ورود به حساب ثبت نام جدید فراموشی کلمه عبور
برای ورود به حساب کاربری خود، نام کاربری و کلمه عبورتان را در زیر وارد کرده و روی «ورود به سایت» کلیک کنید.





اگر فرم ثبت نام برای شما نمایش داده نمی‌شود، اینجا را کلیک کنید.









اگر فرم بازیابی کلمه عبور برای شما نمایش داده نمی‌شود، اینجا را کلیک کنید.





صفحه 8 از 8 نخست 12345678
نمایش نتایج: از شماره 71 تا 79 , از مجموع 79
  1. #1
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    New مهندسی شيمی و نفت 2

    ترموشیمی

    دید کلی
    انجام یک واکنش شیمیایی با تغییر انرژی همراه می‌باشد. واکنشی که هنگام سوختن گاز طبیعی و هوا صورت می‌گیرد، گرمای لازم برای پختن غذا روی اجاق گاز یا جوشیدن آب را فراهم می‌کند. در مقابل تشکیل گلوکز در فرایند فتوسنتز نیاز به جذب انرژی نورانی خورشید دارد. اکثر واکنشهای شیمیایی گرما تولید می‌کنند. در واکنشهای گرماده ، گرما از مخلوط واکنش به محیط اطراف جریان می‌یابد و اثر این جریان ، افزایش دمای محیط می‌باشد.
    واکنشهایی که از محیط اطراف گرما جذب می‌کنند (گرماگیر) زیاد معمول نیستند. در این موارد می‌توان به ذوب شدن یخ اشاره کرد که در این واکنشها جهت جریان گرما ، از اطراف به مخلوط واکنش است. وقتی تکه یخی در لیوان آب داغی ذوب می‌شود، دمای آب را پایین می‌آورد.

    واکنشهای شیمیایی از لحاظ ترموشیمی
    مقدار گرمای تولید شده یا جذب شده ، در یک واکنش شیمیایی یا یک تغییر فاز را می‌توان با اندازه گیری دما در یک فرایند آدیاباتیک اندازه گیری کرد. از آنجا که اندازه‌گیری تغییرات بسیار کوچک دما امکان پذیر است، روش مطالعه ترمودینامیک واکنشهای شیمیایی و تغییرات فاز با اندازه گیری دما بسیار حساس است.
    اگر انجام گرفتن واکنشی در یک سیستم ایزوله با افزایش دما همراه باشد، برای باز گردانیدن آن سیستم به دمای آغازین بایستی اجازه دهیم تا گرما به محیط اطراف منتقل گردد. چنین واکنشی را گرمازا می‌نامیم و گرما ( q ) برای آن منفی می‌باشد. اگر انجام گرفتن یک واکنش در سیتمی ایزوله با کاهش دما همراه باشد، باز گرداندن سیستم به دمای آغازین مستلزم وارد شدن گرما به سیستم است. این واکنشها گرماگیر نام دارند و گرما برای آنها مقدار مثبتی است.

    رابطه تولید یا جذب گرما با واکنش شیمیایی

    بطور کلی تغییر انرژی مشاهده شده در یک واکنش ناشی از اختلاف بین انرژی محصولات و مواد اولیه می‌باشد. اگر انرژی محصولات واکنش بیش از مواد اولیه باشد، برای انجام واکنش باید به سیستم انرژی دهیم. برعکس اگر انرژی محصولات واکنش کمتر از مواد اولیه باشد، مقداری انرژی به صورت گرما در اثر واکنش آزاد خواهدشد. اکثر واکنشهای انجام شده در آزمایشگاههای شیمی در فشار ثابت انجام می‌شوند ( فشار atm). جریان گرمای این واکنشها به محتوای گرمایی یا آنتالپی آنها بستگی دارد.
    جریان گرمایی تمام واکنشهایی که مستقیما در فشار ثابت انجام می‌شوند دقیقا با اختلاف بین آنتالپی محصولات و مواد اولیه آنها برابر است.
    واکنش H∆ = مواد اولیه H - محصولات Qp = H
    که در این رابطه Qp جریان گرمایی واکنش در فشار ثابت و H محتوای گرمایی یا آنتالپی می‌باشد. البته برای درک رابطه بین تولید یا جذب گرما با واکنش شیمیایی ، از قانون اول ترمودینامیک استفاده می‌شود و دانستن نوع تغییر شیمیایی و اندازه آن ضروری می‌باشد.

