بازرسی فنی و ایمنی در صنعت نفت و گاز

سابقه اکتشاف نفت در ایران به حدود 4000 سال پیش می‌رسد ایرانیان باستان به عنوان مواد سوختی و قیراندود کردن کشتی‌ها ، ساختمانها و پشت بامها از این مواد استفاده می کردند نادر شاه در جنگ با سپاهیان هند قیر را آتش زد و مورد استفاده قرار داد در بعضی از معابد ایران باستان برای افروختن آتش مقدس از گاز طبیعی استفاده شده و بر اساس یک گزارش تاریخی یک درویش د

دسته بندی	نفت و گاز
بازدید ها	0
فرمت فایل	pdf
حجم فایل	4208 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	100

فروشنده فایل

کد کاربری 3230

تمام فایل ها

بازرسی فنی و ایمنی در صنعت نفت و گاز

فهرست مطالب

عنوان صفحه

مقدمه و تاریخچه .................... 1

فصل اول............................. 4

آشنایی باکدها و استانداردها......... 4

نتیجه گیری حداکثر پریود بین بازرسی ها... 8

استانداردهای پوشش................... 11

استانداردهای باز دارنده خوردگی...... 12

استاندارد آستری یا LINING............ 13

استاندارد ملاحظات خوردگی در طراحی.... 14

بازرسی فنی.......................... 16

تعریف بازرسی فنی.................... 16

خوردگی.............................. 16

زیان های خوردگی..................... 17

فصل دوم............................. 21

پایش خوردگی (CORROSION MONITORING) چیست؟ 21

تغییر مقاومت پلاریزاسیون............. 26

بازرسی عینی......................... 30

فصل سوم............................. 40

فصل چهارم........................... 48

حفاظت رویه بیرنی.................... 50

اثر توپکرانی (توپک های پاکسازی)..... 51

ترکیب دو رو پیگ رانی و زدودن شیمیائی پارافین 62

کنترل خوردگی داخلی.................. 64

فصل پنجم............................ 65

خوردگی خارج لوله.................... 67

خوردگی عمومی........................ 69

آزمایش خوردگی....................... 72

فصل ششم............................. 84

آرایش تحریک مجموعه مبدل ها.......... 88

دقت اندازه گیری عمق با توجه به ناصفای سطوح 89

منابع فارسی......................... 92

منابع انگلیسی....................... 93

مقدمه

تاریخچه نفت در ایران

کاوشهای باستان شناسی معلوم داشته که ساکنین کشور ما از 5 تا 6 هزار سال پیش قیر را بعنوان ملاط در ساختن عمارات و یا برای نصب و بهم چسباندن جواهرات و ظروف سفالین یا اندود کردن کشتی ها و غیره بکار می برده اند .

دو تن از مستشرقین بنام پروفسور هرتزفلد و پروفسور بیلی معتقدند که کلمة نفت از فعل ناب فارسی به معنی ضد رطوبت گرفته شده و در زبان اوستائی نیز نپتا بوده و گلدانیها و یهودیها و عربها آنرا از زبان مدیها گرفته و نفت خوانده اند .

در اوستا کتاب دینی زردشتیان نفت به معنای روغن معدنی آمده است ، تاریخ هرودت که 450 سال قبل از میلاد مسیح نوشته شده نشان میدهد که بهره برداری از نفت به همان صورت دو تا سه هزار سال از آن بوده و طی این مدت چندان تغییری نکرده است ، چون سرعت تحولات علمی در روزهای کهن بسی کندتر از امروز بوده است .

در دورة هخامنشیان از نفت برای ایجاد روشنائی و درمان برخی از ناخوشیها استفاده به عمل می آمده است . هرودوت ، مورخ یونانی در دوران باستان ، در کتاب خود چگونگی کندن چاه و استخراج و صاف کردن نفت را ایران شرح میدهد . به گفته او در اردریکا نزدیک شوش چاهی بوده که ایرانیان از آن سه ماده مختلف یعنی قیر و نمک و نفت استخراج می نموده اند . بدین نحو که چرخی بر سر چاه نصب میکردند و به کمک چرخ از آنجا فرآورده ها را بدرون حوضچه ای دیگر راه میدادند . پس از ته نشین شدن قیر و نمک ، نفت را از روی آن جدا می ساختند .

تاریخچه استخراج نفت

سابقه اکتشاف نفت در ایران به حدود 4000 سال پیش می‌رسد. ایرانیان باستان به عنوان مواد سوختی و قیراندود کردن کشتی‌ها ، ساختمانها و پشت بامها از این مواد استفاده می کردند. نادر شاه در جنگ با سپاهیان هند قیر را آتش زد و مورد استفاده قرار داد. در بعضی از معابد ایران باستان برای افروختن آتش مقدس از گاز طبیعی استفاده شده و بر اساس یک گزارش تاریخی یک درویش در حوالی باکو چاه نفتی داشته که از فروش آن امرار معاش می‌کرده است.

عکسبرداری هوایی

اگر در منطقه‌ای به وجود نفت مشکوک شوند از آنجا عکسبرداری هوایی می‌کنند تا پستی و بلندیهای سطح زمین را دقیقا منعکس نمایند. آنگاه عکس را به صورت فتوموزائیک درآورده و با دستگاه استریوسکوپ مورد مطالعه قرار می‌دهند.

نقشه برداری عملی

برای گویا کردن عکسهای هوایی نقشه برداری از محل ، توسط اکیپی صورت می‌گیرد. فواصل و اختلاف ارتفاع با دستگاه فاصله یاب یا تئودولیت تعیین می‌شود و بدین ترتیب نقطه به نقطه محل مورد نظر مطالعه می‌شود.

نقشه کشی

اطلاعات بدست آورده را بوسیله دستگاه پانتوگراف در اندازه‌های بزرگتر و یا کوچکتر رسم کرده و همراه با عکسهای هوایی نقشه پانتوگرافی که پستی و بلندیهای سطح زمین را نشان می دهد رسم می کنند.

آزمایش روی نمونه های سطحی

پس از نمونه برداری ، آنها را شماره گذاری کرده و در کیسه‌های مخصوص به آزمایشگاه می‌فرستند. در آنجا بر روی یک شیشه مستطیل شکلی کمی چسب کانادا قرار داده و مقداری از خرده سنگهای دانه بندی شده را روی آن می‌چسبانند. سپس آنها را سائیده تا ضخامت آن 0.2 میلیمتر گردد و نور بتواند از آن عبور کند. این نمونه ها را که اسلاید می‌گویند در زیر میکروسکوپ قرار داده تا از نظر زمین شناسی ، نوع سنگ ، فسیل شناسی ، میکروفسیل شناسی و ساختار زمین مورد بررسی قرار گیرد.

فصل اول:

اولین گام جهت تأسیس این سازمان مهم از پالایشگاه ابادان شروع گردید آن هم به دلیل حوادث خطرناک پیش آمده همانند انفجار و آتش سوزی در سال های اولیه شروع کار پالایشگاه، که باعث ضررهای هنگفت مالی و جانی گردید.

در سال 1948 ریفورمر شماره 8 دچار آتش سوزی شد و باعث خسارت مالی حدود 5 میلیون دلار گردید.

آشنایی باکدها و استانداردها

1) کد ASME

در مورد طراحی و ساخت بولیرها – مخازن تحت فشار و دستگاه های هسته می باشد.

2) کد ANSI – B – 31

در مورد طراحی و ساخت لوله ها و PIPING می باشد.

3) استانداردASTM

شامل چند جلد است و خواص مکانیکی و عناصر شیمیایی تشکیل دهنده آلیاژ را در بر دارد.

4) استاندارد B.S

5) استاندارد DIN

6) کد TEMA

در مورد طراحی مکانیکی و فرآیندی مبدل های حرارتی می باشد و شامل سه بخش است.

7) کد EJMA

در مورد طراحی Expansion Joint می باشد.

8)کد API

دارای جلدهای زیادی می باشد و موارد مورد مصرف بازرسی فنی عبارتند از:

API: 5L – 1104 – 650 – 620 – 510 – 570- 598

9) کد NBIC

10) NACE

انجمن مهندسین خوردگی آمریکا است و مشتمل بر سه بخش اصلی است:

TM: تست مواد

RP: توصیه ها

MR: احتیاجات متریال جه سرویس های مختلف

مهمترین کدهای مورد استفاده در واحدهای بهره برداری:

الف) Piping Inspection Code – API 570

که در مورد بازرسی، تعمیر و تغییر و Rerating لوله ها و Piping در حال بهره برداری می باشد که شامل 7 فصل می باشد و سه فصل مهم آن به صورت اجمال عبارت است از :

تقسیم بندی Piping:

کد API – 570 با توجه به سرویس لوله ها آنها را به سه کلاس تقسیم بندی می کند:

کلاس یک:

این سرویس ها دارای پتانسل خطر زیادی می باشند و عبارتند از:

سرویس های H2S با بیشتر از 3% وزنی

لوله های اب اشامیدنی که در کنار این لاین ها می باشند.

کلاس دو:

سرویس های دیگر فرآیندی که در کلاس یک نیستند عبارتند از:

اسیدهای قوی داخل سایت و کاستیک

کلاس سه:

سرویس هایی که قابل اشتعال هستند ولی قابلیت بخار شدن آنها کم است:

لاین های محصول

اسیدها و کاستیک های خارج از سایت

عمر باقی ماده:

عمر باقیمانده سیستم های Piping براساس فرمول زیر محاسبه می شوند:

(1)

] ( حداقل ضخامت مورد نیاز ) tmin – (ضخامت واقعی ) tact [ = ( سال ) عمر باقیمانده RATE .CORR .

(2)

1) این فرمول بر اساس ANSI B31.3 می باشد که در مورد طراحی لاین ها است.

2) P عبارت است از فشار تنظیم شرهای ایمنی مسیر

3) D قطر خارجی

4)S تنش مجاز

5) E ضریب جوش

6) Y ضریبی است که در جداول آمده است

7) خوردگی مجاز(Corrosion Allowance) را نباید به M.R.T اضافه نمود.

Corr. Rate یا محسابه نرج خوردگی نیز خیلی مهم ست و به سه روش محاسبه می شود (البته برای یک دستگاه جدید و یا سرویسی که شرایط ان تغییر کند):

1) نرخ خوردگی که دقیقاً توسط استفاده کننده دستگاه در سرویس مشابه تعیین شده است.

2) اگر مورد یک موجود نباشد به وسیله اطلاعات و تجربه بازرس در سرویس مشابه تعیین گردد.

3) اگر با دو روش فوق این امر تحقق نیابد، می بایست به صورت واقعی اندازه گیری انجام شود. زمان بین دو اندازه گیری حدود 000/1 ساعت باشد.

4) نظر به این که محاسبه نرخ خوردگی فوق العاده مهم است بعضی از کدها آن را به دو روش بیان می کنند.

بزرگترین عدد از فرمول های بالا در نظر گرفته می شود و در محاسبات عمر باقیمانده به کار می رود.

نتیجه گیری حداکثر پریود بین بازرسی ها:

حداکثر پریود بین بارسی ها (داخلی یا در حین بهره برداری) نباید از نصف عمر باقی مانده دستگاه یا 10 سال تجاوز نماید (هر کدام کمتر بود در نظر گرفته شود). در صورتی که تشخیص داده شود که چهار سال دیگر دستگاه ایمن بوده و کار می کند دوره بازرسی حداکثر دو سال پیش بینی می شود.

استانداردهای وزارت نفت (IPS) در رشته حفظت در برابر خوردگی (حفاظت فنی)

اصولی ترین، ساده ترین و ارزانترین راه مبارزه با خوردگی و کاهش خسارات ناشی از آن در صنایع نفت رعایت استانداردهای IPS و به ویژه استانداردهای حفاظت فنی است.

