سورنا فایل

مرجع دانلود فایل ,تحقیق , پروژه , پایان نامه , فایل فلش گوشی

سورنا فایل

مرجع دانلود فایل ,تحقیق , پروژه , پایان نامه , فایل فلش گوشی

مقاله عوامل مؤثر بر میزان تعهد سازمانی کارکنان شرکت گاز

اختصاصی از سورنا فایل مقاله عوامل مؤثر بر میزان تعهد سازمانی کارکنان شرکت گاز دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

مقدمه

تعهد سازمانی یک نگرش مهم شغلی و سازمانی است که در طول سال‌های گذشته موردعلاقه بسیاری از محققان رشته های رفتار سازمانی و روان‌شناسی خصوصاً روان‌شناسی اجتماعی بوده است (رکنی نژاد، 1386). این نگرش در طول سه دهه گذشته دستخوش تغییراتی شده است که شاید عمده ترین این تغییر در قلمرو مربوط به نگرش چند بعدی به این مفهوم تا نگرش یک بعدی به آن بوده است.( همان) همچنین باتوجه به تحولات اخیر در حیطه کسب و کار از جمله کوچک سازی‌ها و ادغام‌های شرکت‌ها در یک‌دیگر عده ای از صاحب‌نظران را بر آن داشته تا اظهار کنند که اثر تعهد سازمانی بر دیگر متغیرهای مهم در حوزه مدیریت از جمله ترک شغل، غیبت و عملکرد کاهش یافته است و به همین جهت بــررسی آن بی مورد است (ساقروانی ،1388). اما عده ای دیگر از محققان این دیدگاه را نپذیرفته و معتقدند که تعهدسازمانی اهمیت خود را از دست نداده است و همچنان می تواند موردتوجه قرار گیرد (فرهنگی ،1384).باتوجه به برخی اختلاف نظرها درباره میزان تاثیر تعهد سازمانی بر رفتار کارکنان در سازمان ، بررسی موضوع میزان تعهد سازمانی کارکنان شرکت گاز مشهد برای مدیران این سازمان ضروری به نظر می رسد. زیرا این شرکت دارای شعبات متعددی در سطح استان وکشور می باشد ودرجهت کوچک سازی وادغام گام برمی‌دارد و نیز پیوند نزدیکی با شرکت‌های خصوصی دارد. لذا مدیران شرکت گاز علاقمند به دانستن میزان تاثیر تعهد سازمانی بر رفتارکارکنان وعوامل مؤثر برآن در سازمان هستند. پرسش های اساسی دراین مقاله این است که میزان تعهد سازمانی کارکنان شرکت گازچقدراست؟ چه عواملی بر میزان تعهد سازمانی تاثیر دارد؟می توان انتظارداشت که نتایج تحقیق درپاسخ به این پرسش‌ها مدیران را دربهبود رفتار سازمانی کارکنان کمک نماید. درتحقیقات انجام شده درباره سازمان، سه نگرش عمده بیشترین توجه را از سوی محققان به خود جلب کرده است. این سه نگرش عبارتند از: ۱ –رضایت شغلی ۲ – وابستگی شغلی ۳ – تعهد سازمانی (رکنی نژاد ، 1386). تعهدسازمانی مانند مفاهیم دیگررفتارسازمانی به شیوه های متفاوت تعریف شده است .معمولی ترین شیوه برخورد با تعهد سازمانی آن است که تعهد سازمانی را نوعی وابستگی عاطفی به سازمان درنظر می گیرند. براساس این شیوه ، فردی که به شدت متعهد است هویت خود را از سازمان می گیرد، در سازمان مشارکت دارد و با آن درمی آمیزد و ازعضویت در آن لذت می برد (ساروقی ، 1375).

تعدا صفحات 27

فرمت ورد  قابل ویرایش


دانلود با لینک مستقیم


مقاله عوامل مؤثر بر میزان تعهد سازمانی کارکنان شرکت گاز

مقررات ملی گاز

اختصاصی از سورنا فایل مقررات ملی گاز دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

مقررات ملی گاز


مقررات ملی گاز

فایل حاوی 37 صفحه می باشد.