    H∆ در واکنشهای گرماده و گرماگیر

    در واکنشهای گرماده آنتالپی همیشه کاهش می‌یابد (0>H∆). یعنی سیستم واکنش با از دست دادن این آنتالپی ، منبعی برای پخش گرما به محیط اطراف فراهم می‌سازد. برعکس یک واکنش گرماگیر با افزایش آنتالپی همراه می‌باشد (یعنی H∆بزرگتر از صفر است). در حقیقت گرمایی که سیستم جذب می‌کند، آنتالپی را بالا می‌برد.

    حالتهای استاندارد در ترموشیمی
    برای مشخص کردن حالت مواد واکنش دهنده و فراورده‌ها معمولا واکنشهایی مد نظر هستند که در آنها مواد واکنش دهنده از حالت استاندارد خود به فراورده‌هایی تبدیل می‌شوند که آنها هم در حالت استاندارد هستند. وقتی که اجسام در حالت استاندارد باشند، کمیات ترمودینامیکی را با بالاوند صفر نمایش می‌‌دهند. حالتهای استاندارد در ترمودینامیک شیمیایی به صورت زیر تعریف می شوند.
    -حالت استاندارد یک جسم گازی خالص در دمای معین ، همان گاز ایده آل در فشار bar 1 است.
    -حالت استاندارد یک مایع خالص در دمای معین ، مایع خالص در فشار bar 1 است.
    -حالت استاندارد یک جسم بلوری خالص در دمای معین ، جسم بلوری خالص ، درفشار bar 1 می‌باشد.
    -حالت استاندارد یک ماده محلول ، حالتی فرضی از آن ماده در محلول ایده آل ، مولالیته حالت استاندارد ( 1mol kg-1 ) درفشار bar 1 در هر دما می‌باشد.

    قوانین ترموشیمی
    "لاووازیه" و "لاپلاس" در سال 1870 نشان دادند که گرمای جذب شده در تجزیه یک جسم باید با گرمای آزاد شده در تشکیل آن در همان شرایط ، یکسان باشد. به این ترتیب اگر واکنشی را به صورت معکوس بنویسیم، علامت H∆__ تغییر خواهد کرد.
    در سال 1840 "هس" نشان داد که گرمای کلی یک واکنش شیمیایی در فشار ثابت ، بدون در نظر گرفتن حالتهای واسطه واکنش ، مقداری معین می‌باشد. این نکته ، بازتاب این واقعیت تجربی است که آنتالپی ، یک تابع حالت است و به مسیر طی نشده یا تعداد مراحل در مسیر ارتباطی ندارد و اگر واکنشی ، مجموعی از دو یا چند واکنش دیگر باشد، H∆ کل ، مجموع تغییرات آنتالپی واکنشهای دیگر است (قانون هس).
    -چون آنتالپی مستقیما با جرم متناسب است، H∆ نیز با مقدار ماده‌ای که ترکیب می‌شود یا در واکنشی تولید می‌شود، متناسب است.
    -از طریق قانون هس می‌توان جریان گرمای واکنشی را که محاسبه آن مستقیما از یک مرحله مشکل یا غیر ممکن است تعیین نمود.

    گرمای تشکیل
    از آنجا که آنتالپیهای مطلق ناشناخته‌اند، به جای آنها از آنتالپی نسبت به یک حالت مرجع استفاده می‌شود که این حالت مرجع گرمای تشکیل یا آنتالپی تشکیل می‌باشد. آنتالپی مولی تشکیل یک ترکیب ( Hf∆ ) برابر است با تغییر H∆ آن در هنگام تشکیل یک مول از این ترکیب ، از عناصرش در حالت پایدار در دمای 25 درجه و فشار atm 1.
    آنتالپی تشکیل یک عنصر در حالت استاندارد خود ، درهر دمایی صفر است. می‌توان H∆ هر واکنش را با گرمای تشکیل ترکیبات شرکت کننده ارتباط داد. H∆ هر واکنش برابراست با اختلاف مجموع گرماهای تشکیل محصولات و مجموع گرماهای تشکیل مواد اولیه. آنتالپی‌های تشکیل مواد را می‌توان از روشهای زیر بدست آورد.
    -روش گرما سنجی برای واکنشهای ذوب ، تصعید ، تبخیر ، انتقال و … .
    -تغییر ثابتهای تعادل در اثر تغییر دما.
    -اندازه گیری انرژیهای تفکیک با روش طیف‌بینی.
    -محاسبه از طریق انرژیها و آنتروپی‌های گیبس
    در کتابهای مرجع آنتالپی‌های تشکیل برای ترکیبات مختلف در دماهای گوناگون در جدولهای مختلفی در دسترس هستند.
  2. #71
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    آشنایی با مفاهیم ژئوشیمی نفت و گاز


