مهندسی شيمی و نفت 2

[فلفل نمك]

مشكلات رسوب آسفالتين در مراحل مختلف صنعت نفت و بحث راجع به رفع آنها كلمات كليدي: آسفالتين ها، NSO، رزين ها، ساختمان

رسوب آسفالتين در برخي ميادين نفتي نقاط مختلف جهان در خلال توليد و فراورش نفت از مسائل بسيار جدي محسوب مي گردد . در بعضي از ميادين جاههايي وجود داشته است كه در آغاز بهره برداري 3000 بشكه در روز دبي توليدي داشته اند اما ظرف مدت كوتاهي پس از توليد ، جريان نفت در آنها قطع شده است . هزينه تعمير و رفع اشكال اين چاهها از لحاظ اقتصادي بسيار قابل ملاحظه است . اغلب مشاهده شده است كه پس از بستن موقت چاهها شده است .

در برخي از موارد نيز رسوب آسفالتين در داخل لوله هاي مغزي مشكلات متعددي ايجاد نموده است كه شستشو يا تراشيدن و تميز كردن لوله هاي مغزي را جهت حفظ سطح توليد ايجاب كرده است . در يك حالت ديگر مشكلات ناشي از آسفالتين ، از رسوب آن در خلال توليد اوليه گرفته تا رسوب و انعقاد آن در اثر اسيد زني به چاهها و تزريق انيدريد كربنيك براي ازدياد برداشت از نفت مشاهده شده است . حتي براي مخازني كه رسوب آسفالتين در خلال توليد طبيعي يا اوليه گزارش نشده بود . اين رسوب در حين پروژه هاي ازدياد برداشت در لوله هاي مغزي چاههاي توليدي مشاهده گرديده است .

به عنوان مثال برخي ميادين مشخص كه با مشكل رسوب آسفالتين مواجه اند را بطور خلاصه معرفي مي كنيم .

الف – ميدان Prinos – شمال درياي اژه يونان
اين ميدان نفتي در سال 1974 كشف و در سال 1981 مورد بهره برداري قرار گرفت . جنس سنگ مخزن آن از نوع ماسه سنگ ميوسن ، فشار نقطه حباب در حدود 5730 Psig ، دماي آن 262 درجه فاز نهايت ، فشار نقطه حباب نفت در حدود 1250 Psig و GOR آن در حدود 850 scf/BBL گزارش شده است . نفت اين ميدان داراي درصد بالايي از H2S ( در حدود 40 درصد ) است . از اولين روزهاي بهره برداري از اين مخزن مسئله رسوب مواد آسفالتيني در بخشهاي مختلف از قبيل خطوط لوله ، تفكيك گرها و پمپها مشاهده گرديد و ايجاد مشكل نمود . محتواي آسفالتين در اين ميدان 4.5 % بود اما مشكل تشكيل رسوب به اندازه اي شديد بود كه مي توانست از نظر اقتصادي پروژه را متوقف سازد . انجام عملياتي مثل كاربرد لوله هاي دوگانه براي نمونه برداري و تزريق نفت براي چرخش مجدد توسعه تحقيقات آزمايشگاهي و نهايتاً كاربرد گزيلن به عنوان حلال و متوقف كننده تشكيل رسوب آسفالتين مؤثر واقع گشت .

ب – ميادين Mata Acema و Boscan ، ونزوئلا
عمق ميدان Mata Acema حدود 3505 و دماي مخزن آن 135 درجه سانتيگراد بود . جنس سنگ مخزن آن از نوع ماسه سنگ ميوسن بوده و 25 % حجمي نفت موجود در مخزن شامل مواد سبك و باقيمانده آنرا C7 تشكيل مي داده است . مشكل رسوب آسفالتين در اين ميدان بسيار شديد بود اما ميدان نفتي Boscan كه جنس سنگ مخزن آن از نوع ماسه سنگ ميوسن نفت آن سنگين و داراي API در حدود 9 – 12 بوده است و در عمق 2591 متري با دماي 82 درجه سانتيگراد قرار دارد ، با مشكل توليد آسفالتين مواجه نبود . اهميت اين مخزن نفتي در آن است كه يكي از بزرگترين ميادين توليد نفت سنگين مي باشد . بسيار قابل توجه است كه محتواي آسفالتين در ميدان نفتي Mata Acema بين 0.4 تا 9.8 درصد وزني است در حالي كه محتواي آسفالتين در ميدان نفتي Boscan ، 17.2 درصد وزني مي باشد . تاكنون مسئله رسوب آسفالتين در آن مشاهده نگرديده است .

ج – ميدان Hassi Messaoud ، الجزاير
اعماق چاههاي اين ميدان 11000 فوت و از جنس ماسه سنگ ميوسن مي باشد . فشار مخزن 6825 Psi و فشار نقطه حباب 2880 Psig و ميزان GOR در حدود 1200 scf/BBI مي باشد . نفت اين ميدان داراي API حدود 42.3 و ميزان آسفالتين موجود در آن در حدود 0.2 درصد وزني مي باشد . نفت حاصل از ميدان حاوي 40 درصد وزني Gasoline بود . از آغاز بهره برداري از اين ميدان مسئله رسوب آسفالتين در لوله هاي جرياني چاههاي توليدي مشاهده و باعث ايجاد اشكالات عمده اي در بهره برداري از اين مخزن گرديد . بطوري كه چاه حدود 20 تا 25 درصد فشار اوليه خود را در 15 تا 20 روز اول توليد از دست داده و به اين ترتيب كاهش قابل توجهي در توليد به وجود آمد . روش بكار برده شده براي تميز سازي لوله هاي جرياني از آسفالتينها ، استفاده از حلالهاي مناسب بوده است . بطوريكه در طي سال 1961 – 1962 در حدود 400 بار تميز سازي خطوط لوله جرياني گزارش شده است . در حالي كه مشاهده گرديد رسوب آسفالتين پس از رسيدن فشار به زير نقطه حباب تشكيل نمي شود و رسوبات قبلي مجدداً در نفت حل مي شود . همچنين اگر بتوان يك شوك مكانيكي در عمق كافي بوجود آورد جريان دو فلزي با حداقل رسوب آسفالتين بوجود مي آيد كه نيازي به شستن لوله ها ندارد . اين عمل در پنج چاه مختلف در اين ميدان انجام شد . به اين ترتيب اعمال شوك و كاهش فشار ستونك سر چاه منجر به افزايش توليد گشت .


د – ميدان Ventura Avenue ، كاليفرنيا
رسوب آسفالتين در ميدان نفتي Ventura Avenue در توليد اوليه ، ثانويه و كاربرد روشهاي ازدياد برداشت مشاهده گرديد . اين مخزن در عمق 2590 متري قرار دارد . فشار مخزن اين ميدان حدوداً 8500 Psig و دماي آن در حدود 212 تا 350 درجه فارنهايت بوده است . فشار نقطه حباب در حدود 4500 Psig گزارش شده است . در اين مخزن جهت جلوگيري و كاهش ميزان رسوب آسفالتين از بازگرداني نفت استفاده شده است كه در اين ميدان نفتي پس از كاهش فشار مخزن به فشار نقطه حباب از ميزان رسوب اين مواد كاسته شده است . در آغاز عمليات چرخش مجدد نفت با هدف كاهش رسوب آسفالتين به كار رفت . در اين مرحله ، عمليات با حلال ( عموماً آروماتيكها ) موفق نبود . مشكل اين ميدان نفتي پس از رسيدن فشار به فشار پايينتر از نقطه حباب ، كاملاً از بين رفت و چاههاي آن بدون داشتن مشكل ، توليد كردند . بهر حال حفر چاههاي زياد در ابتداي برداشت از اين ميدان مسائل اقتصادي فراوان به اين پروژه تحميل كرد . همچنين آزمايش تطابق سيالات تزريقي EOR و تخريب چاه با سيال مخزن ، بخصوص در نفتهاي آسفالتيني تأييد شده است .

از آنجاييكه سيلاب زني امتزاجي داراي پتانسيل بازيابي نفت بيشتري نسبت به روشهاي معمول تزريق آب مي باشد ، در ايران به دليل دارا بودن بيش از 13 درصد كل مخازن گاز دنيا اكثراً به منظور ازدياد برداشت از روش تزريق گاز طبيعي استفاده مي شود . به عنوان مثال مي توان به واحدهاي تزريق گاز در منطقه جايزان ، تزريق گاز خروجي كارخانه NGL 1000 آغاجاري و تزريق گاز پازنان توسط كارخانه NGL 900 گچساران جهت تحريك ميادين نفتي اشاره كرد . نفت با جذب گاز به مانند هيدروكربني مايع با كشش سطحي پايين عمل مي كند كه با رزين ها قابل امتزاج است . بدين ترتيب اجسام حافظ ( رزين ها ) از آسفالتينها جدا شده و آسفالتينها پس از انعقاد بعنوان يك فاز سنگين رسوب مي كنند . گاز به عنوان حلال تشكيل دهنده رسوب ، عامل بر هم زننده تعادل ترموديناميكي شناخته مي شود .

در پاره اي از ميادين ، پارامترهاي مؤثر ديگر در تشكيل رسوب آسفالتين مانند دما ، فشار و . . . مي تواند عامل جابجايي تعادل ترموديناميكي و مسبب تشكيل رس.ب آسفالتين شناخته شوند .