 


دانلود با لینک مستقیم


مقررات ملی گاز

مقاله درباره فرایندهای جوشکاری قوسی با محافظت گاز و قوس تنگستن با محافظت گاز خنثی

اختصاصی از سورنا فایل مقاله درباره فرایندهای جوشکاری قوسی با محافظت گاز و قوس تنگستن با محافظت گاز خنثی دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

مقاله درباره فرایندهای جوشکاری قوسی با محافظت گاز و قوس تنگستن با محافظت گاز خنثی ،فرمت ورد،13 صفحه

فهرست:

فرایند های جوشکاری قوسی با محافظت گاز

فرایند جوشکاری قوس تنگستن با محافظت گاز خنثی : (GTAW)

مقدمه

اصول فرایند جوشکاری GTAW

تجهیزات فرایند GTAW

تجهیزات

خوردگی بین دانه ای

جلوگیری از حساس شدن

خوردگی تنشی شکافی

اثر افزودن عناصر آلیاژی

اثرات کرم

اثرات نیکل

اثرات آلومینیوم

اثرات سیلیسیم

تاثیر آلاینده های گازی

بخار

پودر شدن فلز

محیط های حاوی گاز مختلط

محصولات احتراق

 خاکسترها

مقدمه:

فرایند های جوشکاری قوسی با محافظت گاز : حرارت جوش از قوس الکتریکی تامین شود.

فرایند جوشکاری قوس تنگستن با محافظت گاز خنثی : (GTAW)

در صنعت جوش آرگون می گویند . در این دسته از فرایندها نیز حرارت لازم جهت اتصال قطعات از طریق قوس الکتریکی تامین می شود و تفاوت آن با روش های قبلی اینکه منطقه جوش و نوک الکترود یک گاز خنثی حفاظت می شود .

مقدمه:

بعد از جنگ جهانی دوم حدوداً در سال 1941 این روش مورد توجه قرارگرفت و در سال 1945 برای اتصال قطعات کوچک آلومینیوم هواپیما استفاده شد. در این روش از الکترود مصرف نشدنی تنگستن برای ایجاد قوس استفاده می شود.

اصول فرایند جوشکاری GTAW

در این فرایند از الکترودهای مصرف نشدنی تنگستن برای ایجاد قوس الکتریکی استفاده می شود و برای حفاظت جوش از گاز آرگون ،‌هلیوم و یا مخروطی از آن دو استفاده می شود. قوس الکتریکی بین الکترود تنگستن و قطعه کار ایجاد می گردد و دمای بسیار بالای نزدیک C° 6000 ایجاد می شود. حرارت حاصل با ذوب لبه های اتصال حوضچه های جوش را ایجاد می کند.

با حرکت الکترود و اشکال حوضچه ی جوش و انجماد مذاب قبلی امکان اتصال حاصل می گردد. در این روش برای امکان اتصال قطعات نازک نیازی به فیلتر نبوده و برای قطعات ضخیم از فیلر استفاده می شود. برای استفاده از فیلر حتماً بایستی نوک فیلر در حوضچه ی جوش قرار گیرد و در آنجا ذوب گردد نوک الکترود تنگستن از شیپوره بیرون زده و در حدود 4-3 میلی متر از شیپوره بیرون است .

تجهیزات فرایند GTAW

از جریان های DceN استفاده بیشتر می شود.

در این فرایند از هر دو جریان Ac  و Dc استفاده می شود و از ترانس فورماتور رکستی فایر نیز می توان استفاده کرد. از آمپراژ 800 تا 5 آمپر استفاده م شودکه آمپراژهای پایین از قطعات نازک و ‌آمپراژ بالا برای قطعات ضخیم تر استفاده می شود.

تجهیزات

  • مولد قدرت          
  • مجموعه کنترل کننده
  • سیستم پیشروی الکترود سیستم تغذیه سیم سیم جرقه فرکانسی بالا سیستم گاز محافظ سیستم تغذیه
  • واحد تامین گاز محافظ : کپسول گاز رگولاتور یا تنظیم کننده فشار ظوقتر (شیشه ای یا پلاستیکی که حامل ساچمه است ) و شلنگ های اتصار گاز به toch
  • سیستم خنک کننده : برای آمپراژ پایین توسط هوا و برای آمپراژ بالا با استفاده ازآب خنک می شود.
  • مشعل : در جوشکاری GTAWنگهدارنده الکترود و گاز محافظ و انتقال دهنده جریان است . و در واقع نقشی مشابه انبر الکترود در جوشکاری SMAW دارد.

(بدنه لوله مسی نگهدارنده مشعل نازل (شیپوره) سرامیک الکترود تنگستنی )

الکترود تنگستن : الکترود بخشی از مشعل است که قوس الکتریکی را ایجاد می کند (با قطعه کار ) تنگستن به دلیل نقطه جوش بالا (حدوداً 3000 ) و خاصیت ترمویونیک خوب به عنوان الکترود در GTAWاستفاده می شود. در دسته ای الکترودها حدود 2% - 1% tho2 یا 2ro2 اضافه میکنند که اولاً به یونیزاسیون گاز کمک می کند و مقاومت ذوب شدن و اکسیداسیو را نیز افزایش می دهد. قطر الکترود تنگستن بسته به شدت جریان است که از چند میلی متر تا mm8 متغیر است .