    آن‌چه که در پی می‌آید، ویرایش نخست مقاله‌ی « آشنایی با مبانی ژئوشیمی آلی نفت و گاز» از مجموعه‌ی متون آموزشی آشنایی با مفاهیم مهندسی نفت، ویژه‌ی خبرنگاران سیاستی و سیاست‌پژوهان بخش بالادستی نفت و اقتصاد انرژی است که در سرویس مسائل راهبردی دفتر مطالعات خبرگزاری دانشجویان ایران، تدوین شده است.
    امروزه علوم زیادی وجود دارند که تلفیقی از ۲ یا چند علم مختلف هستند. هدف ازتلفیق این دو یا چند علم مختلف، رفع مشکلات و جواب دادن به سؤالاتی است که هیچ یک از این علوم به تنهایی توانایی انجام آن را ندارند، مانند علم ژئوفیزیک که ترکیبی از علوم زمین‌شناسی و فیزیک است. با ترکیب این دوعلم می‌توان اطلاعات زمین شناسی را با کمک علم فیزیک مورد بررسی قرارداد. یکی دیگر از این علوم، علم ژئوشیمی آلی است که ترکیبی ازعلوم زمین شناسی و شیمی آلی است که در این مقاله مورد بررسی قرارمی گیرد.
    همان‌طورکه درمقاله مبانی شناخت مخزن گفته شد نفت در سنگ منشأ تشکیل می‌شود. برای تشکیل نفت در سنگ منشأ فرآیندهای مختلفی بر روی مواد آلی اتفاق می‌افتد تا این مواد تغییر ماهیت داده و به نفت و گاز و دیگر فرآورده‌ها تبدیل شوند. در ابتدا لازم است اطلاعاتی درخصوص سنگ منشأ‌ بدست آوریم؛ به عنوان نمونه سنگ منشأیی که مطالعه می‌شود چه نوع هیدروکربوری (نفت و گاز)‌ تولید می‌کند یا اصلا توانایی ایجاد هیدروکربور را در خود دارد یا خیر؟
    مواد آلی در درون سنگ منشأ‌ تبدیل به کروژن (Kerogen) می شوند؛ کروژن به مواد آلی درشت دانه‌ای گفته می‌شود که توانایی انحلال در اسیدهای آلی را ندارند. نفت ازتغییر و تحول و بلوغ کروژن تولید می‌شود؛ به طورکلی چهار نوع کروژن داریم:
    ۱- کروژن نوع اول
    ۲- کروژن نوع دوم
    ۳- کروژن نوع سوم
    ۴- کروژن نوع چهارم

    - کروژن نوع اول
    محیط تشکیل این نوع کروژن‌ محیط ‌های آبی شیرین و دریاچه‌های آب شیرین است. این نوع کروژن مرغوب‌ترین نوع کروژن است و فقط تولید نفت می‌کند. موجودات تشکیل دهنده این نوع کروژن ، جلبک‌ها هستند.

    - کروژن نوع دوم
    این نوع کروژن در محیط‌ های دریایی و اقیانوسی تشکیل می‌شود وبخش عمده‌ی تولیدات آن نفت ومقداری هم گازاست. کروژن نوع دوم فراوان‌ترین کروژن است؛ به‌ این دلیل که در گذشته بیشتر قسمت‌های زمین را محیط‌ های دریایی تشکیل داده بودند.

    - کروژن نوع سوم
    این نوع کروژن در محیط‌ های خشکی تشکیل می‌شود. البته این نکته را باید یادآور شد که رودخانه نیز جزء محیط ‌های خشکی به حساب می‌آید. تولید این نوع کروژن گاز است؛ زیرا این نوع کروژن از مواد آلی گیاهی و درختان به‌وجود آمده است.