احتمال بسته شدن منافذ و كم شدن يا از بين رفتن نفوذ پذيري سيال از درون بستر متخلخل سنگ در اثر به وجود آمدن رسوب ياد شده باعث مي شود كه به پروژه هاي ازدياد برداشت با ديد احتياط نظر شده و به عوارض جانبي در كنار اثرات مثبت آنها در بالا بردن ميزان نفت قابل برداشت نيز توجه شود .

لازم بود براي رفع مشكلات ناشي از رسوب آسفالتين كه سبب انسداد مخازن نفتي ، كاهش تراوايي ، هزينه هاي عملياتي و از دست دادن منابع نفي مي شود ، كارهاي تحقيقاتي و مطالعاتي انجام گيرد . در كارهاي تحقيقاتي و مطالعاتي كه تاكنون انجام شده ، اغلب سيستمهاي ناپيوسته و فاقد و محيط متخلخل مدنظر بوده كه اصولاً هدفشان پاسخ به اين سؤال مي باشد كه چه وقت و چه مقدار رسوب تحت شرايط مشخص تشكيل خواهد شد . لذا مدلهاي ترموديناميكي را به كار گرفتند كه فقط قادرند رفتار سيستم را به هنگام تعادل پيش بيني كنند و از ارائه رفتار سيستم نسبت به زمان عاجزند .

عدم توجه به سرعت سيال و بستر متخلخل سنگ مخزن ، يكي از جمله عواملي بود كه سبب مي شد تا معماي بسته شدن اطراف دهانه چاه بدون جواب بماند . در كار حاضر ملاحظه خواهيد نمود كه اين معضل صرفاً در محدوده مكانيك سيالات ، طبيعت رسوب آسفالتين و ساختار محيط متخلخل بوده و تنها كاري كه در اينجا از مدلهاي ترموديناميكي پيشنهاد شده بر مي آيد ، اين است كه مشخص مي نمايد كه در شرايط موجود رسوبي تشكيل مي شود يا خير و اگر مي شود ميزان آن چقدر است ؟

مدلهاي ترموديناميكي پيشنهاد شده از طرف شركت شل و پروفسور منصوري از دانشگاه ايلينوي آمريكا راحت به اين سؤال پاسخ مي دهند كه « تحت چه شرايط ترموديناميكي رسوب آسفالتين تشكيل مي شود ؟ » ولي قادر نيستند با توجه به مقدار و طبيعت ذرات رسوب ، پيش بيني كنند حركت نفت در سازند چگونه بوده و تأثير آن در بازيافت نهايي چه خواهد بود .

از نظر مهندسي مخزن ، مهم خطر آفريني رسوب آسفالتين از نقطه نظر تشكيل و ميزان آن نيست بلكه مهم اينست كه رسوبات ايجاد شده به شكلي ، از محيط متخلخل تخليه شده و باعث بسته شدن منافذ سنگ مخزن نگردند . چنانچه بوجود آمدن و عبور ذرات ايجاد شده در محيط متخلخل طوري باشد كه سيستم متخلخل مخزن مواجه با كاهش تراوايي نسبت به زمان نگردد ، نگراني كه از ناحيه رسوب آسفالتين متوجه مخزن مي باشد ، بدون پايه خواهد بود . لذا در كار حاضر از اين زاويه به مسئله نگريسته شده و با استفاده از يك دستگاه نيمه صنعتي آزمايشگاهي بطور تجربي در محيط متخلخل ، آن هم بطور پيوسته ، حركت نفت در سازند و تأثير آن در بازيافت نهاييي با توجه به مقدار و طبيعت ذرات رسوبي بررسي مي شود .

بنابراين در كار حاضر روند كار بدين قرار است كه پس از موفقيت در طراحي ، نصب و كارآيي سيستم در فشارهاي مختلف ، ميزان تراوايي بستر متخلخل در شدت جريانهاي مختلف بر حسب زمان طبق قانون دادرسي محاسبه مي شود .
سپس مدلي بسيار جالب كه دو تئوري « اضافه بر سطح » و « به دام افتادن مكانيكي » را همزمان به كار مي برد ، ارائه مي گردد كه در نهايت به كمك اين مدل ، سيستم توسط يك برنامه قابل انعطاف رايانه اي شبيه سازي مي گردد . در ضمن نتايج آزمايشها با پيش بيني هاي مدل مقايسه و مورد بحث واقع مي شوند .
تئوري « اضافه بر سطح » ، پديده جذب سطحي آسفالتين و تئوري « به دام افتادن مكانيكي » ، پديده هاي نشست ، كنده شدن ، گلوله برفي و پل زدن را در بستر متخلخل توجيه مي كنند .

در اين مدل از پديده هاي طبيعي و تكنيكهاي كلاسيك براي محاسبه پارامترهاي مورد نياز استفاده شده است . اين روش در حال حاضر تنها ابزار موجود در بررسي عملكرد و رفتار حركت نفت در سازند ، با توجه به مقدار و طبيعت ذرات رسوب مي باشد كه قادر است تأثير اين مقدار رسوب را در بازيافت نهايي پيش بيني كند .

محققيني چون پروفسور منصوري ، رسام دانا ، نيك آذر و غيره با ارائه مدلهاي ترموديناميكي قصد دارند ضمن شناخت پارامترهاي مؤثر در تشكيل رسوب ، ميزان آن را در مخازن نفتي و تجهيزات فرايندي پيش بيني كنند ليكن در اينجا سعي مي شود كه با تنظيم شدت جريان ، رسوبات ايجاد شده از سيستم تخليه شوند تا سبب كاهش تراوايي يا از دست دادن آن و هزينه هاي عملياتي نظير اسيد زني ، پاكسازي و غيره نشوند .

در كار حاضر ضمن پي بردن به راز بسياري از مجهولات در زمينه طبيعت رسوب آسفالتين ، محيطهاي متخلخل و مخازني كه با مشكل رسوب مواجه اند ، پس از شناخت دقيق مكانيسم تراوايي و پارامترهاي مؤثر بر آن ، راه حلهاي مناسبي براي كاهش نشست يا افزايش تراوايي مانند انتخاب سيال مناسب جهت ازريق ، تنظيم شدت جريان با تنظيم فشار چاه ، تنظيم فشار تزريقي ، تعبيه سوراخهاي مناسب در لوله هاي جداري چاه ، استخراج نفت در چند نقطه مخزن و غيره ارائه مي شود كه باعث كاهش هزينه هاي عملياتي و حفظ منابع زير زميني براي نسل آينده خواهد شد .

[فلفل نمك]

PIPESYS ( شبيه سازي خطوط لوله) كلمات كليدي: PIPESYS، HYSYS، شبيه سازي، امكانات، تجزيه و تحليل ، لوله هاي عمودي و افقي

خطوط لوله از عوارض گوناگون زمين تحت شرايط اقليمي مختلف عبور مي كنند. انتقال سيال در اين شرايط زماني بنحو مطلوب صورت مي گيرد كه اندازه خط لوله به درستي و با در نظر گرفتن عواملي مانند افت فشار و اتلاف حرارت تعيين شده و تجهيزات و لوازم نصب شده در داخل خط مانند كمپرسورها، گرم كن ها و اتصالات با آن متناسب باشد.

با توجه به پيچيدگي محاسبات شبكه خطوط لوله، طراحي دقيق اندازه مشكل بنظر مي رسد. معمولا براي جبران خطاي محاسبه افت فشار در طراحي، لوله با اندازه بزرگتري انتخاب مي شود. در جريان هاي چند فازي اين مسئله باعث افت دما و فشار بيشتر، افزايش ملزومات براي انتقال مايع و خوردگي بيشتر لوله خواهد شد. مدلسازي دقيق سيال از اين مسائل جلوگيري كرده و نتيجه آن سيستم خط لوله با صرفه تري است. براي اين كار مي توان از مجموعه دانسته هاي تكنولوژي جريان تك فاز و چند فازي در قالب نرم افزار براي شبيه سازي دقيق و موثر جريان در خطوط لوله استفاده كرد. PIPESYS با قابليت هاي فراوان در مدلسازي دقيق هيدروليك خطوط لوله چنين نرم افزاري است. PIPESYS پس از نصب به صورت جزئي از نرم افزار HYSYS درآمده و به قابليت هاي اين نرم افزار مانند بانك داده هاي مواد و خواص سيال دسترسي دارد.

مجموعه اي از تجهيزات داخل خط كه براي ساخت خط لوله وآزمايش آن به كار مي روند در PIPESYS پيش بيني شده است و به كمك آن مي توان خطوط لوله اي را كه در محيط ها و ارتفاعات مختلف سطح زمين كشيده شده اند مدلسازي كرد.

PIPESYS از امكانات زير برخوردار است :

1) مدلسازي دقيق و تفصيلي جريان هاي تك فاز و چند فاز.
2) محاسبه جزئيات پروفيل دما و فشار براي خطوط لوله اي كه از زمين هاي ناهموار، چه در خشكي و چه در فلات قاره دريايي عبور مي كنند.
3) محاسبه فشار از ابتداي خط به انتها يا برعكس. مدلسازي اثرات تجهيزات داخل خط مانند ايستگاه هاي تقويت فشار گاز و تلمبه خانه ها، گرم كن، خنك كن، رگلاتورها و اتصالات شامل شيرالات و زانويي.