I#

زاویه نوک الکترود تنگستن به عمق نفوذ و تمرکز قوس بسیار موثر است .

6-6-1 خوردگی بین دانه ای

شکل 6-47 نشان دهندة ظاهر یک جوش است که تحت حمله بین دانه ای در HAZ قرار گرفته است . در سطح جوشی که در معرض محیط خورنده است ، اغلب یک ناحیه خطی از حمله ، که موازی با مرز ذوب می باشد به چشم می خورد که گاهی «مسرهای واگنی »[1] نامیده می شوند. آنها متقارن و در هر طرف از جوش موازی هستند. در سطح مقطع ، حمله شدید (یا «پوسیدگی » جوش [2]) می تواند در طول باند حساس شده در HAZ مشاهده شود. توجه کنید که این باند با کمی فاصله از مرز ذوب است و این ناشی از این حقیقت است که رسوب گذاری کاربیدی که منجر به حساس شدن می شوند در محدوده دمای 600 تا C° 850 ( F° 1560 1110) رخ می دهد . در بالای این محدوده دمایی ، کاربیدها دوباره به شکل محلول در ‌آمده و در نتیجه ناحیه مجاور مرز ذوب تقریباً آزاد از کاربیدها است (فرض می شود که سرعت های سرد شدن برای متوقف کردن رسوب گذاری کاربیدها در طی سرد کردن به قدر کافی سریع می باشد).

در HAZ بیشتر فولادهی زنگ نزن آستنیتی ، کاربیدهای غنی از کرم M23C6 ترجیحاً‌در طول مرز دانه ها شکل می گیرند ، که در شکل 6-48 نشان داده شده است . این موضوع منجر به یک ناحیه تخلیه شده از کرم در طول مرزدانه ها می شود که «حساس » به حمله خوردگی است . به همین دلیل عبارت حساس شدن اغلب استفاده می شود تا شرایط متالوژیکی که منجر به حمله بین دانه ای می گردد را بیان نماید. استثنایی در این مورد ،‌ انواع فولاد زنگ نزن پایدار شده حاوی Nb و یا Ti(نظیر انواع 347 و 321 ) می باشد . در این فولادها Nb و Ti کربن را به شکل کاربیدهای پایدار نوع MC در آورده و تشکیل کاربیدهای M23C6 را در مرز دانه ها به حداقل می رسانند.

خوردگی بین دانه ای ، ناشی از رسوب گذاری موضعی کاربیدهای غنی از کرم و یا کربونیتریدها در مرز دانه ها می باشد. این رسوب گذاری نیاز به نفوذ کم دامنه [3] کرم از زمینه مجاور وی ایجاد یک ناحیه تخلیه شده از کرم در اطراف رسوب دارد ، که در شکل 6-49 نشان داده شده است . این پدیده مقاومت به خوردگی موضعی ریزساختارها را کاهش داده و حمله به ناحیه مرزدانه ای را تسریع می کند. همانگونه که در مقطع متالوگرافی شکل 6-49 نشان داده شده است درمحیط های خورنده خاص ، این اثر در مرز دانه ، یک «حفره» موضعی است . در بسیاری ازموارد ، دانه ها در حقیقت ، به خاطر حمله و انحلال کامل مرز دانه از ساختار جدا و خارج می شوند.


[1]- wagon Tracks

[2]- Weld Decay

[3]- Short – rang Diffusion


[1] Stress – corrosion Cracking


دانلود با لینک مستقیم


مقاله درباره فرایندهای جوشکاری قوسی با محافظت گاز و قوس تنگستن با محافظت گاز خنثی

پایان نامه حقوقی موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

اختصاصی از سورنا فایل پایان نامه حقوقی موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

پایان نامه حقوقی موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان


پایان نامه حقوقی موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

پایان نامه حقوقی موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

تعداد صفحات: 131

فرمت: WORD و قابل ویرایش

فهرست مطالب

مقاله اول:نفت و توسعه، گزارش اهم فعالیت های وزارت نفت (1376-1379)، اداره کل روابط عمومی وزارت نفت، خرداد 1380.