استاندارد کردن عبارت است از فرآیند تدوین، ابلاغ و کاربستن استاندارد و هدف آن ایجاد یا افزایش نظم و ترتیب و راهنمائی برای حل مسئل تکرار شونده در موارد علمی، فنی و اقتصادی است.

استاندارد برای مهندس به مثابه رساله برای مؤمن و قانون برای شهروند است و بدون استاندارد مهندسی ابتر است.

در صنعت نیز چنانچه رعایت استاندارد جدی گرفته نشود وضیت مشابهی به وجود خواهد آمد که نتیجه همه آنها فقر و بیچارگی و عقب افتادگی اقتصادی و اجتماعی خواهد بود.

استانداردهای IPS در رشته خوردگی و حفاظت در برابر آن (حفاظت فنی IPS – TP)

اصولی ترین، ساده ترین و ارزانترین راه مبارزه با افت خوردگی و کاهش خسارات ناشی از آن در صنایع، رعایت استانداردهای معتبر مربوط به خوردگی و حفاظت به طور عموم، و در صنایع نفت رعایت استانداردهای حفاظت فنی به طور اخص می باشد.

خوشبختانه استانداردهای IPS در رشته حفاظت فنی چه از نظر موضوع و چه از جهت مطالب و معیارها از جامعیت بسیار خوبی برخوردار بوده و می توان ادعا نمود که این مجموعه منسجم در سطح شرکت های نفتی بی همتاست و می تواند نیازهای صنایع نفت کشور را در زمینه استانداردهای حفاظت در مقابلخوردگی به خوبی براورد نماید.

استانداردهای حفاظت فنی اساسا بر دو محور خوردگی سطح خارجی EXTERNAL CORROSION و خوردگی سطوح داخلی INTERNAL CORROSION تأسیسات پایه ریزی شده و برای هر مورد استانداردهای مورد نیاز تهیه گردیده است.

1) استاندردهای مربوط به حفاظت سطوح خارجی (EXTERNAL CORROSION):

استانداردهای حافظت فنی در زمینه خوردگی سطوح خارجی بر پایه محیط خورنده ای که تأسیسات فلزی در آنها قرار می گیرند طرح ریزی گردیده است و برای هر محیط مشخص استاندارد های حفاظتی مورد نیاز تهیه شده است.

این محیط ها و عوامل حفاظتی آنها عبارتند از:

محیط خورنده	عوامل حفاظتی
تاسیست روی زمینی در خشکی	رنگ
تاسیسات مدفون در خاک	پوشش + حفاظت کاتدی
تاسیسات مغزوق در آب	پوشش + حفاظت کاتدی
تاسیسات دریائی	رنگ و پوشش

ب) استاندارد مربوط به حفاظت سطوح داخلی (INTERNAL CORROSION):

استاندارد حفاظت فنی در زمینه خرودگی سطوح داخلی نیز براساس محیط های خورنده در تماس با سطوح داخلی تأسیسات فلزی تنظیم گردیده و برای هر محیط مشخص استاندارد مورد نیاز تدوین شده است.

این محیط ها و عوامل حفاظتی آنها عبارتند از:

محیط خورنده	عوامل حفاظتی
محیط آبی	مواد بازدارنده خوردگی INHIBITORS و تغییرات شیمیایی محیط خورنده
محیط های اسیدی	آستر (LINING) + حفاظت کاتدی
محیط های شیمیائی	آستر (LINING) و انتخاب مواد MATERIAL SELECTION

علاوه بر استانداردهای فوق یک استاندارد مهندسی درزمین ملاحظت خوردگی در طراحی

CORROSION CONSIDERATION IN DESIGA

IPS – E – TP – 760

و یک استاندارد مهندسی در زمینه ملاحظات خوردگی در انتخاب مواد

CORROSION CONSIDERATION IN MATERIAL SELECTION

IPS – E – TP – 740

استانداردهای پوشش:

این مجموعه استاندارد در خمدمت سیستم هائی است که شریان های حیاتی صنعت یعنی خطوط و نفت و فرآورده های مختلف نفتی را محافظت می نمایند و این خودگواهی است بر اهمیت این مجموعه استاندارد و لزوم رعایت کامل کلیه گونه های این مجموعه در فرآیند احداث این شریان های حیاتی صنعت.

استاندارد مهندسی پوشش IPS – E- TP – 270 (COATING) ضوابط و معیارهای مورد نیاز برای طرحی پوشش سازه های مدفون در خاک و کارشناس خوردگی مربوط را به انتخاب پوشش اصلح با توجه به جنبه های فنی، اقتصادی، اجرائی و پتانسیل های خرودگی رهننمون می شود در استاندارد مهندسی فقط 5 نوع پوشش توصیه شده در استانداردهای معتبر پذیرفته شده جهانی شامل پوشش های گرم نظیر انامل های فیر نفتی و ذغال سنگی، پوشش پلی اتیلن کارخانه ای پوشش نوارهای چسبنده، پوشش اپوکسی و پوشش سیمانی توصیه گردیده است که می توانند نیازهای اساسی صنایع نفت را در زمینه پوشش برآورد سازند.

استانداردهای باز دارنده خوردگی

یکی از مواردی که لازم بود در صنایع نفت تحت کنترل و ضابطه در اید مصرف بازدارنده های خوردگی بود.

این موارد از سال های دور در بخش های مختلف صنعت به طور وسیعی مورد مصرف قرار می گرند بدون آن که نیاز واقعی به مصرف آنها مورد ارزیابی قرار گرفته و یا میزان تدثیر آنها با توجه به جنبه های اجرائی و اقتصادی بررسی شده باشد.

از این راه هزینه های زیادی به صنعت تحمیل می گردد مجموعه استاندارد بازدارنده ها تحت نام کنترل شیمیائی محیط خورنده IPS – E –TP - 780 ضوابط و معیارها و راه های مشخصی را برای دستیابی به لزوم و یا عدم لزوم مصرف بازدارنده ارائه می نماید.

استاندارد IPS – E –TP – 780 در 3 بخش مختلف تدوین گردیده و هر یک به مبحث خاصی از کاربرد بازدارنده های مربوط می شود.

استاندارد دیگر این مجموعه، استاندارد ارزیابی عملکرد مواد بازدارنده IPS – E –TP – 802 است که رو های مورد قبلو را برای ارزیابی عملکرد بازدارنده ها استاندارد نموده و این روش ها در تمام بخش های صنعت که مواد بازدارنده مصرف می نمایند یکسان باید عمل شوند از طریق دو استاندارد فوق کاربرد مواد بازدارنده خوردگی در تمام صنعت تحت ضابطه قرار گرفته و از پراکندگی جلوگیری خواهد شد که به تبع آن هزینه ها کنترل می شود.

استاندارد آستری یا LINING:

این مجموعه استاندارد که برای جلوگیری از خوردگی داخلی (INTERNAL CORROSION) در لوله های حمل مایعات خورنده همانند استانداردهای رنگ و پش بر پایه تدثیر محیط های خورنده در تماس با بدنه فلزی تأسیسات تنظیم گردیده است. استاندارد مهدسی آستری یا (IPS – E – TP – 350) LINING روش های استاندارد شده انتخاب نوع آستری LINING برای محیط خورنده خاص با توجه به جنبه های اقتصادی و امکانات و توان اجرائی و سایر ملاحظاتی که باید در این زمینه مورد توجه و عمل قرار گیرد را در اختیار کارشناس خوردگی قرار می دهد.

استاندارد ملاحظات خوردگی درگزینش مواد

(CORROSION CONSIDERATION IN MATERIAL SELECTION)

(IPS – E – TP – 740)

این استاندارد ضوابط گزینش مواد را در هنگام طراحی یک تأسیسات صنعتی مشص می نماید و طراحی یک تأسیسات با دنبال کردن دستورالعمل های این استاندارد می تواند مواد و مصالح اصلح را برای یک پروژه خاص انتخاب نماید.

با نبودن این استاندارد هیچ کنترلی بر طراحی سیستم ها به خصوص در مواردی که طراح خارجی باشد نمی توان اعمال نمود و این از ویژگی های صنایع نفت ایران است که این کار را استاندارد کرده و قادر به کنترل پروژه های طراحی شده از نظر گزینش مواد خواهد بود که از این رهگذر منافع عظیمی نصیب صنعت خواهد شد.

استاندارد ملاحظات خوردگی در طراحی:

(CORROSION CONSIDERATION IN DESIGNE IPS – E- TP – 760)

یکی از اعوامل ایجاد خوردگی در تأسیسات صنعتی عدم توجه کافی به مسئل خوردگی در طراحی این تأسیسات است.

این استاندارد به کارشناسان خوردگی این امکان را می دهد که طراحی های انجام شده توسط مشاور یا سازمان طراحی کننده را به راحتی کنترل و ارزیابی نمایند.

نیروهای متشکل از مهندسین مجرب و کارآمد را تحت عنوان بازرسی فنی ساختمان داده تا این گروه ها بتوانند با پیش بینی های لازم و طرح ریزی و زمانبندی مناسب برنامه بازرسی و تعمیرات دستگاه ها را به انجام برسانند و از ضایعات و خرابی دستگاه ها و همچنین خطراتی مثل انفجار و آتش سوزی جلوگیری به عمل آورند.

امروزه تمامی تأسیسات مختلف و تجهیزات صنایع نفت به وسیله بازرسی فنی تحت نظارت و کنترل بوده و همواره به وسیله بازرسی های دوره ای رفع عیب شده و آماده برای کاردهی مجدد می گردند.

بازرسی فنی و ایمنی در صنعت نفت و گازTechnical inspection and safety in the oil and gas industryآشنایی باکدها و استانداردهانتیجه گیری حداکثر پریود بین بازرسی هااستانداردهای پوششاستانداردهای باز دارنده خوردگیاستاندارد آستری یا LININGاستاندارد ملاحظات خوردگی در طراحی 14بازرسی فنی 16تعریف بازرسی فنی 16خوردگی 16زیان های

پروژه گاز

بر اساس ارزیابی های بعمل آمده بیش از 80 درصد آلودگی هوای تهران از وسایل نقلیه موتوری و کمتر از 20 درصد بقیه منابع و و سایل گرمایش خانگی و تجاری است

دسته بندی	مهندسی شیمی
بازدید ها	0
فرمت فایل	pdf
حجم فایل	29022 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	101

فروشنده فایل

کد کاربری 3230

تمام فایل ها

پروژه گاز

حفظ محیط زیست جزء وظایف اصلی انسان بشمار می آید . با پیدایش انقلاب صنعتی در اروپا و متعاقب آن با تکامل پیوسته تکنولوژی آلودگی محیط زیست نیز افزایش پیدا کرده است . اتومبیلها به عنوان یکی از منابع عمده آلودگی محسوب میگردند .

با افزایش تعداد اتومبیلها در جهان و بخصوص در شهرهای بزرگ نظیر تهران ،‌دفع طبیعی آلودگی امکان پذیر نبوده و الزاماً میبایست در جهت کاهش آن از منبع تولید کننده ( اصلاح موتور ) و نیز تبدیل گازهای مضر به گازهای کم ضررتر اقداماتی صورت گیرد . در چند دهه اخیر این موضوع مورد نظر قرار گرفته و پیشرفتهای زیادی برای رفع این مشکل حاصل شده است بطوریکه تکنولوژی ساخت موتورها به مقدار قابل ملاحظه ای اصلاح شده و احتراق بهبود و مصرف اتومبیل کاهش یافته است .

