 80 دلار، سالانه 7 میلیارد دلار به درآمد ارزی کشور اضافه می شود.
با اضافه شدن 250 هزار بشکه در روز به ظرفیت تولید بالقوه مخازن، میزان PGC از رقم کنونی 3 هزار و 400 بشکه در روز به 3 هزارو 650 هزار بشکه در روز افزایش داده شده است که دستاورد بسیار بزرگی برای صنعت نفت کشور به شمار می آید.
البته روند کشف ظرفیت های جدید تولیدی در مخازن حسب شرح وظایف ادارات مدیریت فنی ادامه دارد و به محض قطعی شدن ظرفیت های جدید، نتایج و دستاوردهای آن اعلام می شود. همچنین برنامه پنج ساله مطالعاتی مخازن تهیه شده است که در آن بخشی از مطالعاتی که به دلیل کمبود نیروی انسانی امکان انجام آنها در مناطق وجود ندارد، برون سپاری می شوند.
در برنامه پنج ساله چه الزام هایی مورد توجه قرار گرفته است؟
از وظایف مهم مدیریت امور فنی که در اداره مهندسی بهره برداری ستاد انجام می شود، ارائه برنامه های تولید پنج ساله است. با توجه به اینکه تامین الزام های برنامه های تولید مانند خلق موقعیت، خرید کالا و مواد حفاری، احداث تاسیسات مورد نیاز، اجاره دکل و کویل فعالیت هایی زمانبرهستند، باید الزام های آن از چند سال قبل ارائه و تامین آنها پیگیری شود؛ از این رو برنامه 5 ساله ظرفیت تولید با هدف افزایش توان تولید از 2 هزار و 933 بشکه در روز در ابتدای سال 1401 به 3 هزار و 280 بشکه در روز تهیه و ارائه شده است.
مهم ترین الزام ها برای دستیابی به حدود 350 هزار بشکه در روز افزایش ظرفیت تولید در طی پنج سال حفاری بیش از 300 حلقه چاه توسعه ای، تعمیر حدود 550 حلقه چاه و انجام بیش از 3 هزار و 350 عملیات ترمیمی است.
دستیابی به این میزان تولید وابسته به تامین الزام های آن است. طی دو سال گذشته فعالیت ها و پیگیری های متعددی با همکاری دیگر مدیریت ها به منظور تامین الزام های این برنامه صورت گرفته تا این برنامه سنگین تولیدی محقق شود.
برنامه های تولیدی بر اساس پیش بینی ظرفیت های تاسیساتی مخازن، انجام فعالیت های افزایش تولید در چاه ها و میزان کاهش تولید در مخازن تهیه می شوند. به عبارت دیگر برآیند مجموعه فعالیت های افزایش تولید و کاهش ها میزان تولید یک برنامه تولیدی را تعیین می کند.
عوامل مهم کاهش ظرفیت تولیدی یک مخزن هیدروکربوری را می توان به دو دسته سطح الارض (روزمینی) و تحت الارض (زیرزمین) تقسیم کرد. در بخش روزمینی خرابی تجهیزات و فرسودگی تاسیسات موجود و نیاز به احداث واحد جدید، مانند واحد نمک زدایی از اهم عوامل کاهش تولید است.
بر اثر تولید از مخازن فشار آنها کاهش یافته و ستون نفتی، کوچک می شود. این عوامل باعث کاهش و حتی قطع تولید از چاه ها می شودو تولید از مخزن را کاهش می دهند. میزان این کاهش به عوامل مختلف از جمله درصد تخلیه و مکانیسم های تولیدی مخازن بستگی دارد. میزان کاهش ها در مخازن مختلف مناطق متفاوت است. بر اساس تجربیات برنامه های تولیدی در سال های گذشته، متوسط این کاهش ها هر سال حدود 350 تا 400 هزار بشکه در روز است. البته با توجه به کاهش های تکلیفی در سال های اخیر، میزان این کاهش ها باید در تولید حداکثری مجددا تعیین شود؛ بنابراین، در ارزیابی عملکرد تولیدی یک سال ازابتدای فروردین تا ابتدای فروردین سال بعد، اگر میزان افزایش تولید 20 هزار بشکه در روز گزارش شود، باید توجه داشت که حجم فعالیت های سالانه به گونه ای بوده است که افزون بر جبران کاهش های سالانه 350 تا 400 هزار بشکه در روز، 20هزار بشکه در روز نیز افزایش تولید حاصل شده است و نباید تصور کرد که فقط به میزان 20 هزار بشکه در روز فعالیت افزایشی صورت گرفته است.