اجراي تجزيه و تحليل هاي ويژه شامل :
- پيش بيني لخته مايع حاصل از ارسال توپك (Pig)
- پيش بيني حد سرعت براي سايش
- ارزيابي حالت هاي حاد لخته سازي و آثار آن در لوله هاي عمودي و افقي
- محاسبات تحليل حساسيت جهت تصميم گيري در مورد وابستگي رفتار سيستم به هر پارامتر
- اجراي محاسبات سريع و موثر با بهينه كننده داخلي كه محاسبات را بدون كاهش دقت به طرز چشمگيري تسريع مي كند.
- مطالعه امكان افزايش ظرفيت خطوط موجود بر مبناي تاثيرات تركيب مواد، خطوط لوله و شرايط اقليمي .
- مدلسازي يك خط لوله يا شبكه خطوط به تنهايي يا به عنوان بخشي از تاسيسات كامل جمع آوري و فراورش (به كمك HYSYS )
- مجموعه گسترده اي از روابط و مدل هاي محاسباتي مربوط به جريان هاي افقي، مايل، عمودي، پيش بيني رژيم جريان، سهم مايع (hold up) و افت فشار اصطكاكي در PIPESYS گنجانده شده است. روش اجراي محاسبات در PIPESYS از قابليت انعطاف قابل ملاحظه اي برخوردار است.

نمونه هايي از كاربرد PIPESYS در عمل

- محاسبه پروفيل فشار براساس پروفيل معين دما، محاسبه هر دو پروفيل فشار و دما براساس شرايط يك سر لوله، محاسبه پروفيل فشار در جهت جريان يا برخلاف آن براي تعيين شرايط بالادست يا پايين دست.
- اجراي محاسبات مكرر براي رسيدن به يك شرط در ابتداي لوله و شرط ديگري در انتهاي لوله مثلا محاسبه فشار بالادست و دماي پايين دست بر مبناي فشار پايين دست و دماي بالادست.
- محاسبه شدت جريان متناظر با شرايط معلوم بالادست يا پايين دست.
- PIPESYS از لحاظ ظاهر شبيه HYSYS طراحي شده تا دسترسي به اطلاعات تسهيل شود. اما نظر به طراحي ماهرانه و در عين حال ساده آن حتي بدون آشنايي با HYSYS نيز مي توان در مدت كوتاهي به آن خو گرفت.

[فلفل نمك]

(توصيف و محاسبه خواص نفت خام و برشهاي نفتي) كلمات كليدي: Oil Manager، HYSYS، شبيه سازي، برش هاي نفتي، منحني، تعيين خواص، محاسبه خواص بحراني، روابط ترموديناميكي

براي توصيف نفت خام و برش هاي نفتي كه مخلوط هاي بسيار پيچيده اي هستند روش ها و روابط فراواني وجود دارد. OilManager يكي از اجزاي اختياري HYSYS است كه كار توصيف و سرشت نمايي (Characterization) اين مخلوط ها را انجام مي دهد. روشي كه اين برنامه براي تبديل داده هاي آزمايشگاهي (assay) به گروهي از سازنده هاي مجازي به كار مي برد از مراحل فرعي سرشت نمايي زير تشكيل شده است :

برمبناي منحني سنجش ورودي، OilManager مجموعه اي از منحني هاي كاري شامل دماي TBP ، وزن مولكولي، دانسيته و ويسكوزيته را در محدوده كامل (%100-0) محاسبه مي كند.
نكته : اگر داده هاي تقطير موجود نباشد، دو مورد از سه خاصيت كلي مخلوط (وزن مولكولي، دانسيته و ضريب (Watson(UOP)K كافي است تا OilManager منحني تقطير TBP را تخمين بزند.

با استفاده از نقاط قطع برش پيش فرض يا آنچه توسط كاربر داده شده است هر جزء مجازي مخلوط از منحني TBP محاسبه مي شود.

نقطه جوش نرمال (NBP)، جرم مولكولي، دانسيته و ويسكوزيته هر جزء مجازي به صورت ترسيمي از منحني هاي كاري تعيين مي شود.

براي هر جز مجازي، OilManager خواص فيزيكي و بحراني باقيمانده را از روابط مناسب برمبناي نقطه جوش نرمال، وزن مولكولي و دانسيته ماده بدست مي آورد.

آنچه از منحني هاي خواص فيزيكي كه به برنامه داده نشده باشد، متناسب با جنس برش يا مخلوط نفتي (شامل ميعانات، نفت خام، برش هاي نفتي و مايعات قطران زغال سنگ) بدست مي آيد. اگر وزن مولكولي كلي مخلوط يا دانسيته كلي مخلوط به برنامه داده شده باشد. منحني خواص فيزيكي مربوطه (چه كاربر داده باشد و جه برنامه توليد كرده باشد) تنظيم و هموارتر مي شود تا با خواص كل سازگاري داشته باشد.

تجزيه و تحليل سازنده هاي سبك
oilManager داده هاي سازنده هاي سبك كاربر را جهت تعريف يا جايگزيني بخش زود جوش منحني ASTMD,TBP يا ASTMD يا مواد خالص مجزا، به كار مي برد. در OilManager لازم نيست كاربر سنگين ترين جزء سازنده هاي سبك را با پايين ترين نقطه جوش منحي TBP تطبيق دهد. OilManager يك بخش از منحني TBP تا درصد آزمايشگاهي متناظر با نقطه جوش سنگين ترين ماده از ميان سازنده هاي سبك (Ligh end) ، يا با درصد حجمي كل سازنده هاي سبك هر كدام كه بزرگتر باشد، جايگزين مي كند. در اين صورت، قسمت بدون سازنده هاي سبك در منحني TBP جديد نسبت به نمونه اصلي اوليه تغييري نمي كند و IBP آن با قسمت بدون سازنده هاي سبك در نمونه اصلي مطابقت دارد.

محاسبه خودكار سازنده هاي سبك
Oil Manager براي محاسبه خودكار سازنده هاي سبك، نقاط جوش مواد تعريف شده را روي منحني TBP رسم و تركيب مواد آنها را با درون يابي مشخص مي كند. OilManager درصد تركيب كل سازنده هاي سبك را چنان تنظيم مي كند كه نقطه جوش سنگين ترين سازنده سبك تقريبا متناظر با مركز ثقل حجمي آخرين جزء سازنده هاي سبك باشد.

مشخص كردن دماهاي قطع برش ها در TBP
كاربر مي تواند تعداد مواد مجازي را با تعيين تعداد دماهاي قطع برش ها و تعداد برش هاي مربوطه در هر محدوده دمايي معين كند يا اين كار را به OilManager واگذار كند، در اين حالت نقاط بهينه قطع برش ها با توجه به تعداد كل اجزاي مجازي كه كاربر معين مي كند محاسبه مي شود. سپس فرايند سرشت نمايي مخلوط ادامه يافته و با استفاده از منحني TBP و مجموعه نقاط قطع برش ها، مقدار درصد يا كسر هر جزء مجازي بر مبناي منحني ورودي محاسبه مي گردد.

تعيين خواص اجزا با استفاده از منحني
پس از آنكه نقاط قطع برش و درصد تركيب هر جزء مجازي شناخته شد، نقطه جوش متوسط بعنوان نقطه جوش نرمال (NBP) با برابر قرار دادن سطوح بين منحني TBP و خطي افقي كه نشان دهنده دماي NBP است محاسبه مي شود. سپس وزن مولكولي متوسط، دانسيته و ويسكوزيته هر جزء مجازي، از منحني هاي كاري هموار شده مربوط به وزن مولكولي، دانسيته و ويسكوزيته به دست مي آيد.

محاسبه خواص بحراني مواد
با دانستن نقطه جوش نرمال، وزن مولكولي و دانسيته ، OilManager قادر است خواص فيزيكي و ترموديناميكي باقيمانده لازم را براي تعريف كامل اجزاي مجازي نفتي محاسبه كند. اين خواص براي هر ماده مجازي با استفاده از روابط پيش فرض يا روابط دلخواه كاربر از ميان روشهاي زير تخمين زده مي شوند.

T<840F و سبكتر از C25 Standing نتايج يكسان با T<1250F ,API Data book Lee-Kesler برمبناي تقسيم بندي PNA (پارافين – نفتين – آروماتيك) Lyderson شديدا آروماتيك مانند مايعات قطران زغال سنگ API>0 Cavett سبك تر از SG < 0.875, C20 Bergman 0 < bp < 602 F
Riazi- Daubert فقط براي پيش بيني SG تركيبات هيدروكربني Yarborough براي مواد خالص بسيار دقيق است. مناسب براي برش هاي سبك تر از C20 Edmister سبك تر از C45 Katz-Firoozabadi شديدا آروماتيك يا نفتنيك – مايعات قطران زغال سنگ Nokay براي مخلوطهاي آروماتيك نتايج عالي است Mathur نامناسب براي برشهاي سنگين تر از C20 (دماي 650 F و بالاتر) Roess نتايج بسيار نزديك LK، نتايج بهتر براي آروماتيك ها Aspen براي ميعانات گازي ، سبكتر از c15 Bergman شبيه Riazi-Daubert Penn State توسعه يافته Nokay Spencer-Daubert نتايج مطلوب در T>1500F Hariu Sage هيدروكربن هاي پارافيني Rowe

[فلفل نمك]

HTFS ( شبيه سازي و طراحي مبدلهاي حرارتي ) كلمات كليدي: HTFS، نرم افزار شبيه سازي، مبدلهاي حرارتي، مبدل، شبيه سازي مبدلهاي پوسته و لوله ، شبيه سازي كوره ها، شبيه سازي مبدلهاي صفحه – پره، محاسبه عايقكاري حرارتي، شبيه سازي مبدلهاي نيروگاهي