علیرغم این اصلاحات ،‌هنوز امکان حذف کامل گازهای آلوده کننده وجود ندارد و لذا میبایست پس لز احتراق و خروج گاز از موتور به کمک کنور تورهای کاتالیستی ، آنها را به گازهای کم ضرر CO2و HO2 تبدبل نمود . از حدود بیست سال پیش استفاده از کنور تورها یکاتالیستی که در صنایع شیمیایی جایگاه مشخصی داشته اند ، تحت عنوان کنور تورهای کاتالیستی اتومبیل رایج شده است . متاسفانه با وجود آلودگی شدید هوای شهرهای بزرگ ایران بخصوص و تهران سابقه فعالیتی در این زمینه وجود ندارد و لذا در این پروژه اولین قدمهای لازم برای شناخت علمی و عملی کاتالیستهای مربوط بر داشته شده است . نظر به اینکه لازمه هر گونه مطالعه ای در این زمینه ، شناخت نوع و عملکرد کاتالیستهای مربوطه میباشد ،ؤ این کار بر این موضوع متمرکز گردید . بدیهی است که در ادامه این پروژه نحوه انتخاب ، طراحی و ساخت این کاتالیزورها مورد بررسی قرار میگیرد .

در خاتمه با آروزی موفقیت برای کلیه پژوهشگران این مرز و بوم ، به امید روزی که نفس هوایی سالم و پاکیزه در شهر تهران همچنین بازگشت پرندگان خوش آواز به این شهر دور از واقعیت نباشد .

چکیده :

تنفس در هوایی سالم و پاکیزه یکی از آرزوهای شهروندان در دو دهه اخیر محسوب میگردد . با این هدف این پروژه به منظور گامی در جهت کاهش آلودگی هوا و سالم سازی محیط زیست انتخاب شده است ، آلاینده هایی که در این زمینه مورد بررسی قرار گرفتند آلاینده های گازی ناشی از اگزوز وسایط نقلیه موتوری هستند . آلاینده های اصلی گاز اگزوز عمدتاً شامل مونواکسید کربن (co) ، هیدرو کربنهای نسوخته (hc)و اکسیدهای نیتروژن (nox) میباشند . در این راستا چاره جز استفاده از کنوتورهای کاتالیستی وجود ندارد که در آنها واکنشهای اکسیداسیون CO و HC و واکنش احیاء NOX بطور همزمان انجام شوند . برای این منظور از کاتالیستهای سه جانبه (TWC) استفاده گردد . بنابراین در این پروژه شناخت این کاتالیستها در شرایط حقیقی گازهای اگزوز اتومبیل انجام گرفته است .

در این پروژه از سه فاز a- AL2O3 – S-AL2O3 , y – AL2O3 که به ترتیب هر یک دارای مساحت سطح BET معادل 285،125،26 متر مربع بر گرم هستند به عنوان پایه کاتالیست استفاده شده است .

فلزات انتخاب شده ، جزء عناصر واسطه گروه هفتم و هشتم جدول تناوبی میباشند . این نوع فلزت از نوع فلزات گرانبها و هم خانواده پلاتین هستند . PT، RH و PD فلزاتی هستند که در طراحی ، فرمولاسیون و ساخت کاتالیستهای سه چانبه این پروژه بکار گرفته شده اند . درصد وزنی هریک از این فلزات به ترتیب 5/0%،05/0%. 20/0%میباشد. فرمولاسیون سه نوع کاتالیست ساخته شده یکسان بوده و تنها اختلاف آنها در پایه بکار رفته است .

خلاصه فرمولاسیون کاتالیستهای مذکور به قرار زیر است :

در ساخت کاتالیستهای فوق از روش تلقیح (IMPREGNATION) مرحله ای استفاده گردیده است ، به این ترتیب که در سه مرحله جداگانه هر یک از فلزات یاد شده ، روی پایه های کاتالیستی نشانیده شده اند . ترتیب نشاندن فلزات فوق روی پایه کاتالیست یه گونه ای انتخاب شده است که نقاط ضعف هر یک حد اقل گردد و در عوض نقاط قوت آنها شدت یابد . پالادیم فلزی مقاوم در همروی یا کلوخه شدن (SINTERING) در پایه است ، لذا این فلز در پایین ترین لایه قرار داده شده است . رودیم واکنشهای احیاءNOX را بخوبی انجام میدهد ،اما در مقابل هجوم سموم کاتالیستی بسیار حساسمیباشد ، پس از این فلز نیز در نزدیک ترین لایه به سطح بعد از پالادیم قرار گرفته است . از طرفی پلاتین فلزی مقاوم در مقابل هجوم سموم کاتالیستی است ، این فلز رد خارجی ترین لایه به سطح و روی رودیم نشانیده شده است . لازم بذکر است که پالادیم و پلاتین واکنشهای اکسیداسیون CO و از رابخوبی انجام میدهند .

در طراحی و فرمولاسیون کاتالیست ها این نتیجه حاصل شده بود که میبایست به منظور تعدیل نوسانات ناشی از تغییرات دائم هوا نسبت هوا به سوخت (A/F) و همچنین بهبود خواص کاتالیستی ، از مواد افزودنی چون اکسید سزیم (CeO2)استفاده میگردید ، اما با توجه به عدم دسترسی به نمک سزیم عملاً این ماده در ساختار کاتالیستها ی ساخته شده بکار گرفته نشده است .

با توجه به آزمایشات انجام شده بهترین بازده تبدیل همزمان هر سه آلاینده Nox,HC,CO)) در حوالی نقطه استوکیومتری(A/F=14/7) حاصل میگردد ، لذا طراحی اتومبیل باید طوری باشد که حتی الامکان با این نقطه نزدیک باشد .

نتایج نشان میدهد که کاتالیست PCC1گازهای NO,Nox را با درصد بالایی (بالی 95 درصد) تبدیل مینماید ، اما تبدیل گازهای CO وHC را خوب انجام نمیدهد . البته با افزودن کمی اکسیژن اضافی ( بین 2 تا 3 درصد ) تبدیل CO نزدیک به 100 درصد هر رسد و نیز تبدیل HC به بالی 80 درصد افزایش یافت ، در عوض تبدیل NO و Nox کمی کاهش پیدا کرد 0 بدلیل بروز بازدارندگی اکسیژن در انجام واکنشهای احیاء).

کاتالیست PCC2 ، کاتالیست مناسب برای CO و تا حدی برای HC میباشد . چرا که تبدیل CO در این کاتالیست تقریباً 98 درصد بوده و تبدیل HC نیز تا 70 درصد مشاهده شده تبدیل NO,Nox در این کاتالیست پائین تر از 45 درصد میباشد .

افزودن اکسیژن به این کاتالیست درصد تبدیل CO ,HC را افزایش داد و تأثیر محسوسی روی بازده تبدیل NO,NOXنگذاشت .

کاتالیست PCC3و CO را صددرصد تبدیل نمود و تبدبل HC را نیز تا 80 درصد انجام داد، اما تبدیل NO و NOX در این کاتالیست بسیار پائین و حتی زیر 40 درصد (بیشتر اوقات زیر 20 درصد) بود . با توجه به نتایج بالا میتوان اظهار نمود ، کاتالیست مناسب که بکار رفته در آن بین دو فاز باشد .

فصل اول

مقدمه :

مقدمه

1-1- انواع آلاینده های موجود در هوای تهران :

بر اساس ارزیابی های بعمل آمده بیش از 80 درصد آلودگی هوای تهران از وسایل نقلیه موتوری و کمتر از 20 درصد بقیه منابع و و سایل گرمایش خانگی و تجاری است . جدول یک مقایسه ای بین غلظت آلاینده ها در هوای تهران با هوای طبیعی و استاندارد نشان میدهد : ( متوسط سالانه )

آلاینده های تهران بر حسب ویژگی فیزیکی کلاً بصورت گازی و ذره ای است و مهمترین گازهای آلاینده عبارتند از کربن منو اکسید ؤ اکسیدهای نیتروژن ، هیدروکربنها ، اکسیدهای گوگرد ، هیدروژن سولفید ، ترکیبات آروماتیک و مهمترین ذرات آلاینده عبارتند از ذرات ناشی از سایش لنت ترمز ( آزبست ) و آسفالت خیابانها (بنزوپیرن) ترکیبات فلزی از جمله سرب ، کادیوم ، سولفاتها ، دانه ای گرد گیاهی ، اسانسها ، میکروارگانیسمها و ذرات ناشی از فرایندهای صنعتی و دوده .

2-1- اثرات سوء آلایندها بر ساختمان بیولوژیکی بدن :

آلاینده های نامبرده تأثیرات مختلفی بربدن میگذارند ، کربن منواکسید با هموگلوبین خون ترکیب پایداری تشکیل میدهد ، که از اکسیژن رسانی مطلوب به سلولها جلوگیری میکند ، سوخت وساز سلولی را مختل میگرداند ، موجب سرگیجه و سردرد میشود . نیتروژن دی اکسید و دیگر اکسیدهای نیتروژن در واکنشهای فتو شیمیائی دخالت میکنند و ترکیبات محرک و سرطانزایی بوجود می آورند . ئیدروکربنها باعث سوزش چشم و آسیب دستگاه تنفسی با تبدیل به سولفورتری بیماریهای ریوی میگردند .

سولفور دی اکسید نیز بعلاوه بر تحریک سلولهای مجاری تنفسی با تبدیل به سولفورتری اکسید و اسیدسولفوریک موجب اسیدی شدن اتمسفر و خوردگی در ساختمانها ، ابزار آلات صنعتی میشود که ابعاد ضرر و زیان ناشی از خوردگی بسیار گسترده است . در بین آلاینده های فوق سرب و ذرات ناشی از فرسایش آسفالت خیابانها ( بنزوپیرن) بعلت سرطانزایی بیشترین خطرات را برای سلامتی شهروندان در بر دارد .

طی 10 –20 سال اخیر غلظت کربن منواکسید ، سولفوردی اکسید ، نیتروژن در اکسید ، هیدروکربنها و ذرات در هوای تهران بیش از حد مجاز و استاندارد بوده است و این وضعیت با توجه به اینکه از استمرار زمانی برخوردار است اهمیت بسیار دارد ، زیرا چه بسا غلظت اندک یک ماده آلاینده در بلند مدت بتواند اثرات تخریبی بیشتری نسبت به غلظت زیاد لیکن کوتاه مدت بگذرد ، بخصوص که در شرایط کنونی غلظت آلاینده ها بیش از حد استاندارد است و در کنار هم میتواند تأثیرات حادتری را سبب گردند .

اثرات این آلاینده ها ممکن است به دو شکل ظاهر شوند ، اثرات کوتاه مدت که اکثراً در افراد بیمار ، مسن و کودکان بروز میکند و اثرات بلند مدت که بصورت بیماریهای خطرناک همچون انواع سرطانها ، ناراحتیهای ریوی ، خونی ، کبدی ، کلیوی ، قلبی و جز آن ظاهر میگردد .

3-1- لزوم استفاده از کنورتورهای کاتالیستی و خصوصیات کاتالیستی:

اثرات مخرب ناشی ازآلودگی هوا در شهرهای بزرگ صنعتی بر کسی پوشیده نیست . بطور متوسط پنجاه درصد این آلودگیها بوسیله گازهای حاصل از احتراق وسایط نقلیه موتوری ایجاد میگردد . این گازها شامل ئیدرو کربنهای سوخته نشده ، کربن منواکسید و اکسیدهای نیتروژن دار میباشند .

با ایجاد تغییراتی در طراحی موتور میتوان تا حدی این آلودگی را کاهش داد ، اما بطور کامل نمیتوان آنها را از بین برد . بهترین راه برای این منظور استفاده از مبدلهای کاتالیستی که تحت عنوان کنورتورهای کاتالیتیک شناخته میشوند ، میباشد . در واقع محور اصلی در این روش روی کاتالیستی میچرخد .