    - کروژن نوع چهارم
    در نهایت کروژن نوع چهارم که هیچ هیدروکربوری به‌وجود نمی‌آورد و صرفاً کربن خالص یا اصطلاحاً گرافیت تولید می‌کند.
    برای این‌که کروژن موجود در ” سنگ‌های منشأ ” توانایی تولید نفت را پیدا کند، باید دانه‌های درشت مواد آلی به تدریج شکسته شوند و تبدیل به مواد آلی ریزدانه‌تر و قابل انحلال در اسیدهای آلی شوند.
    این مسیر تغییر و تحولات مواد آلی درون سنگ منشأ را ” بلوغ (Maturation) مواد آلی” گویند.
    مراحل بلوغ به شرح زیر است.

    ۱- دیاژنز ( Diagenesis )
    این تغییرات بلافاصله بعد ازنهشته شدن مواد آلی در درون رسوبات سنگ منشأ‌ آغاز می‌شود؛ فعالیت‌های موجودات زنده ای که در کف دریا زندگی می‌کنند و همچنین بعد از گذشت مدتی، فشار رسوبات بالایی -که روی رسوبات در برگیرنده مواد آلی نشسته‌اند- می‌توانند عامل این تغییرات باشند.در این مرحله از بلوغ ، گازی به نام گاز بیوژنیک (Biogenesis) تولید می‌شود.

    ۲- کاتاژنز (Katagenesis )
    دراین مرحله سنگ منشأ به بلوغی می‌رسد که می‌تواند نفت و گازتولید کند در واقع دما و فشار به حدی می‌رسد که مواد آلی تولید نفت و گازمی‌کنند. در مرحله کاتاژنز در یک رنج دمایی خاص، نفت شروع به تولید می‌کند که به آن (Oil window) گویند.

    ۳- متاژنز (methagenesis )
    در این مرحله بلوغ، فقط گاز تولید می‌شود که به گاز تولید شده دراین مرحله گاز ژنتیک (genetic gas) گویند. اگرشکسته شدن مواد آلی و تبدیل به مولکول‌های کوچکتر ادامه یابد، بلوغ به مرحله متامورفیزم (metamorphism) می‌رسد. در این مرحله کربن خالص یا گرافیت تولید می‌شود که همان ذغال‌سنگ است.

    تشخیص بلوغ
    برای تشخیص بلوغ هرسنگ منشأ روش‌های مختلفی وجود دارد. مانند استفاده از دستگاه Rock eval که اطلاعات زیادی را در اختیارمتخصصین قرارمی‌دهد. روش دیگر استفاده از میکروسکوپ و مطالعه ماده آلی ( Vitrinite ) است که تغییرات رنگ آن منجر به تشخیص مرحله بلوغ سنگ منشأ می‌شود. روش‌های دیگری نیز وجود دارد که می‌توان به‌وسیله آن بلوغ سنگ منشأ را تخمین زد.

    تشخیص نوع کروژن
    اما برای تشخیص نوع کروژن موجود، می‌توان با مطالعه “میسرالی” (macelar) که در درون آن است نوع آن را تشخیص داد. هر کروژن یک macelar خاص خود را دارد که با مشاهده آن در نمونه سنگ منشأ می‌توان پی به نوع کروژن برد. به عنوان نمونه میسرال کروژن نوع دوم ویترینایت(vitrinite) نام دارد.میسرال درون سنگ منشأ یا کروژن، حکم فسیل در سنگ را دارد. همان‌طور که با دیدن فسیل یک سازند خاص می‌توان به نوع سازند پی برد، با دیدن میسرال هر نوع کروژن می‌توان به نوع کروژن آن پی برد.