برنامه هاي HTFS
نرم افزارهاي مجموعه HTFS عمدتاً براي طراحي انواع تجهيزات انتقال حرارت به كار مي روند. اين مجموعه از تعدادي نرم افزار قدرتمند كه زمينه هاي فني زير را پوشش مي دهند تشكيل شده است :

- مبدلهاي حرارتي پوسته و لوله
- خنك كننده هاي هوايي
- مبدلهاي حرارتي صفحه اي
- مبدلهاي حرارتي صفحه اي – پره دار
- مبدلهاي حرارتي براي تهويه مطبوع و بازيافت حرارت
- مبدلهاي حرارتي نيروگاهي
- كوره ها

نرم افزارهاي HTFS به صورت پيوسته بر طبق نياز كاربر و آخرين نتايج تحقيقاتي تكميل و به روز مي شوند.
نرم افزارهايي كه در اين مجموعه قرار مي گيرند عبارتند از :

TASC، طراحي حرارتي، بررسي عملكرد و شبيه سازي مبدلهاي پوسته و لوله
نرم افزار توانمند و جامع براي محاسبات مهندسي در خصوص كاربردهاي مختلف مبدلهاي پوسته و لوله است، از جمله در گرمايش و سرمايش بدون تغيير فاز، ميعان در كندانسورهاي ساده يا همراه با خشكي زدايي (desuperheating) فراسرد سازي (subcooling)، كندانسورهاي چند جزئي و پاره اي، جوش آورها، تبخيركننده هاي از نوع falling-film و مبدلهاي پشت سرهم چند پوسته و چند فازي براي تبادل حرارت ميان خوراك و محصولات كاربرد دارد.

اتصال اين نرم افزار به برنامه شبيه ساز HYSYS و تبادل دوطرفه اطلاعات به صورت زنده و فعال، از ويژگي هاي برجسته آن است.

FIHR، شبيه سازي كوره ها با سوخت گاز و مايع
ابزاري توانا براي شبيه سازي انتقال حرارت و افت فشار در كوره هايي است كه با سوخت مايع يا گاز كار مي كنند. از لحاظ هندسي حالت هاي متنوعي شامل محفظه هاي استوانه اي يا جعبه اي، تكي يا دوقلو و حاوي لوله هاي عمودي، افقي يا مركزي و مجهز به سيستم باز يا گردشي گازهاي حاصل از احتراق، همگي قابل شبيه سازي است. از نظر فرايندي نيز جريانهاي ورودي تك فاز يا دو فازي با چند بار گذر قابل قبول هستند. در قسمت كنوكسيوني كوره، امكان نصب 9 دسته لوله به صورت مجزا با لوله هاي ساده يا پره دار يا شمع دار وجود دارد. اين برنامه به شبيه سازها و بانك هاي اطلاعاتي خواص فيزيكي متصل مي شود. خروجي FIHR در قالب استاندارد API و همراه با نقشه كوره ها است.

MUSE، شبيه سازي مبدلهاي صفحه – پره (plate-fin)
اين نرم افزار مي تواند انواع مبدلهاي صفحه – پره كه در جداسازي اجزاي هوا و صنايع نفت، گاز و پتروشيمي به كار مي روند را شبيه سازي كند. MUSE مي تواند تا 15 جريان فرايندي تك فاز و در حال جوشش يا ميعان را بررسي كند. از لحاظ هندسي نيز هر نوع پيچيدگي نقاط ورودي و خروجي مانند جوش آورهاي ترموسيفون و مبدلهاي با جريان متقاطع در آن قابل قبول است.

PIPE، طراحي، پيش بيني و بررسي عملكرد خطوط لوله
با بهره گيري از اين نرم افزار، مي توان عملكرد سيستم خطوط لوله حاوي سيالات تك فاز يا دو فازي را در حالت يكنواخت شبيه سازي كرد. افزون بر لوله ها، انواع اتصالات مانند زانويي ، كاهش يا افزايش ناگهاني قطر، شيرهاي توپي، پروانه اي، كروي و دروازه اي، اريفيس و روزنه ها و هر نوع عامل نامشخص افت فشار را مي توان در نرم افزار PIPE مدلسازي كرد.

TICP، محاسبه عايقكاري حرارتي
از اين نرم افزار در شبيه سازي انواع عايق بندي استفاده مي شود. اين نرم افزار جامع مجموعه اي از استانداردها و خصوصيات عايق هاي مختلف متعارف است و مي تواند انواع محاسبات مانند تعيين ضخامت بهينه عايق، محاسبه پروفيل دما، ارزيابي خواص حرارتي و برآورد هزينه ها را انجام دهد.


ACOL، شبيه سازي و طراحي مبدلهاي حرارتي هواخنك
از اين نرم افزار مي توان براي شبيه سازي مبدلهاي حرارتي هواخنك، واحدهاي بازيافت حرارت، تاسيسات و تهويه مطبوع، سرماسازي و تبريد و خنك كننده هاي ميان مرحله اي استفاده كرد. حالت هاي مختلفي مانند جريان اجباري، القايي و آزاد (بدون پنكه) جريان هوا يا هر نوع گاز در حالت گرمايش يا سرمايش در قسمت متقاطع با لوله ها و حالت هاي مختلفي مانند تك فاز، جوشش يا ميعان در طرف لوله ها قابل بررسي است. روش اختصاصي HTFS در طراحي مبدلهاي فرآيندي هواخنك به صورت تصويري و محاوره اي در ACOL گنجانده شده است. نوع گذر لوله ها را مي توان ساده يا پيچيده در نظر گرفت و لوله ها را نيز مي توان از نوع ساده يا پرده دار انتخاب كرد. اين برنامه به نرم افزارهاي انتخاب پنكه ها، شبيه سازها و بانك هاي داده هاي خواص فيزيكي متصل مي شود و در خروجي برگه هاي اطلاعاتي نوع API را ارائه مي كند.

FRAN، بررسي و شبيه سازي مبدلهاي نيروگاهي
از اين نرم افزار براي شبيه سازي عملكرد مبدلهاي پوسته و لوله كه براي گرم كردن آب تغذيه ديگ بخار به كار مي روند استفاده مي شود. جريانهاي گرم كننده بخار مراحل مختلف توربين ها با فشارهاي مختلف و بخار چگاليده هستند. در حالت، بررسي،سطح حرارتي مورد نياز به ازاي شرايط مشخص در هر قسمت مبدل محاسبه مي شود. در اين نرم افزار امكان بررسي و شبيه سازي با جزئياتي مانند تعداد مناطق درون گرمكن ها، نوع قسمت خنك كن آب خروجي ، عمودي يا افقي بودن مبدل، تعداد گذر لوله ها، نوع كلگي، جزئيات قسمت خشكي زدائي (desuperheating)، الگوي چيدن لوله ها و بسياري جزئيات ديگر فراهم آمده و بدين ترتيب نرم افزاري حرفه اي براي اين كار محسوب مي شود. توانايي ارزيابي ارتعاش از ديگر توانايي هاي اين نرم افزار است. خصوصيات آب و بخار به طور كامل در درون نرم افزار محاسبه مي شود.

[فلفل نمك]

جزوه انتقال حرارت دانشگاه شريف
++
جزوه ترمودینامیک برای دانشگاه شریف
پسورد:www.parniaz.com
+++
جزوه کنترل فرآیند دانشگاه شریف
+++

[فلفل نمك]

ازدیاد برداشت از مخازن....تحریک لرزه ای مخازن (Seismic Wave Stimulation

اولین بار در دهه 1950 میلادی در فلوریدا رابطه بین امواج لرزه ای و افزایش بردداشت مشاهده شد. برای مثال با احداث ریل راه آهن در نزدیکی چاهها مشاهده شد که با عبور قطار چاه آب با افزایش سرعت بردداشت همراه است.
در زلزله 21 ژانویه 1952 کالیفرنیا دو چاه از دو مخزن مجاور، یکی به اندازه 14 بشکه افزایش برداشت و دیگری اندازه 48 بشکه کاهش برداشت را نشان می داد که این نشان از پیچیده بودن عملکرد این امواج بر مخزن دارد.
در زلزله دیگری که در تاریخ 14 می 1970 در تاجیکستان رخ داد، تغییر مثبتی در چاههای نفتی مشاهده شد که تا مدت ها ادامه داشت. ناگفته نماند که بهره برداری از این چاهها سالها متوقف شده بود.
کار و تحقییق روی امواج در اواخر قرن 18 و اوایل قرن 19 انجام شد و مشخص شد که زمین لرزه ها قادرند امواج الاستیک را درون زمین منتشر کنند.
بطور کلی دو نوع موج بوسیله زمین لرزه تولید می شود:

1- امواج P که به امواج فشاری یا Compressional معروفند.
2- امواج S که به امواج ثانویه یا Shear معروفند.