کاتالیستا مواد واسطه ای هستند که در واکنش شرکت نمیکنند بلکه تنها سرعت واکنش را تحت تأثیر قرار میدهند ، بدین معنی که ممکن است باعث افزایش سرعت یا کاهش آن گردند .

هنگامی که با واکنشهای متنوعی سر و کار داریم ، مهمترین خاصیت کاتالیست ، قدرت گزینشی آن خواهد بود و این بدین معنی است که کاتالیست تنها سرعت واکنش های خاصی که اغلب منفرد هستند راتحت تأثیر قرار بدهد و تغییری در سرعت بقیه واکنشها ایجاد نکند .

به عبارت دیگر واکنشهای جانبی ممکن را انجام ندهد و برای یک خوراک معلوم ، محصولاتی که محتوی مواد مطلوب و مورد نظر میباشند را حاصل نماید . پارامتر دیگر در انتخاب کاتالیست فعالیت (activity) بالای آن درتبدیل مواد مورد نظر میباشد . بعبارت دیگر بالا بردن درصد تبدیل (conversion) را بدنبال داشته باشد . عامل مؤثر دیگر در انتخاب یک کاتالیست طول عمر و پایداری آن تحت عوامل خارجی میباشد . در واقع کاتالیست بایستی در برابر حرارت و مسمویت از خود مقاومت نشان بدهد . در نهایت انتخاب آن بستگی به قیمت تمام شده دارد ، بدین معنی که هزینه تولید ساخت یک کاتالیزور بایستی قابل رقابت با نمونه های دیگر باشد .

قبل از شروع کار با کاتالیست ها باید کلیاتی در باره خواص کاتالیست ها بدانیم که این کلیات عبارتند از :

1- طرز انتخاب کاتالیزور برای تسریع در انجام واکنش خاصی هنوز بدرستی مشخص نمیباشد . بنابراین برای تهیه یک کاتالیزور مناسب بایستی از طریق حدس و خطا اقدام کرد .

2- ساختمان فیزیکی و بلوری کاتالیزور ، فعالیت کاتالیستی را ایجاد میکند و تهیه مصنوعی یک کاتالیزور از مواد شیمیائی تشکیل دهنده آن الزاماً جامدی با خواص کاتالیزور اصلی را ایجاد نخواهد کرد .

3- از نظر تئوری حالت واسطه ، کاتالیزور سبب کاهش انرژی پتانسیل در مسیری میشود که ترکیب شونده ها برای تبدیل شدن به محصولات واکنش باید از آن عبور نماید . این امر باعث افزیش سرعت واکنش خواهد گردید .

4- با وجود آنکه یک کاتالیزور ممکن است باعث افزایش سرعت واکنشی گردد ، هیچگاه نمیتواند حالت تعادلی و یا نقطه پایان واکنش را تغییر دهد .

5- با توجه به اینکه سطح جامد باعث فعالیت بیشتر کاتالیزور میشود و در نتیجه موادی که دارای سطح مخصوص زیادی هستند در کاتالیستها کاربرد بیشتری دارند.

مکانیسم واکنشهای کاتالیستی :

مکانیسم واکنشهای کاتالیستی تحت تئوریهای مختلفی بیان شده است . یکی از تئوریهای مهم آنست که واکنش در نقاط فعالی در سطح کاتالیزور صورت بگیرد . بیان ترتیب سه مرحله بطور پشت سر هم در سطح انجام خواهند گرفت .

مرحله 1- ملکول در سطح کاتالیزور جذب و به یک نقطه فعال متصل میشود .

مرحله 2-ملکول مورد نظر یا با ملکول دیگری واقع در نقطه فعال مجاور ترکیب میگردد .

مرحله 3-محصولات از سطح کاتالیزور جدا و نقطه فعال را آزاد میکنند .

کنورتورهای کاتالیستی از سه بخش عمده تشکیل شده اند :

substrate : پایه که معمولاً به یکی از سه شکل دانه ای لانه زنبوری و یا به صورت توری مشبک ساخته میشود .

washcoat : پوشش کاتالیستی که یک سطح بسیار بزرگی روی پی ایجاد میکند . هدف آن تهیه سطحی مناسب برای فلزات بکار رفته میباشد .

این پوششها WO3,CEO2,LA2O3,AL2O3معمولاً میباشد .

-مواد کاتالیستی ، معمولاً فلزات گرانبهای هم خانواده مثل پلاتین ، پلادیوم ، رودیوم ، ایردیم ، روتنیوم بوده و بصورت ترکیبی نیز بکار برده میشوند . معمولاً برای بالا بردن کارایی کاتالیست مقداری مواد بهبود دهنده به آنها می افزایند .

4-1-تاریخچه و سیر تکاملی کنورتورهای کاتالیستی در سطح جهانی :

اولین روش اعمال شده برای انطباق آلودگی گاز اگزوز با استانداردهای جهانی در سیستمهای کاتالیستی ، کنترل HC ، CO ، NOX بوسیله برگشت گاز اگزوز بوده است تئوری ان بیان که تعدادی از گازهای H2Oو CO2 بوسیله حرارت تجزیه شده و دمای احتراق را کاهش میدهند . گاز نیتروژن دار غالباً در اگزوز NO میباشد ، اما این گاز با اکسیژن ترکیب شده و تشکیل گاز قهوه ای رنگ NO2 را میدهد . مخلوط اکسیدهای نیتروژنی در اگزوز بصورت NOX نمایش داده میشوند .

هنگامی که دمای احتراق در موتور از 165درجه سانتیگراد بالاتر میرود ، nox بوجود می آید . عوامل مؤثر در ماکزیمم دمای احتراق ، نسبت تراکم و تنظیم شمع ها در رعایت ایجاد جرقه ، و نسبت استوکیومتری هوا به سوخت هستند . نسبت هوا به سوخت 6/14 وزنی در احتراق موتور برابر نسبت معادل یک میباشد .

هر فاکتوری که دمای را پائین آورده و باعث تنزل بازده حرارتی موتور گردد ، کارایی موتور را کاهش داده و لذا مصرف سوخت بالا میرود . این سیستم نسبتاً ساده اکسیداسیون کاتالیستی که بو سیله اغلب کارخانجات اتومبیل سازی مورد استفاده قرار میگرفته است برای سالهای متمادی قانع کننده بوده است کاهش بازده حرارتی موتور و سخت شدن استاندارد های آلودگی ، موجب شده است که محققین از روشهای دیگری برای کنترل آلودگی استفاده کنند . یکی از این روشها استفاده از کنورتورهایی بود که بتواند co و HC را اکسید نماد و NOX را احیاء نماید . لذا استفاده از کنورتورهای کاتالیتیک دو مرحله ای (DUAL BED) مطرح شد . در کنورتور اول از کاتالیزور های احیای به منظور کاهش NOX استفاده میگردید و در کنورتور دوم از کاتالیزورهایی که قادر به اکسیداسیون HC و CO باشند ، استفاده می شد .

چون عمل اکسیداسیون نیاز به اکسیژن زیادی دارد ، بایستی به کونور تور دوم مقداری اکسیژن اضافی تزریق گردد در کونور تور اول نیز در اثر فرایند احیاء ، NH کمتری تولید نمایند . یکی از راه حلهای پیشنهادی برای کاهش NH نگاه داشتن نسبت سوخت به هوا در نزدیک نقطه استوکیو متری می باشد . راه حل دیگر استفاده از کاتا لیزور هایی مثل RH می باشد که NH3 کمتری تولید می کنند .

نگاه داشتن تمامی سیلندرها در نقطه استوکیومتری تقریباً غیر ممکن می باشد . سعی و کوشش سازندگان اتومبیل برای کنترل اکسیژن تزریقی ، منجربه ساخت وسیله ای حساس به اکسیژن گردید . این اکسیژن سنجها اکسیژن اضافی در سوخت را نسبت به اکسیژن ورودی به کاربراتور را اندازه گرفته و وقتی ترکیبات گازی اگزوز از حالت سوخت غلیظ به حالت سوخت غلیظ به حالت سوخت رقیق تغییر حالت می باید ، سیگنالی ایجاد می گردد که میتواند در تنظیم نسبت هوا به سوخت مورد استفاده قرار گیرد .

به این ترتیب استفاده از مبدلهای کاتالیستی دو مرحله ای رواج پیدا کرد و انطباق با استانداردهای سخت تر و جلوگیری از به هدر رفتن کارائی موتور امکان پذیر گردید . اما روش فوق الذکر مصرف سوخت را بالا میبرد . به منظور کاهش مصرف سوخت بایستی از کاتالیزوری استفاده نمود که بتواند درنقطه استوکیومتری عمل نماید واکنشهای اکسیداسیون و احیاء مورد نظر را نیز ممکن سازد . به این ترتیب کاتالیزورهای سه جانبه TWC توسعه یافت. امروز اکثر اتومبیلها از این روش به منظور کاهش آلودگی ناشی از گاز اگزوز استفاده میکنند . اصطلاح کاتالیزورهای سه جانبه به این منظور بکار میرود که این کاتالیزورها قادر به ا نجام واکنشهایی روی CO و HC و NOX بطور همزمان میباشند . در روش TWC سوخت مصرفی کم و بازده و کارایی موتور بالا میباشد . در این روش به پمپ هوا و مکش نیاز نیست . حسن این روش در قیمت ارزان آن ، مصرف سوخت کم و پیچیدگی اندک میباشد .

معروفترین کاتالیزورهای سه جانبه PT و PD و RH میباشند . معادن اصلی این فلزات بیشتر در افریقای جنوبی و شوروی سابق میباشد . درصد این فلزات در سنگهای معدنی و مقادیر مورد نیاز آنها در یک TWC نمونه بصورت زیر میباشد.

جدول –2 – سیر نزولی کاهش گازهای سمی اگزوز را پس از استفاده از کنورتورهای کاتالیستی در سالهای قبل از 1968تا1970 را نشان میدهد .

برای اندازه گیریی آلودگی ناشی از گازهای HC و CO و NOX پس از رقیق نمودن گاز اگزوز آنرا از کیسه های مخصوصی جمع آوری میکنند . HC بوسیله FLAME LONIZATION DETCETOR که یونهای C را مشخص میکند ، اندازه گیری میشود . CO بوسیله NONDISPERSIVE INFRARED INTRTUMENT با طول موجی بین 5/4 تا 5 میکرو متر اندازه گیری میگردد . اکسیدهای ازتی نیز بوسیله CHEMILUMINESCE INSTRUMENT اندازه گیری میگردد .

فصل دوم

شیمی فیزیک واکنشهای انجام شده در مجاورت کاتالیستهای سه جانبه

2- شیمی فیزیک واکنشهای انجام شده در مجاورت کاتالیستهای سه جانبه :

جذب سطحی پدیده ای است که دارای ملکولهای فازسیال ( مثلاً گاز ) بوسیله تماس با سطح جامد در سطح نگهداری میگردند . جذب بوسیله نیروی اعمال شده بین مولکولهای گاز و جامد انجام میپذیرد . این نیروها بر دو قسم هستند ، فیزیکی و شیمیائی که به ترتیب تحت عنوان جذب فیزیکی و جذب

پروژه گازGas project

تریق گاز

نفت و گاز طبیعی حداقل تا یکصد سال آینده به عنوان عمده ترین منابع انرژی در جهان باقی خواهد ماند

دسته بندی	نفت و گاز
بازدید ها	0
فرمت فایل	docx
حجم فایل	2211 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	158

فروشنده فایل

کد کاربری 3230

تمام فایل ها

تریق گاز

مقــدمــه

نفت و گاز طبیعی حداقل تا یکصد سال آینده به عنوان عمده ترین منابع انرژی در جهان باقی خواهد ماند . در ایران به عنوان کشوری که بیش از 10% کل مخازن نفت جهان و 13% کل مخازن گاز دنیا را دارا است ، صنایع نفت و گاز و صنایع وابسته به آنها در درجه اول اهمیت قرار دارند . پس از عملیات حفر چاه و اصابت آن به مخزن نفت به دلیل فشار زیاد موجود درمخزن ؛ جریان نفت به سوی دهانه خروجی چاه سرازیر می شود . این مرحله از استخراج که عامل آن فشار داخل خود مخزن است به بازیافت اولیه primary recovery نفت موسوم است ، با افزایش تولید و کاهش فشار ؛ میزان تولید نیز کاهش می یابد تا اینکه فشار به حدی می رسد که دیگر تولید نفت اقتصادی نمی باشد . در این مرحله ممکن است از 30 تا 50 درصد کل نفت مخزن استخراج شود علاوه بر فشار مخزن عوامل دیگری مانند خواص سنگ مخزن و میزان تخلخل آن و همچنین دمای مخزن نیز در میزان تولید مؤثرند .