  1. میزان ذخایر بالفعل و بالقوه نفت خام کشور و تاثیر تزریق گاز بر آنها
  2. سیاست های تزریق گاز و مقایسه ای از ذخایر نفت وگاز ایران با ذخایر نفت عربستان
  3. فقدان سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت وگاز
  4. سوابق استعماری
  5. مروری بر موقعیت صنعت نفت ایران در سال های قبل از انقلاب و نحوه مقاصد شرکت های عامل نفت

1-5.ایجاد محیط استعماری

2-5مقاومت ها و تلاش ها

3-5تغییر شرکت های عامل نفت به شرکت های خدمات ایران (OSCO)

  1. مروری بر 22 سال گذشته
  2. اولین پیشنهاد سرمایه گذاری در ایران از طرف شرکت ژاپنی جپکس
  3. عدم توفیق برنامه افزایش تولید
  4. قرارداد سیری-توتال
  5. قرارداد «الف» درود
  6. پروژه نوروز-سروش- شل
  7. پروژه سلمان
  8. پروژه مسجد سلیمان
  9. پروژه LNG
  10. پروژه ارتقاء سقف تولید به 5 میلیون بشکه در روز
  11. مقایسه قرارداد شرکت سابق خدمات نفتی ایران (osco) با قراردادهای بیع متقابل
  12. چگونه می توان سقف تولید فعلی را ثابت نگه داشت
  13. جمع بندی و نتیجه گیری

مقاله دوم: ضرورت تزریق گاز به میدان های نفتی.تحلیلی بر بخش بالادستی گزارش وزارت نفت تحت عنوان «نفت و توسعه-گزارش اهم فعالیت های وزارت نفت 1379-1376».

  1. ضرورت تزریق گاز به میدان های نفتی
  2. مبنای برنامه ریزی وزارت نفت
  3. روش اجرایی سیاست افزایش تولید و توسعه ظرفیت
  4. نگاهی به پروژه های انجام شده یا در دست انجام

1-4پروژه سیری <A> و <E>

2-4میدان درود

3-4میدان سروش-نوروز

4-4پروژه فروزان-اسفندیار

5-4پروژه سلمان

6-4پروژه پارس جنوبی

7-4پروژه مسجد سلیمان

8-4پروژه تبدیل میدان گازی سراجه جهت قله تراشی گاز تهران

5جمع بندی و نتیجه گیری

منابع اصلی

1. میزان ذخایر بالفعل و بالقوه نفت خام کشور و تاثیر تزریق گاز بر آنها

میزان ذخایر« نفت خام در جای» کشور حدود 450 میلیارد بشکه تخمین زده می شود. از این میزان، تا پایان سال 1380 جمعاً حدود 54 میلیارد بشکه از مناطق خشکی و دریایی برداشت شده است.

میزان ذخایر بالفعل نفت خام کشور با توجه به ذخایر کشف شده جدید، حدود 37 میلیارد بشکه است. این رقم بر اساس گزارش های ارائه شده از مناطق خشکی و اطلاعات نگارنده از مناطق دریایی است. ارقام رسمی ارائه شده  با توجه به حجم میعانات گازی و حجم نفت خام بالقوه از حدود 92 میلیارد بشکه تا 130 میلیارد بشکه بوده است.

میزان ذخایر بالقوه نفت خام ( برداشت ثانویه) کشور حدود 50 میلیارد بشکه است. این رقم، حدود 5 میلیارد بشکه نفت قابل بهره برداری- که در 50 تاقدیس شناخته شده کوچک، واقع شده است ـ را شامل می­شود که هنوز حفاری اکتشافی در آنها شروع  نشده است؛ 45 میلیارد بشکه دیگر نیز در مخازن نفتی شناخته شده واقع شده است.

تنها راه بالفعل نمودن حدود 45 میلیارد بشکه نفت موجود در مخازن ایران، تزریق گاز به میزان لازم و کافی در آنهاست. میزان گاز مورد نیاز جهت تزریق در این مخازن به منظور بالفعل نمودن این ذخایر، حدود 20 میلیارد پای مکعب در روز است. چنین حجمی از گاز مورد نیاز را می توان از ذخایر پارس جنوبی، پارس شمالی ( مخازن گاز کشف شده G و F واقع در خلیج فارس)، گازهای همراه که قسمت اعظم آن سوخته می شود و سایر مخازن گاز ایران تامین نمود. بر اساس محسبات مهندسی مخازن انجام شده قبل و بعد از انقلاب، به ازای تزریق 5/2 تا 4 هزار پای مکعب گاز می توان یک بشکه نفت اضافی از مخازن نفتی ایران به دست آورد.

بنابراین اگر قیمت نفت را حدود 24 دلار برای هر بشکه فرض نماییم « قیمت سایه ای» هزار پای مکعب گاز، حدود 6 تا 10 دلار است. قیمت گاز صادراتی ایران به ترکیه بر اساس قیمت نفت 24 دلار، کمتر از 3 دلار برای هر هزار پای مکعب در نظر گرفته شده است، ضمن آنکه فاصله آن حدود 1000 کیلومتر دورتر از محل تزریق است. علاوه بر این، باید به این نکته توجه کرد که گاز تزریقی برای نسل های آینده باقی خواهد ماند.