با توجه به دانسته های ما از مکانیک سیالات، امواج P قادرند در سیالات (مانند نفت، گاز و آب) و جامدات منتشر شوند در حالی که امواج S فقط در جامدات منتشر می شوند.
استفاده از دو نوع موج لرزه ای برای تحریک چاه متداول می باشد:

1- موج پر قدرت فرا صوتی (High Power Ultra Sonic Wave)
2- موج صوتی با فرکانس پایین (Low Frequency Sonic Wave)

امواج فراصوتی بوسیله ابزاری که دارای نوسان گرهای هیدرو دینامیکی می باشد، بدرون چاه فرستاده می شود و مورد استفاده آن برای تمیز کردن کف چاه از scale ها، کاهش دادن اثر پوسته و Mud Penetration می باشد. در پروژه های نمونه موفقیت این روش در ازدیاد بردداشت 40 تا 50 درصد می باشد. تاثیر این اموج می تواند تا سالها و ماهها وجود داشته باشد. اما مشکل این روش محلی بودن آن می باشد.
استفاده از امواج صوتی با بسامد پایین برای تحریک تمام مخزن می باشد که توسط یک ویبراتور در سطح زمین قرار می گیرد و مانند یک عملیات ساده 3D طراحی و مدیریت می شود. عملیات با توجه به نوع مخزن، سیال و زمین شناسی زیر زمینی منطقه از چند هفته تا 2 الی سه ماه انجام می شود و نتیجه آن می تواند تا یک سال ادامه داشته باشد.

تاثیر امواج لرزه ای بر مخازن

1- تغییر تراوایی که به دلیل تغییر تخلخل، گسترش شکاف و درز و تغییر حجم سنگ مخزن می باشد.
2- تغییر فشار سیالات مخزن
3- جابجایی محل سنگ های مخزن و گرادیان گرمایی در سنگ مخزن

الف) می دانیم که در مخازن سیالات مانند آب و نفت با هم ترکیب می باشند. به عنوان مثال اگر یک فضای خالی را در نظر بگیریم، ملکول های آب و نفت کنار هم قرار گرفته اند و معمولا در مخازن ماسه سنگی معمولا فیلم آب قادر است به دیواره سنگ بچسبد و قطر مخزن را کم می کند و خروج ملکول نفت را مشکل می سازد. اموج لرزه ای باعث کاهش نیرو های کشش سطحی (Interfacial Tension) شده و فیلم آب را ویران می کند و باعث افزایش قطر منفذ شده و حرکت ملکول نفت را آسان می کند.
ب) علاوه بر ویران کردن فیلم آب، امواج فرا صوتی قادرند یک نوع آشفتگی و خلازایی (Turbulancy and Cavitation) در داخل فضای خالی ایجاد کند که باعث افزایش تحرک (Mobility) نفت در مخزن می شود.
ج) امواج لرزه ای فراصوتی هنگام انتشار انرژی خود را از دست داده و باعث افزایش دمای مخزن می شود و گرانروی سیال مخزن به خصوص پارافین و آسفالتین شده و حرکت آنرا آسانتر می کند و در واقع باعث افزایش فشار سیال مخزن می شود.
د) یکی دیگر از کارکردهای اموج لرزه ای بدین گونه است که باعث ایجاد نیرو های جاذبه میان ملکول های فاز سیالی در مخزن که از نظر اندازه حداقل می باشد شده (مثلا در مخازن نفتی با آب همراه بالای 90 درصد مورد ذکر شده برای نفت مطرح می شود) و باعث چسیبده شدن (Coalescence) ملکول های بهم شده و ایجاد یک فاز پیوسته می کند.
ر) حرکت اموج لرزه ای در مخازن ماسه ای باعث حرکت ذرات سازنده سنگ شده که این حرکات باعث تبدیل شدن دانه های درشت تر به دانه های ریز تر می شوند و با توجه به اینکه تخلخل و تراوایی دانه های ریز تر در طبیعت کمتر می باشد این مورد می تواند یک تاثیر منفی به شمار آید.

شرایط مخزنی برای استفاده از اموج فرا صوتی

1- چاه با کاهش تولید همراه باشد و Scale باید علت آن باشد و فقط ناحیه کمی باید تحت تاثیر این امواج قرار گیرد زیرا بسامد بالاست و عمق نفوذ کم می باشد.
2- مخزن نباید افت فشار شدیدی را نشان دهد.
3- تخلخل باید بالای 5 درصد باشد.
4- گرانروی کمتر از 2-10 پاسکال باشد.
5- عملیات باید در چاههای با لوله های جداری شکافدار انجام شود.
6- بهترین دما برای تحریک چاه توسط این اموج 100 تا 110 درجه سلسیوس می باشد.

شرایط مخزنی برای استفاده از موج صوتی با فرکانس پایین

1- عمق چاه بین 1500 تا 1700 متر
2- درصد آب نباید کمتر از 90 درصد باشد. چون این روش برای Coalescencing و چسباندن ذرات نفت مناسب می باشد.
3- گرانروی باید کم باشد.‏‏‏

در واقع استفاده از امواج الاستیک یک روش جدید، ارزان، بدون آلودگی محیط زیست و با کارایی بالا می باشد. دانشمندان پیشنهاد می کنند که از Wave Seismic Excitation و Gas Drive بعنوان روشی در EOR استفاده شود.
چون مطالعات جدی در این زمینه از 15 سال قبل شروع شده هنوز نتایج مدون و دسته بندی شده بدست نیامده است و ذکر جزئیات و محاسبات کمی (Quantity) وجود ندارد.

[فلفل نمك]

اولين هاي صنعت نفت ايران اولين آموزشگاه عالي صنعت نفت
اولین واحد آموزشی وابسته به شرکت ملی نفت – و یکی از قدیم ترین واحدهای آموزشی کشور – در سال 1318 با نام "آموزشگاه فنی آبادان" شروع به کار نمود که در سال 1341 به "دانشکده مهندسی نفت آبادان" تغییر نام یافت .


اولين پژوهشگاه در کشور
در سال 1337 ، نخستین سنگ بنای یک سازمان پژوهشی در شرکت ملی نفت ایران با نام امور پژوهش و آزمایشگاهها گذاشته شد که مدتی بعد به مرکز پژوهش و خدمات علمی وزارت نفت تغییر نام داد ، و بالاخره در سال 1368 به عنوان اولین پژوهشگاه در کشور ، از طرف وزارت فرهنگ و آموزش عالی به رسمیت شناخته شد.

اولين خط لوله نفت / اولين پالايشگاه
در سال 1909 م. مسئولیت احداث اولین خط لوله نفت در ایران از سوی شرکت نفت ایران و انگلیس به نام " چارلز ریش " داده شد.
برای احداث خط لوله اولیه در ایران ، لوله ها را به یکدیگر پیچ می کردند و آنها را در گودالی که در زمین حفر شده بود گذاشته و برای اینکه زنگ به لوله تأثیر نکند اطراف لوله را با پارچه یا نمد و یا چیز دیگری که آ لوده به قیر باشد و از سرایت آب و نم جلوگیری کند ، می پوشاندند و بعد با خاک ، روی گودال را مستور می کردند. لوله های مورد نیاز به قطر 6-8 اینچ با کشتي "آناتونگا" به اسکله آبادان آورده شد. اسکله را با غرق کردن یک کشتی قدیمی به نام دنیا درست کرده بودند. وقتی که کشتی حامل لوله ها یک هفته بعد از آماده شدن اسکله به آبادان رسید و حامل 2300 قطعه لوله بود، همه آن لوله ها ظرف ده روز به کمک نیروی انسانی در ساحل آبادان تخلیه شد. از آنجا که قرار بود خط لوله به موازات رودخانه کارون احداث گردد، برای نصب خط لوله از دوبه استفاده می گردید.

لوله ها با استفاده از دوبه و از طریق رودخانه تا آب گنجی در نزدیکی در خزینه بین شوشتر و مسجد سلیمان حمل می گردید. از آن نقطه به بعد خط باید از ستیغ کوه و ارتفاعات تپه ها با شیبهای تند کشیده شود. قهرمانان این عملیات قاطرهایی بودند که از مناطق مختلف مانند : اصفهان، بغداد و حتی قبرس خریداری شده بودند و بر گردن آنها زنگوله هایی آویزان شده بود. قاطرها را دو به دو می کردند و به تناسب طول لوله که بر روی پشت آنها قرار داده می شد فاصله قاطرها از یکدیگر تنظیم و بدین ترتیب لوله ها حمل می گردید. در کل بیش از 6000 هزار قاطر مورد استفاده قرار گرفت .
وقتی که بالاخره خط لوله احداث شد با مشکل حمل و عبور آن از روی عرض رودخانه بهمنشیر در جزیره آبادان مواجه شدند. عرض رودخانه حدود 25 متر بود. برای این کار همه مسیر رودخانه را از بشکه های خالی قیر که به وسیله سیم به یکدیگر وصل و بر روی آب شتاور می شدند و از دو طرف ساحل رودخانه توسط جراثقالی که خود ساخته بودند پر کردند. بدين ترتيب اقدام به احداث يک پل شناور شد. از آنجا که ارسال نفت به بالای تپه ها نیاز به فشار داشت لذا به نصب پمپهایی در منطقه تمبی در مسجد سلیمان شد که بتواند نفت را در دو بخش از ارتفاعات بین راه تلمبه کند. سپس به فاصله هر 50 کیلومتر در دشت تلمبه هایی نصب گردید به نحوی که ارسال نفت به آبادان به سهولت انجام پذیرد.

در اواسط سال 1911م. " چارلز ریش " آزمایشات اولیه را بر روی خط لوله به پایان رساند و اعلام کرد که خط لوله به طول 130 کیلومتر آماده بهره برداری است.
این خط لوله قادر بود سالیانه 400000 تن نفت خام را از مسجد سلیمان به پالاییشگاه آبادان ( اولین پالایشگاه در ایران ) که تا آن زمان هنوز آماده نشده بود حمل کند.
عملیات ساختمانی پالایشگاه آبادان از سال 1909 آغاز و در سال 1912 آماده بهره برداری شد .