به عنوان مثال ؛ کل نفت مخازن آمریکا حدود 10⁹ * 400 بشکه بوده است که تا سال 1970 حدود 10⁹ * 100 بشکه آن توسط روش های اولیه استخراج شده اند . البته هر چه میزان گاز آزاد در مخزن بیشتر باشد مقدار تولید نفت توسط این روش بیشتر است زیرا تغییر حجم گاز در مقابل تغییر فشار بسیار ناچیز است . به عنوان مثال در ایالت پنسیلوانیای آمریکا به دلیل پائین بودن نفوذ پذیری ( کمتر از 50 میلی دارسی ) و انرژی کم مخزن که ناشی از پائین بودن مقدار گاز طبیعی آزاد است . میزان نفت استخراج شده با روشهای اولیه بین 5 تا 25 درصد کل نفت بوده است و به همین دلیل در ایالت نامبرده روشهای مرحله دوم ( SECONDARY RECOVERY ) از سال 1900 شروع شده است . از روشهای مؤثر در مرحله دوم یکی سیلابزنی آبی ودیگری سیلابزنی گازی یا تزریق گاز است . در روش سیلابزنی آبی ؛ آب با فشار زیاد در چاههای اطراف تولید نفت وارد مخزن شده و نیروی محرکه لازم برای استخراج نفت را بوجود می آورد . معمولاً در اطراف هر چاه نفت چهار چاه برای تزریق آب وجود دارد .

O چاه آب ورودی O O O O

* چاههای تزریقی * * * *

O O O O

* * * *

O O O O

در روش سیلابزنی گازی ، گاز ( مانند گاز طبیعی ) با فشار به جای آب وارد مخزن شده و نفت را به طرف چاه خروجی به جریان می اندازد . در کشور ونزوئلا حدود 50% گاز طبیعی تولید شده دوباره به چاههای نفت برای استخراج در مرحله دوم بر می گردند . نحوه تزریق گاز شبیه تزریق آب به صورت چاههای پنجگانه است . در مواردی که گرانروی نفت خیلی بالا باشد از تزریق بخار آب به جای آب استفاده می شود ، با کاهش گرانروی نفت ، جریان آن راحت تر صورت گرفته و سرعت تولید بالا می رود . پس از استخراج به کمک روشهای مرحله دوم هنوز هم حدود 30 الی 50 درصد نفت می تواند به صورت استخراج نشده در مخزن باقی بماند . در اینجاست که استخراج نفت به کمک روشهای مرحله سوم Thirdly recovery)) صورت می پذیرد .

یکی از روشهای مرحله سوم ، تزریق محلول مایسلار ( Micellar Solution ) است که پس از تزریق آن محلولهای پلیمری به عنوان محلول بافر به چاه تزریق می شود. در آمریکا ممکن است روشهای استفاده از محلول مایسلار تا 50 درصد کل روشهای مرحله سوم را شامل شود.

محلول مایسلار مخلوطی از آب ، مواد فعال سطحی ، مواد کمکی فعال سطحی ، نفت و نمک است . در روشهای جدید تهیه محلول مایسلار ، نفت ، نمک و مواد کمکی فعال سطحی ، حذف گردیده اند. محلولهای مایسلار نیروی تنش سطحی بین آب و نفت را تا حدود 001/0 دین بر سانتیمتر مربع یا کمتر از آن کاهش می دهند.

گرانروی محلول پلیمری حدود 2 تا 5 برابر گرانروی نفت است . غلظت پلیمر حدود 1000 میلی گرم در لیتر جهت تهیه محلولهای مایسلار برای تولید هر بشکه نفت در سال 1957 می باشد . در حال حاضر پلی آکریلیمیدها ( Polyacrylimides ) و زیست پلیمرها در محلول بافر استفاده می شود. مواد فعال سطحی معمولاً سولفوناتهای نفتی سدیم هستند و از لحاظ خواص و ساختار شیمیایی شبیه شوینده ها می باشند . از الکلها برای مواد کمکی فعال سطحی استفاده می شود . هزینه این کار در آمریکا حدود 5/1 دلار بوده است . انتظار می رود تا سال 2000 در آمریکا حدود 2 میلیون بشکه نفت در روز با استفاده از محلولهای مایسلار استخراج شود .

یکی دیگر از روشهای مرحله سوم روش احتراق زیر زمینی است. طی این روش اکسیژن موجود در هوا در زیر زمین با هیدروکربنها می سوزد و مقداری انرژی و گاز تولید می کند تا فشار مخزن بالا می رود . گرما همچنین گرانروی را کاهش داده و جریان نفت راحت تر صورت می گیرد . یک روش دیگر مرحله سوم که اخیراً مورد توجه فراوان قرار گرفته است، روش تزریق گاز دی اکسید کربن می باشد که جزیی از روش امتزاج پذیر است . گاز دی اکسید کربن بسیار ارزان بوده ، در نفت نیز حل می شود و گرانروی آن را کاهش می دهد . از روشهای دیگر مرحله سوم ، انفجارهای هسته ای در زیر زمین است که این انفجارها شکاف مصنوعی در سنگ ها بوجود می آورد و جریان نفت را ساده تر می کند .

یکی از مهمترین مسائلی که به هنگام بکارگیری مراحل بازیافت نفت ایجاد می شود ، مشکل رسوب آسفالتین می باشد . آسفالتین ها در نفت به وسیلة رزین ها تحت شرایط مطلوب بصورت معلق نگاه داشته می شوند. در واقع می توان پدیده تعلیق و یا حلالیت ذرات آسفالتین در نفت خام را یک پدیده ترمودینامیکی تعادلی عنوان نمود و تغییر در هر عاملی که این تعادل را بر هم زند ، می تواند حالت تعلیق را از میان برده و سبب بروز پدیده تجمع ذرات آسفالتین به یکدیگر و در نهایت رسوب آنها شود.

استخراج نفت بخصوص شیوه های بکارگیری در روشهای مرحله دوم و سوم بازیافت نفت اغلب باعث ایجاد برخی تغییرات در رفتار جریان ، خواص تعادلی فازها و خواص سنگ مخزن می شوند که این تغییرات می توانند تعادل ترمودینامیکی را بر هم زنند و سبب تشکیل رسوب آسفالتین در سنگ مخزن شوند .

آسفالتین ترکیبی است آروماتیک با چند بنزنی ( Polyormatic ) با وزن مولکولی بالا که در هپتان نرمال نامحلول اما در تولوئن محلول می باشد . پارامترهای مؤثر در تشکیل رسوب آسفالتین شامل ترکیب درصد یا غلظت ، دما ، فشار ، حلال تشکیل دهنده رسوب و مشخصه های هیدرودینامیکی و پتانسیل جریانی و…… می باشد.

بررسی و مطالعه مقالات مختلف درمورد مسائل مربوط به رسوب آسفالتین در میادین نفتی بیانگر مواجه عمده با این مسئله در بخش های عملیات بهره برداری از نفت و همینطور در روشهای ازدیاد برداشت از مخازن نفت و غالباً در ترزیق های امتزاجی است.

رسوب آسفالتی در برخی میادین نفتی نقاط مختلف جهان در خلال تولید و فراورش نفت از مسائل بسیار جدی محسوب می گردد. در بعضی از میادین چاه هایی وجود داشته است که در آغاز بهره برداری 3000 بشکه در روز دبی تولیدی داشته اند لیکن ظرف مدت کوتاهی پس از تولید ، جریان نفت در آنها قطع شده است . هزینه تعمیر و رفع اشکال این چاه ها از لحاظ اقتصادی بسیار قابل ملاحظه است . اغلب مشاهده شده است که پس از بستن موقت چاه ها و یا اسیدزنی آنها لخته های آسفالتینی باعث انسداد نسبی و در مواردی انسداد کامل چاه ها شده است . در برخی از موارد نیز رسوب آسفالتین در داخل لوله های مغزی مشکلات متعددی ایجاد نموده است که شستشو یا تراشیدن و تمیز کردن لوله های مغزی را جهت حفظ سطح تولید ایجاب کرده است . در یک حالت دیگر مشکلات ناشی از آسفالتین ، از رسوب آن در خلال تولید اولیه گرفته تا رسوب و انعقاد آن در اثر اسیدزنی به چاه ها و تزریق انیدرید کربنیک برای ازدیاد برداشت از نفت مشاهده شده است . حتی برای مخازنی که رسوب آسفالتین در خلال تولید طبیعی یا اولیه گزارش نشده بود . این رسوب در حین پروژه های ازدیاد برداشت در لوله های مغزی چاه های تولیدی مشاهده گردیده است . به عنوان مثال برخی میادین مشخص که با مشکل رسوب آسفالتین مواجه اند عبارتند از :

ـ میدان Prinos ـ شمال دریای اژه ، یونان

ـ میادین Mata Acema و Boscan ، ونزوئلا

ـ میدان Ventura Avenue ، کالیفرنیا

ـ میدان Gachsaran لایه های مخزن آسماری ، ایران

ـ میدان Hassi Messaoud ، الجزایر

از آنجایی که سیلاب زنی امتزاجی دارای پتانسیل بازیابی نفت بیشتری نسبت به روشهای معمول تزریق آب می باشد ، در ایران به دلیل دارا بودن بیش از 13 % کل مخازن گاز دنیا اکثراً به منظور ازدیاد برداشت از روش تزریق گاز طبیعی استفاده می شود . به عنوان مثال می توان به واحدهای تزریق گاز در منطقه جایزان ، تزریق گاز خروجی کارخانه 1000 NGL آغاجری و تزریق گاز پازنان توسط کارخانه 900 NGL گچساران جهت تحریک میادین نفتی اشاره کرد . نفت با جذب گاز به مانند هیدروکربنی مایع با کشش سطحی پائین عمل می کند که با رزین ها قابل امتزاج است . بدین ترتیب اجسام حافظ (رزین ها ) از آسفالتین ها جدا شده و آسفالتین ها پس از انعقاد به عنوان یک فاز سنگین رسوب می کنند . گاز به عنوان حلال تشکیل دهنده رسوب عامل برهم زنندة تعادل ترمودینامیکی شناخته می شود .

در پاره ای از میادین ، پارامترهای مؤثر دیگر در تشکیل رسوب آسفالتین مانند دما، فشار و….. می توانند عامل جابجایی تعادل ترمودینامیکی و مسبب رسوب آسفالتین شناخته شوند .

احتمال بسته شدن منافذ وکم شدن یا از بین رفتن نفوذ پذیری سیال از درون بستر متخلل سنگ در اثر به وجود آمدن رسوب یاد شده ، باعث می شود که پروژه های ازدیاد برداشت با دید محتاطانه ای نظر شده و به عوارض جانبی در کنار اثرات مثبت آنها در بالا بردن میزان نفت قابل برداشت نیز توجه شود. لازم بود برای رفع مشکلات ناشی از رسوب آسفالتین که سبب انسداد مخازن نفتی ، کاهش نفوذ پذیری ، هزینه های عملیاتی و از دست دادن منابع نفتی می شود ، کارهای تحقیقاتی و مطالعاتی انجام گیرد .