عمده افزایش تولید شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب در این مقطع بیشتر ناشی از کدام فعالیت ها بوده است؟
فعالیت های تولیدی زیرزمینی به سه دسته حفاری چاه جدید، تعمیر چاه های موجود و انجام فعالیت های ترمیمی تقسیم می شوند. حفاری چاه جدید و تعمیر برخی چاه های موجود با استفاده از دکل صورت می گیرد. در میادین مناطق نفت خیز جنوب، عمده افزایش تولید سهم فعالیت های ترمیمی است که در آن معمولا با استفاده از لوله مغزی سیار مشکلات سبک چاه های موجود برطرف شده و چاه ها دوباره وارد مدار تولید می شوند؛ بنابراین تامین دکل و لوله مغزی سیار از جمله مهم ترین الزام های برنامه های تولیدی است. باید اشاره کنم که حفاری چاه های جدید و تعمیر چاه های موجود، افزون بر ساخت و آماده سازی موقعیت و تامین کالا و مواد، نیازمند وجود دکل حفاری آماده به کار است و شرکت ملی حفاری تقریبا تنها شرکت دکل دار طرف قرارداد با مناطق نفت خیز جنوب بوده است که در سال های گذشته به دلیل قراردادن شرکت ملی حفاری درفهرست واگذاری به بخش خصوصی، تقویت ناوگان حفاری از منابع داخلی شرکت ملی نفت امکان پذیر نبوده و به تدریج با مستهلک شدن ناوگان حفاری، امکان بازسازی آن وجود نداشته است؛ از این رو توان عملیاتی آن به شدت کاهش یافته؛ به گونه ای که زمان حفاری چاه ها به حدود دو برابر قبل و انتظارات به بیش از دو برابر افزایش پیدا کرده است.
با توجه به این مشکل برای تقویت ناوگان حفاری چه اقدامی در دستور کار قرار دارد؟
در حال حاضر فعالیت های بسیار خوبی از سوی مجموعه مدیریت و کارشناسان شرکت ملی حفاری به منظور رفع نواقص و ایراد دکل ها و بازسازی آنها، تامین و تعمیر موتورها و تجهیزات، خرید دکل و لوله مغزی سیارو تامین امکانات رفاهی و ... در دست اقدام است که امید است با انجام آنها، در اسرع وقت شاهد بازگشت شرکت ملی به روزهای طلایی آن باشیم. امضای توافقنامه میان شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب و شرکت ملی حفاری، پرداخت علی الحساب هزینه های حفاری به صورت ریالی، همچنین پرداخت ارزی به شرکت ملی حفاری در قبال ارائه مستندات مربوط به تجهیز ناوگان حفاری، پرداخت هزینه های جابه جایی ادوات و دکل های حفاری و استفاده از توان ارتش برای کمک به جابه جایی دکل ها و تعمیرات ناوگان ترابری، بخشی از فعالیت های مناطق نفت خیز جنوب در جهت تقویت ناوگان حفاری شرکت ملی حفاری است. در کنار تقویت شرکت ملی حفاری استفاده از ناوگان حفاری بخش خصوصی، از دیگر برنامه های شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب برای تحقق برنامه های تولیدی است که در این زمینه قرارداد به کارگیری 2 دستگاه دکل حفاری از یکی از شرکت های خصوصی منعقد شده و استفاده از 7 دکل دیگر در مرحله انعقاد قرارداد است. همچنین برگزاری پنج مناقصه برای به کارگیری ۱۰ دکل در دست اقدام است. همین جا فرصت را مغتنم شمرده و ضمن دعوت از تمام شرکت های دکل دار برای عقد قرارداد با شرکت ملی مناطق نفت خیزجنوب با قیمت 5 درصد کمتر از قرارداد ریالی، از شرکت ملی حفاری می خواهیم تا درخواست خود در این زمینه را به شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب ارسال کند.
چه همکاری های دیگری برای افزایش تولید با بخش خصوصی ضروری و در حال انجام است؟
سال گذشته و امسال ۶ قرارداد برای استفاده از ۱۸ دستگاه لوله مغزی متعلق به بخش خصوصی منعقد شده است. مجموع فعالیت های ترمیمی انجام شده با این لوله های مغزی و لوله مغزی های متعلق به شرکت ملی حفاری، تعمیر و تکمیل بیش از 375 هزار بشکه در روز بوده است. با توجه به تاثیر زیاد عملیات های لوله مغزی سیار در تحقق برنامه تولید، برنامه استفاده از خدمات 2 دستگاه لوله مغزی دیگر در دست اقدام است. همچنین دو مناقصه دیگر برای استفاده از خدمات یک دستگاه لوله مغزی به صورت سرویس کامل و دو دستگاه لوله مغزی دیگر با تامین سیالات در حال برگزاری است. با توجه به کمبود دستگاه های لوله مغزی سیار در کشور و به منظور تامین لوله مغزی مورد نیاز، مذاکراتی با تمام شرکت های خصوصی دارنده لوله مغزی سیار صورت گرفته که در قالب مناقصه و انعقاد قراردادهای طولانی مدت، تسهیلات لازم برای ورود دستگاه های جدید به کشور فراهم می شود. امیدواریم با توجه به اقدام های صورت گرفته و در دست اقدام، شرایط لازم برای انجام فعالیت های ترمیمی به عنوان فعالیت هایی که بیشترین سهم افزایش تولید را دارند، فراهم و از این نظر الزام های افزایش تولید تامین شود.