اولين چاه نفت در جنوب (مسجد سليمان)
در سال 1904 با تشویق دریا سالار " لرد فیشر " فرمانده نیروی دریایی انگلستان، کمیته بررسی منابع نفت جهت سوخت ناوگان نظامی بریتانیا با " دارسی " (دارنده امتیاز اکتشاف، استخراج، حمل و نقل و فروش نفت ایران) تماس گرفت تا او را به واگذاری امتیاز نفت ایران راضی کند. پس از مذاکراتی سرانجام توافق کردند شرکت جدیدی به نام سندیکای امتیازات تشکیل دهند. صاحبان شرکت جدید عبارت بودند از : دارسی، لرد استراتکونا و شرکت نفت برمه.
شرکت سندیکای امتیازات، کاوش نفت در ایران را از منطقه چاه سرخ به میدان نفتون منتقل کرد و پس از سه سال تلاش و پیگیری و حفاری و عملیات بالاخره در تاریخ 26 مه 1908 ( 5 خرداد ماه 1287 ه. ش. ) نفت از چاه حفاری شده در مسجد سلیمان فوران کرد. " رینولدز "، فرمانده عملیات به انگلستان چنین گزارش کرد: " مفتخرم گزارش کنم که امروز صبح در ساعت چهار به وقت ایران نفت در عمق 1180 پا از چاه شماره یک فوران کرد. جزئیات دیگر شامل غلظت و مقدار نفت متعاقبأ اعلام خواهد شد" .
تخمین زده می شد که استخراج نفت در این منطقه به حد کافی باشد و روزانه بیست هزار گالن استخراج شود.

اولين پتروشيمي در ايران
فکر و اندیشه ایجاد صنایع پتروشیمی در ایران قدمت حدود یک ربع قرن دارد. برای به ثمر رسیدن این هدف سازمانهای متعددی در وزارتخانه های مختلف به وجود آمد و اولین سازمان نسبتأ متشکل برای این منظور بنگاه شیمیایی وابسته به وزارت اقتصاد بود. عمده ترین فعالیت این بنگاه ایجاد کارخانه کود شیمیایی مرودشت (فارس) در سال 1338 بود، تا اینکه در سال 1343 کلیه فعالیتهایی که برای ایجاد یا توسعه صنایع پتروشیمی توسط واحدهای تابعه وزارتخانه و سازمانهای مختلف دولتی انجام می شد، در شرکت ملی نفت ایران متمرکز گردید و این شرکت برای تأمین منظور نهایی، شرکتی فرعی به نام شرکت ملی صنایع پتروشیمی تأسیس کرد.

مچتمع پتروشیمی شیراز که اولین مجتمع پتروشیمی در ایران است در سال 1342 جهت تولید کود شیمیایی در مرودشت فارس احداث شد. سرمایه اولیه این مجتمع 8/1 میلیون ریال بوده است. این مجتمع در سال 1345 بر اساس قانون به شرکت ملی صنایع پتروشیمی واگذار شد.
محصولات تولیدی این مجتمع عبارتند از :
آمونیاک، اوره، نیترات آمونیم، سودای سبک و سنگین، بیکربنات سدیم، اسید نیتریک، دی آمونیم فسفات، متانول، پرکلرین، آرگون.
موارد مصرف:
تولید کود شیمیایی، صنایع بلور و شیشه، نانوایی، شیرینی پزی، داروسازی، صنایع نظامی، مکمل سوخت بنزین، رنگ و تینر و چسب.

[فلفل نمك]

گاز مايع (LPG, Liquefied Petroleum GAS )


گاز مايع که بصورت مخفف LPG ناميده مي شود معمولاً عمدتاً از دو ترکيب هيدروکربني پروپان و بوتان با فرمول شيميايي C4H10, C3H8 تشکيل شده است. بوتان خود شامل دو ترکيب ايزوبوتان و نرمال بوتان است. LPG که معمولاً در برخي نقاط دنيا به نام ترکيب عمده آن، پروپان، نيز شناخته مي شود بعنوان محصول فرعي فرآيندهاي تصفيه و توليد گاز طبيعي و پالايش نفت خام توليد مي شود. LPG در آمريکا عمدتاً از 90% پروپان، 5/2% بوتان و هيدروکربنهاي سنگين و مقدار کمي نيز اتان و پروپلين تشکيل شده است. گاز مايع فاقد رنگ، بو و مزه است و بطور کلي زيان آور نيست ولي در صورتيکه حجم زيادي از آن استشمام گردد باعث بيهوشي خواهد شد. به منظور آگاهي از نشت گاز مايع ترکيبات گوگرد دار بنام مرکاپتان شامل "اتيل مرکاپتان" و "متيل مرکاپتان" به گاز مايع افزوده مي شود.


LPG در شرايط فشار و دماي عادي بصورت گاز است و تحت فشار atm10-8 ، اجزا آن به مايع تبديل مي شود. بنابراين نگهداري و حمل و نقل اين محصول به سادگي امکان پذير است. البته ترکيبات LPG براي مکانهاي مختلف و در فصول مختلف متفاوت است. براي مثال گاز مايع ارائه شده به مصرف کنندگان در ايران در فصول مختلف بين (90-50) درصد بوتان و (50-10) درصد پروپان و تا 2% ترکيبات سنگين تر مثلاً پنتان دارد. به علت کيفيت سوخت گاز مايع LPG و کاهش انتشار آلاينده ها، استفاده از اين سوخت در جهان به صورت فزاينده اي مورد توجه بوده و در کشورهاي مختلف مانند ايتاليا (با 1500000 خودرو)، ژاپن، امريکا، انگليس استفاده از اين سوخت جايگزين مورد حمايت و تشويق دولتها مي باشد.
مزاياي LPG شامل در دسترس بودن ( درکشورهاي توليد کننده)، ايمني، نياز به تغييرات جزيي در موتور خودروها و بازدهي مناسب سوخت مي باشد. جهت مايع نمودن، اين گاز در فشار حدود 8 تا 10 اتمسفر در مخازن فلزي با استحکام مناسب ذخيره مي شود. چون اين مخازن مجهز به شير قطع جريان در صورت نشت از خطوط انتقال سوخت هستد استفاده از آنها ايمن تر از بنزين مي باشد.
LPG به موتور محفظه احتراق به صورت بخار وارد مي شود، لذا روغن را از ديواره سيلندرها نمي شويد، يا در شرايط سرد بودن موتور، روغن را رقيق نمي کند. همچنين، مواد آلاينده مانند اسيد سولفوريک، ياذرات کربن را وارد روغن موتور نمي نمايد.
بنابراين موتورهايي که با سوخت گاز مايع کار مي کنند هزينه تعميرات و نگهداري کمتري خواهند داشت. چون LPG داراي عدد اکتان بالا حدود (RON=105) مي باشد قدرت موتور يا بازدهي سوخت بدون افزايش ضربه در موتور، با افزايش ضريب تراکم قابل افزايش است.

معايب LPG:
در مقايسه با بنزين، LPG داراي محتواي انرژي (energy content) کمتر است، لذا مخزن سوخت بايد بزرگتر از مخزن بنزين بوده و بعلت اينکه مخزن تحت فشار مي باشد سنگين تر خواهد بود و هزينه خودروهاي با سوخت LPG بين 2000 –1000 دلار گرانتر از خودروهاي بنزيني مي باشد. البته قيمت LPG در سطح جهاني تقريبا" مشابه قيمت بنزين است.
با توجه به اينکه گاز مايع بعنوان محصول فرعي پالايشگاههاي گاز و نفت توليد مي شود لذا فراواني منابع آن کاملاً محدود است. لذا بعنوان راه حل اساسي در کاهش الودگي و جايگزيني سوخت در بسياري از نقاط جهان نمي تواند مطرح باشد.

به لحاظ ايمني، چون گاز پروپان سنگين تر از هواست در صورت نشت، بصورت لکه روي سطح زمين باقي مانده و در آبهاي زيرزميني نيز نفوذ مي کند. امکان شعله ور شدن آن روي سطح زمين نيز هست. لذا از اين حيث بايد در حمل و نقل و حين استفاده، نهايت دقت در جلوگيري از نشت LPG صورت گيرد.
از ساير معايب اين سوخت مي توان به افت قدرت موتور در موتورهاي تبديلي به ميزان 10-15 درصد و عدم توانائي مناسب موتور در عبور از سربالائي ها اشاره نمود.
در موتورهاي تبديلي اگر موتور به طور مناسب تبديل نگرديده باشد در تابستانها گاز بصورت خشک سوخته و باعث جوش آمدن موتور مي گردد. و در زمستان نيز براي شروع و استارت موتور داراي مشکل بوده و بايد با بنزين موتور تبديلي روشن گردد.