در کارهای تحقیقاتی و مطالعاتی که تاکنون انجام شده اغلب سیستم های ناپیوسته و فاقد محیط متخلخل مد نظر قرار گرفته اند که اصولاً هدفشان پاسخ دادن به این سؤال می باشد که « کی » و در کل « چه مقدار » رسوب تحت شرایط مشخص تشکیل خواهد شد . لذا با این طرز تفکر در امر تحقیق ، مدل های ترمودینامیکی را به کار گرفتند که فقط قادرند رفتار سیستم را به هنگام تعادل پیش بینی کنند و از ارائة رفتار سیستم نسبت به زمان عاجزند .

عدم توجه به سرعت سیال و بستر متخلل سنگ مخزن یکی از جمله عواملی بود که سبب می شد تا معمای بسته شدن اطراف دهانه چاه بدون جواب بماند . در کار حاضر ملاحظه خواهید نمود که این معضل صرفاً در محدودة مکانیک سیالات ، طبیعت رسوب آسفالتین و ساختار محیط متخلخل بوده و تنها کاری که در اینجا از مدل های ترمودینامیکی پیشنهاد شده بر می آید ، این است که مشخص می نماید در شرایط موجود رسوبی تشکیل می شود یا خیر و اگر می شود میزان آن چقدر است ؟

مدل های ترمودینامیکی پیشنهاد شده از طرف شرکت شل و پرفسور منصوری از دانشگاه ایلینوی آمریکا راحت به این سؤال پاسخ می دهند که تحت چه شرایط ترمودینامیکی رسوب آسفالتین ایجاد می شود ؟ ولی قادر نیستند با توجه به مقدار و طبیعت ذرات رسوب پیش بینی کنند حرکت نفت در سازند چگونه بوده و تأثیر آن در بازیافت نهایی چه خواهد بود ؟

از نظر مهندسی مخزن، مهم خطر آفرینی رسوب آسفالتین از نقطه نظر تشکیل و میزان آن نیست ؛ بلکه مهم اینست که رسوبات ایجاد شده به شکلی از محیط متخلخل تخلیه شده و باعث بسته شدن منافذ سنگ مخزن نگردند . چنانچه بوجود آمدن و عبور ذرات ایجاد شده در محیط متخلخل طوری باشد که سیستم متخلخل مخزن مواجهه با کاهش نفوذ پذیری نسبت زمان نگردد . نگرانی که از ناحیه رسوب آسفالتین متوجه مخزن می باشد ، بدون پایه خواهد بود. لذا در کار حاضر از این زاویه به مسئله نگریسته شده و با استفاده از یک دستگاه نیمه صنعتی آزمایشگاهی به طور تجربی در محیط متخلخل آن هم به صورت پیوسته ( Continuos ) حرکت نفت در سازند و تأثیر آن در بازیافت نهایی با توجه به مقدار و طبیعت ذرات رسوبی بررسی شود.

بنابراین در کار حاضر روند کار بدین قرار است که پس از موفقیت در طراحی ، نصب و کارایی سیستم در فشارهای مختلف ، میزان نفوذ پذیری بستر متخلخل در شدت جریانهای مختلف بر حسب زمان طبق قانون دارسی محاسبه می شود . سپس مدلی بسیار جالب که دو تئوری اضافه بر سطح ( Surface Exces ) و به دام افتادن مکانیکی ( Mecanical Entrapment ) را هم زمان بکار می برد ، ارائه می گردد که در نهایت به کمک این مدل ، سیستم توسط یک برنامه قابل انعطاف رایانه ای شبیه سازی می گردد . در ضمن نتایج آزمایشها با پیش بینی های مدل مقایسه و مورد بحث واقع می شوند .تئوری اضافه بر سطح ، پدیده جذب سطحی آسفالتین را و تئوری به دام افتادن مکانیکی ، پدیده های نشست ، کنده شدن ، گلوله برفی و پل زدن را در بستر متخلخل توجیه می کند . در این مدل از پدیده های طبیعی و تکنیک های کلاسیک برای محاسبه پارامترهای مورد نیاز استفاده شده است . این روش در حال حاضر تنها ابزار موجود در بررسی عملکرد و رفتار حرکت نفت در سازند ، با توجه به مقدار و طبیعت ذرات رسوب می با شد که قادراست تأثیر این مقدار رسوب را در بازیافت نهایی پیش بینی کند. محققینی چون پرفسورمنصوری ، رسام دانا ، نیک آذر و …. با ارائه مدل های ترمودینامیکی قصد دارند ضمن شناخت پارامترهای مؤثر در تشکیل رسوب ، میزان آن را در مخازن نفتی وتجهیزات فرآیندی پیش بینی کنند لیکن در اینجا سعی می شود که با تنظیم شدت جریان،رسوبات ایجاد شده از سیستم تخلیه شوندتا سبب کاهش نفوذ پذیری و یا از دست دادن آن وهزینه های عملیاتی نظیر اسید زنی ، پاکسازی و ….. نشوند.

در حال حاضر ضمن پی بردن به راز بسیاری از مجهولات در زمینة طبیعت رسوب آسفالتین ، محیط های متخلخل و مخازنی که با مشکل رسوب مواجه اند را بررسی می کنیم ، پس ازشناخت دقیق مکانیزم نفوذ پذیری و پارامترهای مؤثر برآن ، راه حل های مناسبی برای کاهش نشست یا افزایش نفوذ پذیری مانند انتخاب سیال مناسب جهت تزریق ، تنظیم شدت جریان با تنظیم فشار چاه ، تنظیم فشار تزریقی ، ایجاد سوراخ های مناسب در لوله حفاظ چاه ( Casing ) ، استخراج نفت در چند نقطه مخزن و…. ارائه می شود که باعث کاهش هزینه های عملیاتی و حفظ منابع زیر زمینی برای نسل آینده خواهد شد. اصولاً با شیوه های اولیه و ثانویه بازیافت نفت( O il recovery )

در حال حاضر حدود 30% الی 50% نفت موجود را می توان استخراج نمود . اصولاً شیوه های برداشت معمولی ، بیشترین درصد نفت را باقی می گذارد و همین دلیل قوی است برای گسترش و ابداع روش ها و فرآیندهایی که بتواند بازده بیشتر را به همراه داشته باشد . تا کنون تحقیقات آزمایشگاهی متعددی صورت گرفته و شیوه های جدید بهره وری گسترش یافته است . بسیاری از این شیوه ها در مخازن به کار گرفته شده و با موفقیت نیز همراه بوده است . کاربرد این شیوه ها به دنبال تخلیه نفت بوسیله تزریق آب و یا گاز صورت می گیرد. هر فر‎آیند جدیدی اگر به عنوان بهره وری ثانویه بکاربرده شود مؤثرتر خواهد بود مضافاً بر اینکه عمر عملکرد مناسب مخزن با بکار بردن شیوه های جدید افزایش خواهد یافت .

تا کنون روش های بهره وری جدید به لحاظ مسائل و مشکلات اقتصادی با توجه به قیمت تمام شده نفت استخراجی ، در تولید نفت به عنوان مسئله ای مهم ، مطرح نبوده اند . هر چند با افزایش قیمت نفت این روش ها اهمیت بیشتری خواهد یافت .امروزه مشکل می توان بخشی از زندگی را نام برد که به صورت مستقیم و یا غیر مستقیم مشتقات نفتی در آن نقش نداشته باشد .

استفاده ار انواع سوخت ها در صنایع سنگین و سبک و کاربرد روزافزون انواع فرآورده ها و مشتقات نفتی در صنعت دارو سازی ، صنایع غذایی ، صنایع پتروشیمی و صنایع نساجی اهمیت نفت را افزایش داده و نیاز مبرم انسان به دانش علمی و فنی در زمینه ازدیاد برداشت نفت ، صرفه جویی در مصرف و استفاده بهینه از این کالا را محسوس می نماید و این میسر نمی باشد مگر از طریق تحقیق ، بررسی و مطالعه بیشتر دراین زمینه .

هدف کلی آن است که به طور خلاصه تکنولوژی جهت افزایش بازیابی نفت های دور از دسترس در مخازن ، مورد مطالعه و بررسی قرار گیرد .

دانستن این نکته ضروری که ازدیاد برداشت نفت از مخازن با روشها و پروسس های مختلف ممکن می گردد که این روش ها در همه مخازن قابل اجرا نمی باشد .

معیارهای انتخاب یک پروسس E.O.R بسیار پیچیده بوده و عبارتند از :

پتروفیزیکالی ، شیمی ، رئولوژی ، عوامل محیطی و خواص سیالی که برای هر حالت بخصوص باید مورد توجه قرار گیرد .

وجه تمایز مخازن نفت و گاز می تواند تخلخل و نفوذ پذیری آب نمک ، نحوه اتصالات ، سوراخها ، منافذ ، اندازه ها و اشکال مختلف باشد . این مخازن شامل صخره های مختلفی هستند که عمدتاً صخره های ماسه ای ، صخره های سنگ ماسه ، صخره های کلوخی و صخره های آهکی می باشند که دارای شیارها و فضای مختلف برای عیور سیال می باشند.

پروسس های بازیابی نفت (Oil Recovery Processes ) :

پروسس های بازیابی نفت را می توان به سه دسته تقسیم نمود : اولیه ، ثانویه و روشهای ازدیاد برداشت .در پروسس های اولیه ، نیرویی که باعث خروج نفت از مخازن می شود. ، ناشی از فشار طبیعی سیال در مخزن می باشد . بازیابی اولیه نفت توسط مکانیزم های رانش طبیعی گاز ، نفوذ آب و نیروی جاذبه می باشد .

پروسس های ثانویه زمانی کاربرد خواهند داشت که فشار مخزن به طوری کم شود که قادر نباشد نفت موجود در چاه را حرکت دهد . در این پروسس ها برای ازدیاد فشار مخزن از طریق آب یا گاز استفاده می شود.

روشهای ازدیاد برداشت نفت از مخازن برای تغییر تولید چاه ها پس از تزریق آب یا گاز و ترمیم فشار مخزن می باشد . هدف استفاده از این روش ها ، به حداقل رساندن نفت باقیمانده در چاه می باشد که با افزایش اختلاف فشار بین مخازن و چاه های تولید یا افزایش تحرک نفت به وسیله کاهش ویسکوزیته آن یا کاهش کشش سطحی بین سیالات و نفت انجام می گیرد.

تریق گازPlease e Gas

تصفیه گاز

تصفیه گاز مقدار گازی که برای استحصال انرژی و یا تولید ترکیبات شیمیایی و پتروشیمی مصرف می شود بسیار زیاد است گازهای مولد انرژی از هیدروکربورهای سبک هستند که ممکن است ناخالصیهایی هم داشته باشند که قبل از مصرف بایستی جدا شوند گاز طبیعی ممکن است بعنوان همراه با استخراج نفت و یا مستقلا از منابع گاز زیر زمینی ( مانند کنگان و سرخس ) بدست می آید

دسته بندی	نفت و گاز
بازدید ها	0
فرمت فایل	docx
حجم فایل	63 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	125

فروشنده فایل

کد کاربری 3230

تمام فایل ها

تصفیه گاز

مقدمه :

مقدار گازی که برای استحصال انرژی و یا تولید ترکیبات شیمیایی و پتروشیمی مصرف می شود بسیار زیاد است . گازهای مولد انرژی از هیدروکربورهای سبک هستند که ممکن است ناخالصیهایی هم داشته باشند که قبل از مصرف بایستی جدا شوند . گاز طبیعی ممکن است بعنوان همراه با استخراج نفت و یا مستقلا از منابع گاز زیر زمینی ( مانند کنگان و سرخس ) بدست می آید .