در بخش تولید با چه چالش هایی رو به رو هستید؟
یکی دیگر از چالش های تولید، کمبود تاسیسات برای فرآورش نفت، گاز و آب تولیدی است. در برخی مخازن نفتی، ظرفیت های تولیدی بسیار خوبی سر چاه وجود دارد، اما به دلیل کمبود ظرفیت تاسیسات بهره برداری و نمک زدایی امکان تولید از آنها وجود ندارد؛ البته برای تمام این مخازن پروژه های تاسیساتی مورد نیاز تعریف شده است، اما به دلایل مختلف از جمله کمبود منابع مالی در مقاطع زمانی، افزایش هزینه آنها، ضعف پیمانکاران اجرایی، افزایش قیمت انجام پروژه ها به دلیل نوسان نرخ ارز و در مجموع نبود پیشرفت مناسب، پروژه های روزمینی تعریف شده در طرح 28 مخزن، عملا ظرفیت تاسیساتی لازم ایجاد نشده است.
به طور کلی احداث و راه اندازی تاسیسات روزمینی نسبت به فعالیت های زیرزمینی زمان بر است.
به منظور جبران این کمبودها در کنار پیگیری پروژه های موجود و تا زمان راه اندازی آنها استفاده از تاسیسات زودنصب شونده یا اسکید در قالب مدل های مختلف قراردادی در دست پیگیری است.
استفاده از این تاسیسات چه میزان بهینه و قرار است در کدام مخازن استفاده شود؟
مدت زمان احداث و راه اندازی این تاسیسات زود نصب شونده در ظرفیت های 25 و 50 هزار بشکه در روز، حدود یک سال پیش بینی شده است. با استفاده از تاسیسات زودنصب شونده، گلوگاه تولیدی در بخش تاسیسات حذف و افزایش تولید در کوتاه مدت میسر خواهد شد. هم اکنون مجوز لازم برای استفاده از این تاسیسات در مخازن آبتیمور، منصوری بنگستان و رامشیر با ظرفیت درمجموع 155 هزار بشکه در روز از هیئت مدیره شرکت ملی نفت ایران کسب شده و فعالیت های لازم برای استفاده از این تاسیسات در حال انجام است. مراحل کسب مجوز از شرکت ملی نفت برای استفاده از تاسیسات زودنصب شونده با ظرفیت حدود 220 هزار بشکه در روز در مخازن شادگان، منصوری آسماری و اهواز بنگستان نیز در حال پیگیری است.
برنامه های یک ساله تولید بر اساس میزان تحقق الزام ها و فرضیات برنامه های پنج ساله در کوتاه مدت در مدیریت فنی تهیه و ارائه می شوند. بازه زمان اجرای برنامه های یک ساله از ابتدای فروردین ماه تا پایان اسفند ماه همان سال است که این برنامه های اجرایی برای هر سال معمولا در اواخر سال قبل تعریف و برای تصویب در هیئت مدیره شرکت نفت ارسال می شود.
تعریف کلیه فعالیت های زیرزمین در سه قالب چاه های توسعه ای، تعمیری و ترمیمی با دبی متناسب با تاسیسات فرآورشی در دسترس، صورت می گیرد. در سال 1401 میزان فعالیت های افزایشی حدود 400 هزار بشکه در روز و کاهش ها 330 هزار بشکه در روز پیش بینی شده بود که به دلیل مشکلات جابه جایی و برپایی دکل های حفاری، آماده نبودن برخی کالاها و مواد حفاری و عدم راه اندازی چاه ها و پروژه های طرح 28 مخزن بخشی از آن محقق نشد.