انتشار گازهاي آلاينده:
از ديدگاه زيست محيطي استفاده از LPG بصورت استانداردداراي کمترين چرخه حيات انتشار گازهاي گلخانه اي در مقايسه با ساير سوختهاي تجاري است. پتانسيل کاهش اوزون با استفاده از اين سوخت به نصف بنزين کاهش مي يابد، همچنين انتشار هيدروکربنهاي نسوخته 3/1 اکسيدهاي نيتروژن 20%، منواکسيد کربن 60% در مقايسه با بنزين کاهش مي يابد

[فلفل نمك]

روش هاي استخراج نفت


پس از عمليات حفر چاه و اصابت آن به مخزن نفت، به دليل فشار زياد موجود در مخزن، جريان نفت به سوي دهانه خروجي چاه سرازير مي شود. اين مرحله از استخراج كه عامل آن فشار داخل خود مخزن است به بازيافت اوليه نفت موسوم است. در برداشت اوليه نفت ، از انرژي خود مخزن براي توليد نفت استفاده مي شود.البته اين بدان معنا نيست كه اگر نفت خود به خود به سطح زمين نيايد، برداشت اوليه وجود نخواهد داشت،بلكه وقتي از پمپ براي بالا آوردن نفت استفاده ميكنيم،در واقع هنوز در مرحله اول برداشت نفـــــــت قرار داريم.در اين مرحله انرژي خاصي وارد مخزن نمي شود.با افزايش توليد و كاهش فشار، سرعت توليد نيز كاهش مي يابد تا اينكه فشار به حدي ميرسد كه ديگر نفت خارج نمي شود. در اين مرحله ممكن است ار 30 تا 50 درصد كل نفت مخزن استخراج شود. علاوه بر فشار مخزن عوامل ديگري منند خواص سنگ مخزن و ميزان تخلخل آنها و همچنين دماي مخازن نيز در ميزان توليد مؤثرند.
به عنوان مثال، كل نفت مخازن آمريكا حدود109*400 بشكه بوده است كه تا سال 1970 حدود 109*100 بشكه آن توسط روشهاي اوليه استخراج شده اند.البته هر چه ميزان گاز آزاد در مخزن بيشتر باشد مقدار توليد نفت توسط اين روش بيشتر است، زيرا تغييرات حجم گاز در مقابل تغيير فشار بسيار زياد است. به عنوان مثال در ايالت پنسيلوانياي آمريكا به دليل پايين بودن نفوذپذيري (كمتر از 50 ميلي دارسي) و انرژي كم مخزن كه ناشي از پايين بودن مقدار گاز طبيعي آزاد است، ميزان نفت استخراج شده با روشهاي اوليه بين 5 تا 25 درصد كل نفت بوده است و به همين دليل در اين ايالت روشهاي مرحله دوم از سال 1900 شروع شده است.
وقتي مخزن تخليه شد و ما نتوانستيم نفت را حتي با پمپاژ از مخزن به چاه و از چاه به سطح زمين انتقال دهيم،در اين صورت استفاده از روش EOR از نوع بازيافت ثانويه شروع ميشود كه براي استفاده از اين روش، امروزه در دنيا روش تزريق آب مرسوم است.
در اين روش از چاه تزريقي،آب به مخزن تزريق ميشود و از چاه بهره برداري،نفت مورد بهره برداري قرار مي گيرد.در اين روش،ما با تزريق سيال در سيستم مداخله ميكنيم و سيال تزريقي،نفت را به طرف چاه توليدي هدايت ميكند. البته به جاي آب،ميتوان گاز نيز تزريق كرد كه به آن فرايند تزريق گاز مي گويند. بايد توجه داشت كه استفاده از اين دو روش تزريقي با تزريق آب يا گازي كه به منظور حفظ و نگهداري فشار مخزن انجام ميگيرد متفاوت است. چرا كه در تزريق آب و گاز براي حفظ فشار مخزن، سيال تزريقي باعث حركت نفت نمي شود،بلكه از افت سريع فشار مخزن در اثر بهره برداري جلوگيري مي كند.
در حالت ثانويه برداشت زماني فرا ميرسد كه، ما ضمن تزريق آب به مخزن،در چاه توليدي با توليد آب مواجه مي شويم. در اين حالت، چون نسبت آب به نفت زياد ميشود و توليد در اين صورت بازده اقتصادي ندارد،بايد از روش ديگر براي افزايش برداشت بهره بگيريم.اگر تزريق آب را متوقف كنيم و از فرايند هاي ديگري نظير تزريق گاز CO2 استفاده كنيم. از روشهاي مؤثر در مرحله دوم يكي سيلابزني آبي و ديگري سيلابزني گازي يا تزريق گاز است.
در روش سيلابزني آبي، آب با فشار زياد در چاههاي اطراف چاه توليد نفت وارد مخزن شده و نيروي محركه لازم راي استخراج نفت را به وجود مي آورد.معمولا در اطراف هر چاه نفت چهار چاه براي تزريق آب وجود دارد.
در روش سيلابزني گازي، گاز (مانند گاز طبيعي ) با فشار زياد به جاي آب وارد مخزن شده و نفت را به طرف چاه خروجي به جريان مي اندازد. در كشور ونزوئلا حدود 50% گاز طبيعي توليد شده دوباره به چاههاي نفت براي استخراج در مرحله دوم برگردانده مي شود. نحوه تزريق گاز شبيه تزريق آب به صورت چاههاي پنجگانه است. در مواردي كه گرانروي نفت خيلي بالا باشد از تزريق بخار آب براي استخراج مرحله دوم استفاده ميشود. تزريق بخار آب، دما را افزايش و گرانروي را كاهش ميدهد. در اين روش كه از بخار آب به جاي آب استفاده ميشود، با كاهش گرانروي نفت، جريان آن راحت تر صورت گرفته و سرعت توليد بالا مي رود.
پس از استخراج به كمك روشهاي مرحله دوم هنوز هم حدود 30 الي 50 درصد نفت ميتواند به صورت اسنخراج نشده در مخزن باقي بماند. در اينجاست كه استخراج نفت به كمك روش مرحله سوم صورت گيرد.
يكي از روشهاي مرحله سوم، تزريق محلول مايسلار (micellar solution) است كه پس از تزريق آن، محلولهاي پليمري به عنوان محلولهاي بافر به چاه تزريق مي شود. در آمريكا ممكن است روشهاي استفاده از محلولهاي مايسلار تا 50 درصد كل روشهاي مرحله سوم را شامل شود. محلول مايسلار مخلوطي از آب، مواد فعال سطحي، نفت و نمك است. در روشهاي جديد تهيه محلول مايسلار ، نفت، نمك و مواد كمكي فعال سطحي حذف گرديده اند. محلولهاي مايسلار نيروي تنش سطحي بين آب و نفت را تا حدود dyne/cm 001/0 يا كمتر از آن كاهش ميدهد.
گرانروي محلول پليمري حدود 2 تا 5 برابر گرانروي نفـــــــــــت است. غلظت پليمر حدود ppm1000 مي باشد. در حال حاضر از پلي اكريميد ها و زيست پليمر ها به عنوان پليمر در محلول بافر استفاده مي شود. مواد فعال سطحي معمولا سولفوناتهاي نفتي سديم هستند و از لحاظ خواص و ساختار شيميايي شبيه شوينده ها مي باشند. از الكلها براي مواد كمكي فعال سطحي استفاده مي شود.هزينه تهيه محلولهاي مايسلار براي توليد هر بشكه نفت در سال 1975 حدود 5/1 دلار آمريكا بوده است.
يكي ديگر از روشهاي مرحله سوم، روش احتراق زير زميني است. طي اين روش اكسيژن موجود در هوا در زير زمين با هيدروكربنها مي سوزد و مقداري انري و گاز توليد شده، فشار مخزن بالا ميرود.گرما همچنين گرانروي را كاهش داده و جريان نفت راحتتر صورت ميگيرد. يك روش ديگر مرحله سوم كه اخيرا مورد توجه قرار گرفته است، روش تزريق گاز كربن دي اكسيد مي باشد كه جزئي از روش جابجايي امتزاج پذير است. گاز كربن دي اكسيد بسيار ارزان بوده، در نفت نيز حل ميشودو گرانروي ان را كاهش مي دهد.از روشهاي ديگر مررحله سوم انفجار هاي هسته اي در زير زمين است كه اين انفجار ها شكاف مصنوعي در سنگها به وجود مي آورد و جريان نفت را ساده تر ميكند.
به اين گونه فراينـــــد ها، مرحله سوم برداشت نف‍ــت (Tertiary Oil Recovery) مي گويند.
گفتني است كه مراحل برداشت نفت را به گونه اي ديگر ميتوان تقسيم بندي كرد، يعني به جاي اينكه بگوئيم مرحله اول،دوم يا سوم، مي توانيم بگوييم Primary Recovery ، مرحـله Improved Oil Recovery يا IOR و مرحله EOR يا Enhanced Oil Recovery.
برداشت بهبود يافته يا IOR فرايندي است كه براي تعديل كردن تكنولوژي هاي مورد استفاده براي افزايش برداشت بكار ميرود. حال اين فرايند مي تواند در مرحله اول توليد انجام شود يا در مراحل دوم و سوم.
تكنولوژي هايي چون حفاري افقي يا مشبك كاري انتخابي و يا تزريق ژل در جا (Insitu gelation) از نوع IOR ميباشند.
بنابراين در IOR فرايند توليـد عوض نميشود، بلكه تكنولوژي به گونه اي تعديل مي شود كه با همان فرايند قبلي،نفت بيشتري از مخزن توليد مي گردد.
در حالي كه ازدياد برداشت يا EOR به فرايندي اطلاق مي شود كه در آن سعي ميشود تا ميزان درصد اشباع نفت باقيمانده تا آنجا كه ممكن است پايين بيايد و نفت باقيمانده در مخزن به حداقل ممكن برسد. فرايند هايي چون سيلابزني شيميايي، تزريق CO2 و احتراق درجا از اين قبيل ميباشند.
بعد از عمليات تزريق آب ميتوان فرايند را تغيير داد. روش ديگري اين است كه عمليات تزريق آب را تعديل كنيم. بدين منظور در لايه هاي با خاصيت گذر دهي متفاوت، آب وارد لايه هاي با خاصيت گذردهي بالا شده و به سمت چاه توليدي هدايت ميگردد، لذا بايد كاري كرد كه اين لايه ها بسته شوند. اين كار با تزريق ژل در لايه هاي مورد نظر صورت مي گيرد.فرايند جابه جايي امتزاجي (Miscible Displacement) به معني بازيافت نفت به وسيله تزريق ماده اي است كه با نفت قابل امتزاج باشد. در جابه جايي مذكور سطح تماس نفت و ماده تزريق شده از بين مي رود و جابه جايي بصورت حركت تك فازي انجام ميشود. در صورتي كه شرايط از هر لحاظ براي امتزاج ماده تزريق شده و نفت فراهم باشدبازيافت چنين فرايندي در مناطق جاروب شده 100% ميباشد.
گاز تزريقي داراي ويسكوزيته كمتر نسبت به نفت مخزن است و در نتيجه تحرك بيشتري نسبت به آن دارد.اين خاصيت گاز تزريقي،يكي از دلايل امكان امتزاج آن با نفت مخزن است، زيرا تحرك زياد گاز نسبت به نفت باعث مي شود كه گاز در مراحل مختلفي با نفت تماس پيدا كرده و در نهايت حالت امتـزاج بين نفت مخزن و گاز تزريقي حاصل آيد.
مسئله اي كه از تحرك زيــاد گاز ناشي مي شود اين است كه گاز تمايل به Fingering و Channeling پيدا ميكند و در نتيجه مناطقي از مخزن به وسيله گاز جاروب نمي گردد و لذا اين امر باعث پايين آمدن Recovery Factor در جابه جايي امتزاجي ميشود.