ملاحظه می شود که تزریق گاز در مخازن نفتی، با صرفه ترین نحوه استفاده از آن است. در عین حال، این روش از نظر اصول، تنها راه صیانت از مخازن نفتی و تبدیل نفت بالقوه به نفت بالفعل برای نسل­های آینده کشور است.

سیاستهای تزریق گاز و مقایسه­ای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان

ذخایر واقعی نفت عربستان حدود 200 میلیارد بشکه است، در حالی که ذخایر نفت و گاز ایران 37 میلیارد بشکه نفت بالفعل و 50 میلیارد نفت بالقوه و حدود 800 تریلیون پای مکعب گاز را شامل می­شود. در نتیجه، مجموع حجم نفت و گاز ایران حدود 220=133+37+50 میلیارد بشکه ( معادل نفت خام) است. در صورتی که فرض شود ایران روزانه به طور متوسط 5/3 میلیارد بشکه نفت و عربستان به طور متوسط روزانه حدود 10 میلیون بشکه نفت بهره­برداری می کند در نتیجه در 15 سال آینده، ذخایر نفت ایران در حدود 201=19-220 میلیارد بشکه و ذخایر نفت عربستان حدود 145=55-200 میلیارد بشکه خواهد بود.

ملاحضه می شود که در 15 سال آینده، ایران در مقام اول و عربستان در مقام دوم از نظر ذخایر نفت و گاز در خاورمیانه خواهند بود. لازم به تذکر است ذخایر گازی که احتمالاً در عربستان در فرایند اکتشاف تولید خواهد شد، به مصارف داخلی، شامل تولید برق و تهیه آب آشامیدنی ( شیرین سازی آب) خواهد رسید. ایران نیز امکان کشف ذخایر گازی جدید را داراست.

اعتبار سیاسی در منطقه بدون امکانات و توانایی اقتصادی ممکن نیست. از طرف دیگر تقاضای گاز در جهان در 15 سال آینده به نحو شدیدی افزایش خواهد یافت علت این امر کمبود عرضه نفت در برابر تقاضا از یک طرف و بالا رفتن روند مصرف گاز در سال­های آینده می­باشد. بنابراین ارزش گاز در آن زمان به میزان بیشتری در مقایسه با ارزش فعلی آن  ـ یعنی هزار پای مکعب گاز معادل حرارتی یک ششم قیمت یک بشکه نفت ـ خواهد رسید. ضمن آنکه باید توجه داشت که ما نمی توانیم هم روزانه 20 میلیارد پای مکعب گاز در مخازن خود تزریق کنیم و هم حجم قابل ملاحظه ای از گاز را صادر نماییم.

در این جا لازم است توضیح داده شود که 800 تریلیون پای مکعب ذخایر گاز ایران، گازهای همراه نفت و کلاهک گازی مخازن نفتی و مخازن مستقل گازی را شامل می شود. حجم گازهای همراه با میزان نفت استخراجی متناسب است. بنابراین تنها از میدانهای مستقل گازی است که می توان با حجم بالایی گاز استخراج نمود.

باید توجه داشت که در کشورهای غربی از هم اکنون برنامه تامین انرژی مصرفی خود را 25 سال آتی، برنامه ریزی می کنند. بنابراین باید راه­های موجود و مطمئن تامین آن را با کم ترین قیمت ممکن بررسی و برنامه ریزی نمایند. لذا تامین منابع گازی غرب از سال 2015 به بعد ایجاب می کند که ایران موضوع تزریق گاز را در مخازن خود فراموش نموده و از هم اکنون در راه صادرات گاز به کشورهای همسایه اقدام کند.

برنامه ریزی شرکت های خارجی در تزریق آب به مخازن سیری، درود، سروش، نوروز، سلمان و غیره به جای گاز، از نمونه های روشن در راستای چنین سیاستی است. این در حالی است که بالاتر بودن ضریب بازدهی نفت از طریق تزریق گاز در مخازن مختلف جهان در مقایسه با آب به اثبات رسیده است.متخصصان شرکت « توتال ـ فیناـ  الف» و « شل» در مقالات مختلف خود از طریق کارهای آزمایشگاهی و عملی نشان داده اند. که حتی تزریق هوا در مخازنی که شبیه مخازن  ایران است در مقایسه با تزریق آب از بازدهی به مراتب بیش تری برخوردار است. با وجود این، سیاست همین شرکت ها در تجویز تزریق آب به مخازن ایران در چارچوب قرارداد های بیع متقابل، موجب شده است که گاز آن مخازن سوزانده شود. مثلاً در حالی که شرکت نفت توتال در مخزن « ابوالبخوش» ابوظبی گاز تزریق می کند، با تزریق آب در میدان سلمان موافقت شده است، در حالی که این دو مخزن  (ابوالبخوش و سلمان) در واقع مخزنی مشترک و با موقعیتی کاملاً مشابه است. متاسفانه قرار است گاز طبقه خوف میدان سلمان جهت فروش به ناحیه عسولیه منتقل شود و در مقابل، آب به مخزن سلمان تزریق گردد! همچنین متاسفانه در حال حاضر میدان های سروش و نوروز از طریق آب روانی و تزریق آب، بهره­برداری می شود و گاز آنها به جزیره خارک جهت فروش منتقل می گردد! سایر پروژهای بیع متقابل نیز عمدتاً چنین نقایصی دارند.