عمده ترین ناخالصیهای موجود ئیدروژن سولفوره ، انیدریدکربنیک و رطوبت است مقدار ناخالصیهای موجود بستگی به منابع تولید دارد و امکان دارد که مقدر ئیدروژن سولفوره آن تا 50 درصد مجموع نیز برسند .

1-1- تعریف گاز طبیعی و شناخت آن :

همانطوریکه اشاره شد گاز طبیعی ترکیبی است که هیدروکربورهای اشباع شده شامل گاز متان ( CH4) ، اتان (C2H6) ، پروپان ( C3H8) ، بوتان ( C4H10) و درصد ناچیزی هیدروکربورهای سنگین و نظیر پنتان و غیره . جزء عمده گاز طبیعی را متان که سبکترین بخش ترکیبات نفتی است و میزان آن به 95 درصد مجموع و سپس اتان که در بعضی مخازن نسبت آن 10 درصد مجموع را شامل می شود .

هیدروکربورهای گاز به طور کلی به دو دسته تقسیم می شوند :

الف ) گازهای جدا شده از نفت چه در دستگاههای بهره برداری جدا شوند و یا در مخزن زیر زمینی جدا شوند به آنها گاز همراه یا مرتبط با نفت و یا ( ASSOCIAIE GAS) گویند .

مانند گازی که همراه نفت از چاههای نفت جنوب کشور خارج می شود . با توجه به اینکه گاز همراه با نفت دارای هیدروکربورهای سنگین نیز می باشند . پس از استخراج نفت آنرا وارد دستگاههای تفکیک نفت نموده و هیدروکربورهای تر و خشک مجموعه از آن جدا می شوند و سپس با یک سلسله عملیات در کارخانه های گاز و گاز مایع ( N.E.L) شرکت ملی نفت ، گاز خشکی جدا و بوسیله خط لوله تحویل شرکت ملی گاز می گردد .

ب) گازهائیکه هنگام اکتشاف همراه نفت نبوده و تماس هم با نفت نداشته اند آنها را گاز غیر همراه یا غیر مرتبط و یا ( NON – ASSOCIATED) گویند .

2-1- انواع گاز طبیعی و موارد مصرف :

گاز طبیعی برحسب ناخالصیهای موجود در آن بنامهای مختلف شناخته می شوند که در اینجا به دو نوع آن اشاره می نمائیم .

1- گاز شیرین :

گاز شیرین گازی است که هیدروژن سولفوره ( H2S) و گاز انیدریک کربنیک ( CO2) آن در حداقل مجاز و مناسب خط لوله باشد .

2- گاز ترش :

دستگاههای مربوطه و پایین آوردن ارزش حرارتی گاز طبیعی می بایستی از آن جدا گردند ، لذا پالایشگاه گاز بید بلند بهمین دلیل تاسیس شده است تا گازهای اسیدی حاصله از منابع نفتی آغاجاری را که درصد حجمی آن به 3.3 درصد می رسد از گاز طبیعی جدا نماید .

گاز طبیعی بعلت فراوانی و ارزش حرارتی بالا و همچنین با توجه به ارزش حرارتی معادل در مقام مقایسه با کلیه سوختهای جامد ، مایع و نیروی برق ارزانتر است .

لذا سوخت و ایجاد حرارت در توربینها و موتورهای گازسوز ، سوخت کارخانجات تجارتی مصارف خانگی و همچنین در صنایع پتروشیمی بعنوان ماده خام قابل تبدیل بموادی است که فرآورده های بیشماری از قبیل انواع کود ، مواد پاک کننده ، الیاف مصنوعی ، رنگ و کالاهای پلاستیکی که از آن جمله هستند .

3-1- تصفیه گاز :

تصفیه گاز در حقیقت جدا کردن موادی نظیر هیدروژن سولفوره و گاز کربنیک از گاز طبیعی می باشد بیش از 70 درصد تاسیسات فرآورش گاز دارای تاسیسات شیرین سازی گاز می باشند ، معمولا گازهای ترش هم دارای ئیدروژن سولفوره هم محتوی گاز کربنیک می باشد کربونیل سولفید ( COS) و کربن دی سولفید ( CS2) مرکاپتانها و سایر مشتقات گوگرد نیز ممکن است در گاز طبیعی موجود باشند . تصفیه گاز از ئیدروژن سولفوره و سایر ترکیبات گوگردی باید مشخصات استاندارد گازهای شیرین برای فروش در بازار را برآورده نماید .

جدا کردن گاز کربنیک از گازهای طبیعی معمولا به خاطر ارزش حرارتی و پائین آوردن حجم گاز در سیستم اتصال و برآورد نمودن پاره ای از نیازهای ویژه برای کارخانجات پتروشیمی انجام می پذیرد . کیفیت استاندارد برای گازهای تصفیه شده معمولا جداسازی ترکیبات و گاز کربنیک را با مقادیری به شرح زیر طلب می نماید . هیدروژن سولفوره برابر با ربع گرین در یکصد فوت مکعب گاز می باشد واحد گرین در صنعت داروسازی مورد استفاده قرار می گیرد .

هر پوند معادل 7000 گرین می باشد . بنابراین مقدار ربع گرین در یکصد فوت مکعب حدود ^6-10 * 4 مول H2S دارد که معادل PPM 4 می باشد .

مقدار وزنی H2S به چگالی گاز بستگی دارد برای گازهای طبیعی ترش با چگالی 0.65 مقدار گاز های H2S در گازهای شیرین برابر 7PPM وزنی می باشد . در سیستم متریک در گاز با یک چهارم گرین H2S حدود 6 میلی گرم H2S در هر متر مکعب گاز وجود دارد . در فشار 1000 Psig فشار جزئی H2S در گاز با یک چهارم گرین H2S برابر 0.25 میلیمتر جیوه می باشد .

مرکاپتان : کمتر از ربع گرین در یکصد فوت مکعب گاز کل مشتقات گوگردی باید کمتر از پنج گرین در یکصد فوت مکعب گاز باشد .

گاز کربنیک : تا مقدار کمتر از 2 درصد مولی گاز کربنیک در گاز طبیعی و کمتر از 5 PPM برای تغذیه کارخانجات پتروشیمی می باشد .

منابع گاز

1-2- پیدایش گاز :

با کشف ذخایر بزرگ گازی منطقه های آبی و خاکی و گسترش این ذخایر میزان ذخایر گاز طبیعی شناخته شده ایران به 21 تریلیون متر مکعب رسانیده ، مقام دومی ایران در جهان بعد از روسیه با 56 تریلیون متر مکعب ذخائر گازی تثبیت شد . یقینا با افزایش مصرف جهانی و وجود محدودیتهای بالقوه انواع انرژی های دیگر ارزش این ماده مانند در آینده آشکارتر می شود .

منابع گازی به سه حالت مختلف در جهان و از جمله ایران مشاهده می شود :

1- گاز همراه نفت

در زمان استخراج نفت ، از چاه فوران می کند . مقادیر زیادی گاز نیز هنگام پالایش نفت از آن جدا می گردد که در گذشته به دلیل نبود پیش بینی های لازم و نداشتن محل لازم و نداشتن محل مصرف و نبودن امکان ذخیره سازی ، سوزانده می شد .

امروز با جدائی گاز از نفت و تشکیل شرکت ملی گاز ایران مقادیر زیادی از این گازها جمع آوری شده و به مصارف خانگی ، تجارتی و صنعتی به ویژه نیروگاههای برق و سایر تاسیسات مهم کشور رسانده می شود . گاز استخراج شده به دو حالت ترش و شیرین است . گاز ترش حاوی اسید ، آب و غیره است و در اثر پالایش از آن جدا شده و پس از نم زدائی به صورت گاز خشک در می آید .

ردیف	کشور	تریلیون متر مکعب	درصد
1	روسیه	48.5	34.1
2	ایران	20.7	14.6
3	قطر	7.1	5
4	امارات	5.5	4.1
5	عربستان	5.3	3.7
6	آمریکا	4.7	3.3
7	ونزوئلا	3.7	2.6
8	الجزایر	3.6	2.6
9	نیجریه	3.4	2.4
10	عراق	3.1	2.2
11	سایر کشورها	36.4	25.4
	مجموع	142	100

کل ذخایر گاز طبیعی جهان

از سوی دیگر با گرفتن مواد سنگین ( برخی از ترکیبات هیدروکربورهای سنگین ) گاز استخراج شده تبدیل با گاز سبک می شود .

اما گاز استخراجی بعضی از میادین شیرین ( فاقد مواد اسیدی) است این نوع گاز تنها با عمل نم زدائی ، تبدیل به گاز خشک شده و برای مصرف آماده می شود و می توان آن را بدون انتقال به پالایشگاه به خطوط لوله تزریق کرده و به نقاط مصرف فرستاد .

2- گاز کلاهک :

گاز میادین نفتی ، به این ترتیب که مواد نفتی در قسمتهای پایین معدن و گاز در بالای آن قرار گرفته است .

3- میادین مستقل گازی و سازنده های گازی :

2-2- گاز همراه نفت :

در این نوع میادین از آنجا که گاز و نفت با هم هستند ، مقدار تولید گاز بستگی به میزان استخراج نفت دارد . هر قدر نفت بیشتری تولید شود گاز بیشتری حاصل می شود . این نوع گاز تقریبا منحصر به میادین نفتی مناطق نفت خیز جنوب ایران است گاز همراه نفت که (( گاز غنی )) نیز نامیده می شود ، گاهی حاوی اسیدهایی است که معمولا بوسیله تبرید آن در کارخانه های گاز و جدا کردن گاز مایع از آن تبدیل به گاز سبک می شود و آنگاه برای پالایش به تصفیه خانه و یا در صورت شیرین بودن به خط لوله سراسری منتقل و از طریق آن به نقاط مصرف ارسال می شود .

مایعات گازی حاصله را نیز به پالایشگاههای گاز مایع و یا کارخانه های پتروشیمی می فرستند . در سال 1346 شرکت ملی صنایع پتروشیمی که تنها دو سال از تاسیس آن می گذشت ، برای تاسیس سوخت خود برای اولین بار در تاسیسات خود واقع در بندر امام خمینی و بندر ماهشهر از گازهای گوگرددار مسجدسلیمان استفاده کرد . این سرآغاز بهره برداری واقعی از گازهای استحصالی میدان جنوب بود که سالها بی دریغ سوزانده می شد .

3-2- گاز کلاهک گازی :

گازهای کلاهک که گاز گنبدی نیز گفته می شود ، در داخل معدن و در تماس مستقیم با سطح بالایی نفت قرار دارد . حدود نیمی از مخازن گازی قابل استحصال ایران از این نوع است .

استخراج بی حساب از این نوع معادن موجب کاهش شدید فشار مخزن و گاززدائی نفت شده و استحصال کامل بخشی از نفت و مایعات گازی معدن را دچار اشکال می سازد بنابراین لازم است تا استحصال کامل نفت و مایعات گازی میدان از استخراج گاز کلاهک خودداری کرد چرا که در آینده ناگزیر باید همان گاز استخراج شده را با تحمل هزینه زیاد به منظور استفاده از نفت معدن ، دوباره به آن تزریق کرد .

4-2- میادین مستقل گازی :

این نوع میادین فقط حاوی گاز معمولی یا گاز مایع است و می توان به طور مستقل از آن برای تولید گاز بهره برداری کرد .