برای امسال چه میزان افزایش تولید در برنامه قرار دارد؟
بر اساس برنامه ریزی تلاش می شود تا افزون بر جبران کاهش های ظرفیت تولید، حدود 30 هزار بشکه در روز نسبت به ابتدای سال افزایش داده شود. برای تحقق این میزان افزایش ظرفیت تولید 58 هزار بشکه در روز به وسیله چاه های توسعه ای جدید و 143 هزار بشکه در روز چاه تعمیری و 257 هزار بشکه نفت از محل فعالیت های ترمیمی چاه افزایش تولید خواهیم داشت. از سال 1397 تغییر روش محسوسی در مصوبات مربوط به برنامه های تولید از سوی شرکت ملی نفت داده شد. از آن سال مجوز حفاری چاه جدید و تعمیر چاه های موجود به جز چاه های دارای قید ایمنی به مناطق داده نشد و کلیه فعالیت های مذکور به طرح 28 مخزن منتقل شد. با توجه به عدم آمادگی شرکت های پیمانکار در طرح 28 مخزن، توان تولید مناطق در سال 1397 به میزان بی سابقه 57 هزار بشکه در روز کاهش یافت. از یک سو بخش زیادی از کالاهای حفاری موجود در انبار مناطق به منظور رفع نیازهای کالایی طرح 28 مخزن در اختیار پیمانکاران طرح قرار گرفت و بخش دیگری صرف تعمیر چاه های تعمیری با قید ایمنی در مناطق شد و از سوی دیگر مجوز تامین کالا و مواد برای حفاری چاه های جدید و تعمیر چاه های موجود به مناطق نفت خیز داده نشد. نتیجه این سیاست خالی شدن انبارها از کالا شد؛ به گونه ای که به تدریج در سال گذشته که مجوز تعمیر چاه های موجود و امسال که مجوز حفاری چاه جدید داده شد، با کمبود کالای حفاری رو به رو شده ایم. البته خوشبختانه تامین کالاهای مورد نیاز حفاری از سال گذشته در دستور کار همکاران مدیریت تدارکات و امور کالا قرار گرفته، اما به هر حال فرآیندی زمانبر است. بخشی از دلایل محقق نشدن برخی تعهدات تولیدی در سال گذشته مربوط به کمبود کالاهای حفاری و انتظارات دکل ها برای تامین کالاهای مورد نیاز حفاری بوده است. چنانچه کاهش های تکلیفی نبود و نیاز به تولید حداکثری بود، قطعا کشور در تامین نفت دچار مشکل و بحران می شد.
ضریب کنونی برداشت از مخازن شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب چه میزان است؟
هم اکنون ضریب برداشت از مخازن شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب حدود 28 درصد است که رقمی متوسط محسوب می شود، چون ما مخازنی داریم که حدود 60 درصد ضریب بازیافت دارند.
ضریب بازیافت از مخازن تابع عوامل مختلفی است که از جمله می توان به نوع سنگ و سیال مخزن و سازوکارهای تولید اشاره کرد. به عنوان مثال ضریب بازیافت اهواز آسماری 57 درصد برآورد شده؛ در حالی که ضریب بازیافت برای مخزن بنگستان همین میدان که در عمق پایین تری قرار گرفته، کمتر از 10 درصد است.
اهواز بنگستان به عنوان بزرگ ترین مخزن بنگستانی با بیش از 37 میلیارد بشکه نفت درجا کاندید تزریق آب به صورت پایلوت است و تاکنون فعالیت های زیادی در این خصوص صورت گرفته است و امید می رود با پایان مطالعات آن در سال آینده پروژه پایلوت تزریق آب به این مخزن آغاز شود.
با این اقدام چه میزان ضریب بازیافت افزایش خواهد داشت؟
پیش بینی می شود با انجام پروژه تزریق آب در این مخزن، ضریب بازیافت آن به دوبرابر میزان کنونی افزایش پیدا کند. در صورت موفقیت در انجام پروژه پایلوت در بخشی از مخزن، تزریق آب دربخش های دیگر مخزن نیز برنامه خواهد شد. اگر تزریق آب در این مخزن موجب افزایش ضریب بازیافت شود، پروژه های تزریق آب در دیگر مخازن بنگستانی با هدف افزایش ضریب بازیافت برنامه خواهد شد و حجم قابل توجهی به ذخایر قابل برداشت افزوده می شود.
به عنوان موضوع پایانی با این فعالیت های در حال انجام، به عنوان مدیر امور فنی بزرگ ترین شرکت تولید کننده نفت ایران، توانمندی های داخل را چگونه می ارزیابی می کنید و چه میزان نیاز به شرکت های خارجی احساس می شود؟
مهم ترین دلیل همکاری با شرکت های خارجی، تأمین منابع مالی است، بودجه شرکت ملی نفت ایران برای توسعه میدان ها کفاف هزینه های سنگین توسعه میادین را نمی دهد.
اگر تأمین مالی صورت بگیرد، مشکلی برای توسعه میدان های نفتی نداریم و فناوری های جدید مورد نیاز را از طریق خرید خدمات تامین می کنیم. نکته دیگر اینکه توسعه میدان ها و انجام فعالیت های سنگین عملیاتی برای تولید از مخازن نیازمند داشتن اختیارات وسیع برای تصمیم های فوری مدیریتی است که در برخی موارد با استفاده از قانون مناقصات برای انجام آنها در تضاد است.
نظر شما