فقدان سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز

متاسفانه نه قبل و نه بعد از انقلاب، کوششی جدی برای طراحی سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز کشور صورت نگرفته است. کشور ما از این بابت، فرصت های زیادی را از دست داده و ضررهای هنگفتی را تحمل نموده است، به عنوان مثال، عدم برنامه ریزی جهت جلوگیری از انعقاد قرارداد ارسال گاز قطر به دبی ـ که چندین سال قبل از شروع آن، نگارنده مراتب را به استحظار مقامات وقت رساندم ـ نمونه ای از این موارد است. در آن گزارش نحوه جلوگیری از قرارداد مذکور را از طریق فروش گاز میدان سلمان ( در مقابل گاز میدان قطر) که با سرمایه گذاری کمتری قابل اجرا بود، پیشنهاد نمودم، اما متاسفانه اقدامات مقتضی صورت نگرفت. همین امر موجب شد که ارتباط شیخ نشین های منطقه که همیشه با یکدیگر در زمینه ارسال گاز اختلاف داشتند، بهبود یابد؛ به گونه ای که با ارسال گاز قطر به آن کشور، ضمن بهتر شدن روابط، به برداشت سهمیه بیش تر قطر از میدان گازی مشترک با ایران نیز کمک شد.

لذا باید تردید داشت که برنامه ریزی سیاسی، فنی و اقتصادی انرژی در کشورمان به معنی واقعی آن وجود داشته باشد. فروش گاز به کشورها همسایه و نزدیک مانند ترکیه، هند و پاکستان بدون توجه به احتیاجات داخلی و بدون برنامه ریزی سیاست انرژی منطقه ای و جهانی اتخاذ شده است. فقدان چنین سیاستهایی موجب می شود که نتوان ذخایر بالقوه نفت ایران را به ذخایر بالفعل تبدیل کرد. بدیهی است در چنین وضعیتی، کشور ما از صادر کننده نفت به صادر کننده گاز تبدیل خواهد شد که طبعاً هزینه ها و اثراتی بسیار سنگین برای نسل های آینده به دنبال خواهد داشت.

سوابق استعماری

در دوران قاجار، سفرای کشورهای بزرگ غربی سیاست های استعماری خود را از نزدیک در ایران پیاده کردند، ولی امروزه تحمیل سیاست های مورد نظر غرب به کشورهای در حال توسعه به شیوه ها و طرق پیچیده تری انجام می پذیرد. این ابزارها عبارتند از:

  1. فن آوری پیشرفته و تحمیل آن به جهان سوم.
  2. قدرت مالی وسیع.
  3. برنامه ریزی سیاسی ـ اقتصادی بلند مدت و پیگیری آن از طرق مختلف.
  4. استفاده از وسایل ارتباط جمعی.
  5. استفاده از تضادهای منطقه­ای و تهدید و تشویق کشورهای ضعیف.
  6. استفاده از نهادهای بین المللی مانند حق وتو جهت اعمال و پیاده نمودن سیاست های سلطه اقتصادی و سیاسی.
  7. استفاده از وسایل پیشرفته فضایی برای کسب اطلاعات.
  8. استفاده از عدم آشنایی به مسائل برنامه ریزی بسیار کلان اقتصادی ـ فنی ـ سیاسی به وسیله ایجاد رقابت بین کشورهای صادر کننده نفت و گاز.

دانلود با لینک مستقیم


پایان نامه حقوقی موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

زخایر زیر زمینی نفت و گاز

اختصاصی از سورنا فایل زخایر زیر زمینی نفت و گاز دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

زخایر زیر زمینی نفت و گاز


زخایر زیر زمینی نفت و گاز

ذخائر زیر زمینی نفت و گاز

سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد. درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار میگیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است

گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند. گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج میگردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.

استخراج گاز

در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج مینمایند .