[فلفل نمك]

مكانيزم احتراق گرين سوخت جامد


گرين سوخت جامد از سطح مي‌سوزد. در سوختن نرمال از سطح گرين، لايه‌لايه برداشته مي‌شود. مؤلفه سرعت جبهه شعله‌گرين در جهت عمود بر سطح آن، سرعت سوخت ناميده مي‌شود. سرعت سوخت به كمك تركيب شيميايي سوخت تعيين و در يك رنج تقريبا و سيع بر حسب فشار محفظه و درجه حرارت گرين تغيير مي‌كند. براي تعيين سرعت سوخت معمولا از رابطه تجربي زير استفاده مي‌شود:
U=u0*b/(b+(20-t))*p
كه u0 سرعت سوختن گرين در درجه حرارت t=20c و تحت فشار 1kg/cm2 است. p فشار در محفظه بر حسب kgf/cm2ضرايب تعيين شده تجربي است. براي همه سوختهاي جامد امروزي u0‌دررنج 0.2-0.6cm/s‌ و در رنج B=300-600c قرار دارد. در صورتي كه سرعت احتراق مشخص باشد، به راحتي مي‌توان دبي جرمي سوخت را تعيين كرد.
G=VSU
كه V وزن مخصوص سوخت، معمولا در رنج 1.6-1.8kgf/lit و s سطح سوختن گرين است. در حين سوختن شكل‌گرين تغيير مي‌كند و سطح s ممكن است كاهش يا افزايش يابد كه در نتيجه باعث كاهش يا افزايش دبي جرمي، فشار و پيش‌ران مي‌شود.
با شكل مفروض اوليه گرين، نحوه تغيير اين پارامترها معمولا با روش اختلاف محدود مشخس مي‌شود. براي مشخص كردن آن لازم است كه ابتدا نحوه تغيير سطح sرا در سوختن سطحبا ضخامت uDtتعقيب كرد.
كه vt وزن مخصوص سوخت، معمولاً در رنج kgf/lit 8/1-6/1 و –s سطح سوختن گرين است. در حين سوختن شكل گرين تغيير مي‌كند و سطح s ممكن است كاهش يا افزايش يابد كه در نتيجه باعث كاهش يا افزايش دبي جرمي، فشار و پيش ران مي‌شود.
با شكل مفروض اولية گرين، نحوة تغيير اين پارامترها معمولاً با روش اختلاف محدود مشخص مي‌شود. براي مشخص كردن آن لازم است كه ابتدا نحوه تغيير سطح s را در سوختن سطح با ضخامت uDt تعقيب كرد. در گرين‌هاي پيچيده اين كار معمولاً گرافيكي انجام مي‌شود و سرعت سوختن u در اين حالت به عنوان يك مقدار متغير برحسب فشار بررسي مي‌شود.
انتخاب شكل اوليه گرين، براي تعيين محدودة معين تابع تغييرات فشار و پيش‌ران برحسب زمان لازم است. به عنوان مثال كاهش تدريجي فشار در حين كاركرد موتور مي تواند جبران كنندة كاهش مشخصه‌هاي مقاومت مصالح مواد در نتيجه گرم شدن محفظه باشد و در نتيجه وزن كاهش يابد. گاهي اوقات با بالا بردن پيش ران اوليه، سپس كاهش تدريجي آن مي‌تواند به سرعت نهايي بيشتري در موشك بالستيك دست يافت. به رابطه 2-3 برمي‌گرديم. مشهود است كه سرعت سوختن علاوه بر فشار، همچنين تابعي از درجه حرارت است. منظور درجه حرارت خود گرين است، يعني درجه حرارتي كه قبل از محترق شدن دارد و تا پايان كار ثابت مي‌ماند. شعله باعث سوختن لاية سطحي مي‌شود و جبهه آتش به عمق گرين سريع‌تر از جريان حرارتي نفوذ مي كند. به همين دليل در رابطه 2-3 اثر درجه حرارت آب و هوايي (زمستان-تابستان) منظور شده است. در حالت كلي اين مقدار oC 40 [IMG]file:///C:/DOCUME%7E1/ADMINI%7E1/LOC...p_image002.gif[/IMG] در نظر گرفته مي‌شود. براي بعضي از سوخت‌ها، سرعت سوختن در رنج درجه حرارت ذكر شده ممكن است تا مقدار 30% تغيير كند. در نتيجه فشار و پيش ران نيز سريعاً تغيير مي‌كند. بنابراين محفظه براساس بدترين شرايط از نظر مقاومت مصالح محاسبه مي‌شود علاوه بر اين بايد توجه داشت كه بر اساس زمان احتراق سوخت، برد موشك‌هاي بدون سيستم كنترل تغيير مي‌كند. بنابراين، در هنگام شليك به هدف لازم است كه تصحيح مربوط به درجه حرارت گرين را اعمال كرد.
براي اين كه اثر درجه حرارت را كاهش دهيم، براي موشك‌هاي بدون سيستم كنترل حتي از نازل‌هاي مختلف استفاده مي‌شود. به عبارت ديگر از نازل‌هاي تابستاني با مقطع عبور بزرگ و رمستاني با مقطع عبور كوچك‌تر استفاده مي‌شود. در بعضي حالت‌ها براي موشك‌هاي تاكتيكي از گرين‌هايي استفاده مي‌شود كه از قبل دماي آن ثابت نگه داشته شده است و يا قبل از شليك آن را گرم مي‌كنند، يا در كانتينرهايي با تنظيم كنندة درجه حرارت نگهداري مي‌شوند. همچنين براي موشك‌هاي بالستيكي مي‌توان از اين نوع گرين‌ها استفاده كرد.
در همه حالت‌ها لازم است قبل از هرچيز، تركيب سوختي را انتخاب كرد كه رابطه ضعيفي بين سرعت سوختن و درجه حرارت آن وجود داشته باشد، كه در اين صورت مقدار بزرگي براي پارامتر B به دست مي‌آيد.
مكانيزم اثر درجه حرارت گرين روي سرعت سوختن تقريباً مشخص است. بر اثر حرارت اعمالي به گرين سوخت، ذراتي از سوخت نزديك سطح سوختن در ابتداي گازي شكل مي‌شود و واكنش‌هاي شيميايي در آن انجام مي‌گيرد. در اين فرايند نقش اساسي را شرايط انتقال حرارت از گاز به سطح گرين بازي مي‌كند. در درجه حرارت‌هاي پايين‌تر، زمان گازي شدن قدري بيشتر و در نتيجه باعث كاهش سرعت سوختن مي‌شود. به همين صورت نقش فشار نيز روشن مي‌گردد. هرچه فشار بيشتر باشد، تعداد مولكول گاز داغ بيشتري به سطح گرين برخورد خواهد كرد و با شدت بيشتري انتقال حرارت صورت مي‌گيرد. چون اين فرايند مرتبط با شرايط انتقال حرارت است، در نتيجه سرعت سوختن بايد همچنين توام با سرعت جريان گازي عبوري در طول سطح گرين افزايش يابد. در طول مسير جريان. با نزديك شدن به نازل، لحظه به لحظه مقادير جديد گاز اضافه مي‌شود و سرعت جريان افزايش مي‌يابد. بنابراين گرين از سمت نازل سريعتر مي‌سوزد. بنابراين در حين طراحي گرين و مجموعة موتور بايد به اين مطلب توجه داشت.