نخستین چاه مستقل گازی ایران چاه (( پازنان ))واقع در جنوب شرقی آغاجاری و جنوب غربی گچساران است که در سال 1305 هجری شمسی حفر شد و به جای نفت به منبع گاز طبیعی برخورد کرد . طی سالهای 1310 تا 1316 هـ . ش چاههای دوم و سوم و چهارم پازنان نیز که همه به منظور دستیابی به نفت حفر شده بود به گاز طبیعی برخورد به این ترتیب معلوم شد معادن پازنان به جای نفت ، میادین گازی است .

میادین گازی پارس شمالی در خلیج فارس با حدود 325/1 تریلیون متر مکعب و پارس جنوبی با حدود 850 میلیارد متر مکعب و همچنین میدان گازی کنگان با حدود 453 میلیارد متر مکعب گاز قابل استحصال از این نوع است .

به طور کلی تعداد این نوع میادین گاز در ایران ( در خشکی و آب ) به 25 میدان و تعداد سازنده های گاز به 9 مورد می رسد .

فرآیندهای شیرین سازی

1-3- فرایندهای شیرین سازی در بسترهای جامد :

جداسازی گازهای اسیدی در بسترهای جامد از طریق واکنش شیمیایی یا ایجاد پیوند یونی صورت می پذیرد . در این فرآیند ، گاز ترش از میان بستر جامد عبور نموده و گازهای اسیدی جذب بستر می شوند پس از اشباع بستر از گازهای اسیدی ، مخزن حاوی بستر جامد از مدار عملیات خارج و برای احیاء سازی یا تخلیه بستر و جایگزین مواد جامد ، آماده می گردد . به همین منظور ، مخزنی با ظرفیت مشابه ، پس از خارج شدن مخزنی اولی ، در مدار عملیات قرار می گیرد .

فرآیند شیرین سازی در بسترهای جامد شامل موارد زیر می باشد :

1- فرآیند آهن اسفنجی ( IRON SPONEE )

2- فرآیند غربال ملکولی ( MOLECULAR SIEVE )

3- فرآیند اکسید روی

1) فرآیند آهن اسفنجی :

دراین فرآیند،شیرین سازی گازازطریق واکنش اکسید آهن باH2S صورت میپذیرد . از این فرآیند برای شیرین سازی گازهای ترش با غلظت پائین H2S ( کمتر از 1gran / 100 scf ) استفاده شده و جدا سازی CO2 در آن صورت نمی پذیرد .

از فرآیند آهن اسفنجی از تعدادی مخازن متوالی حاوی (bydRATED IRON OXIDE) استفاده شده که در آن H2S به سولفید آهن تبدیل می شود :

واکنش شیمیایی فوق در حضور آب و دمای پایین تر از 120 درجه فارنهایت صورت می گیرد . در صورت کافی نبودن بخار آب در گاز ورودی به بستر ، تزریق آب به ورودی سیستم ضرورت پیدا می کند . کنترل PH بستر در محدوده 10-8 مهم بوده که با افزایش دما به بیش از 120 درجه فارنهایت ، اهمیت بیشتری پیدا می کند . عملیات کنترل PH با کمک محلول سود سوز آور آب آهک یا مخلوط آمونیاک و آب صورت می پذیرد.

عملیات احیاء سازی بستر بوسیله هوا صورت گرفته ، اکسید فریک هیدراته احیاء شده و گوگرد تولید می شود . نظر به گرمازا بودن واکنش سولفور آهن با اکسیژن ، هوای ورودی به بستر باید به آرامی وارد آن شود تا فرصت خارج کردن گرما از درون بستر را داشته باشد . سرعت زیاد هوا و گرمای واکنش ممکن است باعث انتقال بستر گردد .

بخشی از گوگرد تولیدی در حین عملیات احیاء سازی بستر رسوب نموده و باعث کاهش واکنش پذیری بستر و افزایش افت فشار گاز می شود . معمولا ، پس از تکرار 10 بار عمل احیاء سازی بستر ، مواد داخل مخزن بطور کامل تخلیه شده و اکسید فریک جایگزین آن می شود . مواد زیر از جمله مسایل عملیاتی فرآیند آهن اسفنجی می باشند .

حضور مایعات هیدروکربنی در گاز ورودی به بستر باعث تجمع آن در لابلای منافذ آهن اسفنجی شده و از واکنش H2S با اکسید آهن ممانعت به عمل می آورد .

در این فرآیند ، وجود آب آزاد جهت مرطوب کردن آهن اسفنجی الزامی می باشد . در این ارتباط ، پیش بینی تمهیدات ضروری جهت جلوگیری از یخ زدگی آهن اسفنجی در هوای سرد اهمیت زیادی دارد . در چنین شرایطی ، دمای گاز ورودی به بستر همیشه باید بالاتر از دمای بحرانی تشکیل هیدرات حفظ گردد .

آهن اسفنجی در اثر مرور زمان مصرف شده و باید با مواد تازه جایگزین شود . دفع مناسب مواد زائد از جمله عملیات و ایمنی می باشد .

مشخصات یک واحد اسفنجی در ایالات متحده آمریکا به قرار زیر است :

15 mm SCFD	Sour Feed gas
9 PPM	H2S in Feed
2 Vessels ( DIA = 12	NO . oF beds
29 DAYS	Operation cycle

2- فرآیند غربال ملکولی :

در فرآیند های غربال ملکولی ، جداسازی آب ، ترکیبات گوگردی و آلاینده های دیگر از درون گاز و مایعات ترش صورت می پذیرد .

غربالهای ملکولی کریستالهای متشکل از ( ALKALImetal Alumino Silicates ) با شبکه متصل سه بعدی سیلیکان و آلومینا تترا هیدرات بوده و به صورت دانه های ریز و گلوله های کوچک ساخته می شوند . نام غربال ملکولی ناشی می شود که اندازه روزنه ها و تخلخل غربال ملکولی در حدی است که ملکولهای کوچک از آن عبور نموده ولی ملکولهای بزرگ قادر به نفوذ به درون آنها نمی باشند .

ساختمان کریستالی غربالهای ملکولی تعداد کثیری بار قطبی معروف به مناط فعال بوجود می آورند . ملکولهای قطبی نظیر H2S ، آب ، CO2 و مرکپتانها وارد منافذ غربالهای ملکولی گردیده و پیوندهای یونی ضعیفی در مناطق فعال تشکیل می دهند . ملکولهای غیر قطبی مانند هیدروکربنهای پارافینی قادر به تشکیل پیوند در مناطق یاد شده نمی باشند . اندازه ملکول CO2 تقریبا نزدیک به اندازه H2S بوده ، لیکن ، بدلیل غیر قطبی بودن قادر به تشکیل پیوند در مناطق فعال نمی باشند . مقدار کمی CO2 ، به دلیل ایجاد پیوند H2S و H2O با مناطق فعال ، در داخل منافذ حبس شده و بدین سبب راه خروج CO2 از درون منافذ مسدود و در داخل بستر باقی می ماند . تا زمانیکه تمامی سطوح غربال ملکولی توسط ، ملکولهای H2S ، آب و غیره پوشانیده نشده باشد ، غربال ملکولی قادر به جذب ملکولهای فوق خواهد بود .

عملیات احیاء سازی بستر غربال های ملکولی بوسیله گاز گرم صورت می پذیرد ، و سرد کردن بستر مذکور پس از عملیات احیاء سازی بدان منظور انجام می شود که غربال های ملکولی در دمای بالا قادر به جذب H2S ، آب و … نمی باشند . لذا قبل از قرار گرفتن بستر احیاء شده در مدار عملیات ، دمای بستر توسط گاز سرد کاهش می یابد . گرم کردن بستر در مرحله احیاء باعث شکستن پیوندهای یونی گردیده و ترکیبات H2O , H2S و … از درون منافذ غربال های ملکولی خارج می شوند . دمای احیاء بستر معمولا در محدوده 400 – 300 درجه فارنهایت می باشد . هرچند که شرایط بهینه فرآیند جذب سطحی و تشکیل پیوند یونی در فشاری حدود ( Psig ) 450 حاصل می شود ، لیکن ، غربال های ملکولی در طیف وسیعی از فشارها کارائی مناسبی دارند .

غربال های ملکولی همواره در مقابل تجزیه شیمیایی و مکانیکی آسیب پذیرند . از این رو حفاظت از غربال های ملکولی در برابر خرد شدن بسیار مهم است . مهمترین عامل آسیب دیدگی مکانیکی غربال های ملکولی تغییرات ناگهانی فشار و یا دما که به هنگام تغییر شرایط عملیاتی بستر از حالت جذب به حالت احیاء رخ می دهد ، می باشد .

غربال های ملکولی معمولا برای شستشوی نهایی گازهای ترش بکار برده می شوند و عموما پس از واحد شیرین سازی گاز ترش قرار می گیرند . بعنوان مثال ، با بکار گیری غربال های ملکولی ، COS درون پروپان را می توان تا حد 2 PPM کاهش داد .

معایب غربال های ملکولی برای شیرین سازی مایعات گازی ( جدا سازی CO2 , H2S ) به قرار زیر می باشد :

- محدودیت حجم خوراک ورودی به بستر

- بالا بودن هزینه عملیاتی نسبت به مابقی فرآیند های شیرین سازی

- دمای بالا جهت احیاء سازی بستر

- حجم سرمایه گذاری بالا بدلیل احداث مخازن موازی جهت عملیات مداوم

معروفترین شرکتهای سازنده غربال های ملکولی ، شرکتهای UNION CARBIDE و UOP می باشند .

انواع غربال های ملکولی شرکت union carbide عبارتند از :

PK – 29 1/16 PELLETS

13 X 1/16 PELLETS

از غربال های ملکولی فوق برای استخراج H2S ، مرکپتان ، آب و COS درون گازها ، گاز مایع خانگی ( LPG) و گاز طبیعی مایع ( LNG) استفاده می شود . نام تجارتی یکی از غربالهای ملکولی شرکت MOlSIV , VOP می باشد .

3- فرآیند اکسید روی :

فرآیند اکسید روی به لحاظ کاربردی تجهیزات شباهت زیادی به فرآیند اسفنجی دارد . واکنش شیمیایی اکسید روی با H2S به قرار زیر می باشد :

ZnO + H2S ® ZNS + H2O

سرعت واکنش فوق با کنترل پدیده نفوذپذیری قابل تنظیم بوده و عملیات واحد معمولا در دمایی بالاتر از 250 درجه فارنهایت صورت می گیرد . دمای بالا باعث افزایش سرعت نفوذ یون سولفید گردیده و بطور معمول ، از آن جهت پیشبرد سرعت واکنش استفاده می شود .

وابستگی زیاد فرآیند به پدیده نفوذپذیری بدان معناست که متغیرهای دیگر نظیر فشار و سرعت گاز تاثیر کمتری بر واکنش شیمیایی دارند .

عمر مفید بستر اکسید روی به میزان H2S درون کاز ورودی بستگی دارد و از 6 ماه تا چند سال در نوسان می باشد . به منظور گسترش محدوده اشباع شدن بسترها تا قبل از زمان تعویض آنها ، بسترهای اکسید روی بطور سری پشت سرهم قرار داده می شوند بدلیل مسائل زیست محیطی در دفع سولفور روی ، که بعنوان نمک فلز سنگین طبقه بندی می شود ، مقبولیت استفاده از این فرآیند تنزل یافته است .

تصفیه گازGas treatment

فروش فایل تاریخچه توربین گاز

ما اولین نیستیم ولی بی شک برترین هستیم
به صفحه دانلود فایل( تاریخچه توربین گاز  )خوش آمدید برای دانلود به توضیحات بیشتر بروید.شما پس از پرداخت هزینه ای ناچیز فایل{ تاریخچه توربین گاز  }را دانلود خواهید کرد

 تاریخچه توربین گاز