1 چاههای مسقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی نار و کنگان خانگیران - تابناک- حوزهای شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره . 2 چاههای نفت - از قبیل میادین اهواز آغاجاری مارون - گچساران بی بی حکیمه

  • رامشیر و غیره .

  ترکیبات گاز طبیعی خام

1 - گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج میگردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان بوتان - و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است . این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته میگردند گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز میباشد. گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن - ماسه و آب شور بهمراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا میگردند.

  دستگاههای گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب موجود در گاز میگردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده مینمایند.

  2 - گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج میگردد. الف - در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد. ب - در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .

  مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی

گاز طبیعی(متان CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ بدون بو و سبکتر از هوا میباشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید میباشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد مینماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه میباشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی میباشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را سنگینتر و ارزش حرارتی آن افزونتر میسازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد

گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد میباشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمیگردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب بهمراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی میباشد . در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره 3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق می توان از آن به عنوان سوخت برتر - ایمن و سالم در محیطهای خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و محدود میباشند استفاده نمود

دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت میگیرد.

  یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب میباشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد. فرآورش گازطبیعی

مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 میباشد را بعنوان محصول نهائی پالایش نمود, صمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبشمار میایند جداسازی میگردند

تفکیک گاز و نفت

گاز همراه با نفت

گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.بعلت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم

  عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبکتر و گازی تفکیک مینماید صورت میگیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.

  این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله بمخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز میباشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی میباشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

  گاز محلول در نفت خام

در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود در سر چاه از نفت جدا میگردد و سپس این دو گروه از هیدروکربنها برای فرآورش بیشتر هر یک به مجاری مخصوص بخود فرستاده می شوند. 1 تفکیک مایعات گازی

این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام میباشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب مینماید و نهایتا در فرایند سوم عناصر تشکیل دهنده و گرانبهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آنکه میتوان فرآورده های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از

  • 1 اتان - ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ایی با ارزش بیشتر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان میباشد که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای 4و5 پارس جنوبی بکارگرفته میشود 1- 2 گاز مایع (LPG) گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را میتوان با پالایش نفت خام نیز بدست آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی) نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG) که مصارف سوختی در خودرو (کمتر) و در منازل (بیشتر) دارد متغیر بوده بطوری که در فصل گرم پروپان کمتر و در فصل سرد پروپان بیشتر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبکتر بودن باعث تبخیر بهتر سوخت میگردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین 10 الی 50 درصد متغیر است .

  1- 3 کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H10 مولکولهایی دارای اتمهای کربن بیشتر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل میگردند. این ترکیبات را میتوان بمنظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و بمحض تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند. ولی این گروه از هیدرکربورها بلحاظ ارزشمندی بیشتری که نسبت به دیگر محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوختهایی تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاههای نفت از پالایش نفت خام حاصل میگردید ولی اینبار همراه با مزیتهایی که خواهد آمد . با توجه به اینکه پالایشگاه 500 میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین مینماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای پارس جنوبی و دیگر پالایشگاههای گاز کشور حاصل میگردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت میباشد .

1 - تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت. 2 - بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل میگردد . 3 در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت میتوان محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود . 4 - هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است

5 - میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف میرسد. 6 - درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال 1390 نیازی به واردات بنزین نخواهد بود

درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر میگردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان میباشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند

هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه 260 هزار بشکه نفت خام و 20 هزار بشکه مایعات گازى را فرآورش میکند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت 360 هزار بشکه احداث میگردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت به پایان رسیده است

قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه 20 ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های نفتی همچون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در سال 1380طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (1380 ) مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح های پالایش گاز شرکت ملی گاز ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبر ها حکایت از راه اندازی این تاسیسات دارد . 2- حذف دی اکسیدکربن و سولفور

بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت میگیرد که شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط مقادیر متفاوتی از این دو ماده را شامل میگردد. فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن را میتوان سوزاند و از گوگرد نیز صرفنظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست میگردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن ((H2S قرار داردحا ل چنانچه میزان سولفید هیدروژن موجود از مقدار 7/5 میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق میگردد. وچنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمیباشد. سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال، گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه میسازد. تکنیکهای مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم به «فرایند آمین» که متداولترین نوع در عملیات شیرین سازی میباشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین میباشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده میگردد.

  گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده میشود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث میگردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی میگردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی هایی از خود بجا میگذارد که اجتناب ناپذیر میباشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنشهای گرمایی بنام فرایند کلاوس سولفور موجودرا بصورت مایع آزاد مینماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار میشود این فرایند تا 97 درصد سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت مینماید. این ماده که سولفور پایه نامیده میشود بشکل پودر زرد رنگ بوده و آن را میتوان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمو د. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد . مرکاپتان ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار میباشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی های مشترکین فاقد هشدار دهنده های نشت گاز میباشد ضرورتآ و به همین منظور مقدار اندکی از آن که منجر به ضایعات در خطوط لوله نگردد را درترکیب گاز بجا میگذارند تا بکمک این مواد بودار (بوی تخم مرغ گندیده ) مصرف کننده از وجود نشتی در لوله های گاز آگاه گردد. در همین رابطه در ایستگاههای CGS نیز بطور جداگانه مقداری مرکاپتان به جریان گاز تزریق میگردد . گاز میادین پارس جنوبی نار و کنگان سرخس و گاز همراه میدان آغاجاری از نوع ترش بوده و لذا حاوی مقدار معتنابهی گوگرد میباشد.

  گاز میادین تابناک - شانون، هما، وراوی و گاز همراه میادین مارون و اهواز از نوع شیرین بوده و طبعا بعلت فقدان گوگرد و حذف فرایندهای مربوطه نسبت به گار میادین دیگر با ارزشتر میباشد.

3- نم زدایی یا رطوبت زدایی

3 1 - رطوبت زدایی با محلول گلایکول

علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش های جداسازی ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. در حالیکه بخار آب موجود در محلول گاز میبایست طی فرایندی بسیار پیچیده تحت عنوان عملیات نم زدایی و یا رطوبت زدایی از گازطبیعی تفکیک گردند .

در این فرایند بخار آب متراکم و موجود در سطح توسط ماده نم زدا جذب و جمع آوری میگردد. نوع متداول نم زدایی جذب (absorption) با عنوان نم زدایی گلایکول که ماده اصلی این فرایند میباشد شناخته می شود. در این فرایند، از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. دراین نوع فرایند اغلب از دو محلول گلایکول باسامی دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) استفاده میگردد.

خواص ملکولی ماده گلایکول شباهت بسیاری با آب دارد لذا چنانچه در تماس با جریانی از گازطبیعی قرار گیرد، رطوبت آب موجود در جریان گاز را جذب و جمع آوری مینماید. ملکولهای سنگین شده گلایکول در انتهای تماس دهنده جهت خروج از نم زدا جمع و خارج میشو ند سپس گازطبیعی خشک نیزاز جانب دیگر به بیرون از نم زدا انتقال می یاید. محلول گلایکول را از میان دیگ بخار به منظور تبخیر نمودن آب محلول در آن و آزاد کردن گلایکول جهت استفاده مجدد آن در فرایندهای بعدی نم زدایی عبور میدهند. این عمل با بهره گیری از پدیده فیزیکی یعنی وجود اختلاف در نقطه جوش آب تا 212درجه فارنهایت (100 درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا 400 درجه فارنهایت صورت میگیرد.

3 2 رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد

رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند نیز با استفاده از روش جذب سطحی صورت میگیرد . جهت این کار به حداقل دو برج یابیشتر نیاز میباشد که بکمک یک ماده خشک کننده جامد شامل آلومینا یا ماده سیلیکاژل پرشده است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج ها، از بالا به پایین عبور داده میشوند. گازطبیعی دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت های موجود در جریان گازطبیعی به سطح ذرات ماده خشک کننده جذب میگردد و باتکمیل این فرایند تقریبا تمام آب توسط ماده خشک کننده جامد جذب شده و نهایتا گاز خشک از انتهای برج خارج شود. این نوع از سیستم نم زدایی از آنجاییکه در رابطه باحجم فراوان گاز تحت فشارهای بالا مناسب هستند معمولا در انتهای یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این سیستم نیز همانند گلایکول در روش اول ماده خشک کننده جامد بعد از اشباع شدن از آب جهت احیاء و استفاده های مکرر از سیستمهای گرمکن با درجه حرارت بالا جهت تبخیر بخار آب موجود در گلایکول بکار گرفته میشوند .

  گازطبیعی اینک با طی تمام مراحل تصفیه به طور کامل فرآورش و برای مصرف آماده گردید لذا در پایان با تقویت فشار آن تا حدود 1000 psi و پس از محاسبه حجم آن توسط سیستم اندازه گیری به خط لوله خروجی پالایشگاه هدایت و تحویل مدیریت منطقه عملیات انتقال گاز مربوطه میگردد.


دانلود با لینک مستقیم


زخایر زیر زمینی نفت و گاز