    کاربردها
    یکی از کاربردهای ژئوشیمی، در مطالعه سنگ منشأ است که می توان به‌ وسیله این نوع مطالعه تشخیص داد که آیا این “سنگ منشأ” توانایی تولید هیدروکربور را دارد و اگر دارد چه نوع هیدروکربوری (نفت یا گاز)‌ می تواند تولید کند؟ آیا تولید نفت آن مقرون به صرفه و قابل توجه است یا خیر؟
    از کاربردهای دیگر ژئوشیمی آلی ، در اکتشاف نفت و مطالعه مخازن نفتی است. از کارهایی که در ژئوشیمی آلی انجام می‌شود مطابقت نفت با نفت (oil-oil correlation) یا نفت با سنگ منشأ (oil-source correlation) است، به‌این معنی که در مطابقت نفت با سنگ منشأ‌، نفت موجود دریک سنگ مخزن با سنگ‌های منشأ‌ اطراف از جهات مختلف مطابقت داده می‌شود و به این ترتیب می‌توان سنگ منشأ نفت موجود در مخزن را مشخص کرد و ازاین طریق این امکان را بررسی کرد که آیا در مسیر بین سنگ منشأ و سنگ مخزن ، تله‌ی نفتی دیگری هم وجود دارد یا خیر و به این ترتیب اولویت‌های حفاری برای اکتشاف یا حفاری‌های بعدی با حداقل ریسک را مشخص کرد و یا درمطابقت نفت با نفت (oil-oil correlation) نفت دو یا چند مخزن را با هم مقایسه و مطالعه کرد؛ به این منظورکه آیا دارای سنگ منشأ یکسانی هستند یا خیر؟ این تطبیق کمک زیادی در اکتشاف تله‌های نفتی بعدی می‌کند.
    از دیگر کاربردهای ژئوشیمی آلی مطالعه نفت موجود در مخازن است. امروزه بعضی از مخازن کشور با مشکل رسوب آسفالتن روبرو هستند. به این ترتیب که در پایین این مخازن یک لایه نازک آسفالتن تشکیل می‌شود و باعث می‌شود به عنوان نمونه، قسمت آبران مخزن که در قسمت زیرین مخزن قرار دارد از قسمت نفتی جدا شود و نتواند به‌خوبی انرژی لازم برای حرکت نفت را فراهم کند.
    با مطالعات ژئوشیمیایی آلی نفت موجود در مخزن می‌توان عامل تشکیل آسفالتن را پیدا کرد و مانع از تشکیل آن شد. از دیگر مشکلات این است که در سطح تماس آب با نفت، آب می‌تواند قسمت‌های سبک نفت را درخود حل کند (Water washing) و با خود به جاهای دیگر ببرد و این نیز زیان آور است و باعث سنگین شدن نفت باقی مانده می‌شود و یا میکروب‌هایی که از طریق آبهای زیرزمینی به نفت وارد می‌شوند باعث سنگین‌تر شدن نفت می‌شوند. از آن‌جا که خوراک این میکروب‌ها مواد نفتی سبک است، این میکروب‌ها با مصرف این مواد ؛ باعث می‌شوند نفت موجود در این مخازن به نفت سنگین تبدیل شود. با مطالعات ژئوشیمیایی آلی و اعمال روش‌های پیشنهادی آن می‌توان این آثار زیان بار را کم کرد. همچنین در ازدیاد برداشت به روش میکروبی یا MEOR ، که برای نفت سنگین باقی‌مانده در مخزن به‌کار می‌رود، نیز نیاز به مطالعه نفت موجود در آن مخزن داریم تا با پی‌بردن به ترکیب نفت و میکروب‌های موجود در آن ، شرایط را برای رشد میکروب‌هایی فراهم کنیم که با مصرف مواد نفتی و ایجاد گاز در مخزن ، فشار مخزن را افزایش می‌دهند و باعث ازدیاد برداشت نفت باقی‌مانده می‌شود
  3. #72
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    کار روغن موتور چیست؟


    وظایف اصلی روغن موتور عبارت است: روان سازی قسمت‌های متحرک موتور، به حداقل رساندن اصطکاک و فرسایش، کمک به کاهش حرارت و جذب ذرات معلق و رسوبات لجنی حاصل از احتراق. از آنجا که روغن موتور باید این چند کار را به طور همزمان انجام دهد، فرمولاسیون شیمیایی پیچیده‌ای را می‌طلبد اما برای آگاهی از عملکرد روغن موتور چگونگی رده‌بندی آن و انتخاب نوع صحیح روغن موتور برای خودرویتان، نیازی نیست شیمیدان یا مهندس شیمی باشید بلکه کافی است با انواع مختلف روغن موتور، رده‌بندی و علائم و اختصارات آن آشنا شوید.
    انواع روغن‌ها
    در حال حاضر روغن‌های موتور به سه نوع کلی تقسیم می‌شوند:
    الف: مینرال
    ب: سنتتیک
    چ: نیمه سنتتیک (Premium)
    الف ـ مینرال: روغنی است که برپایه نفت خام ساخته می‌شود و سال‌هاست در خودروها به کار می‌رود و همه ما با آن آشنایی داریم.
    ب ـ سنتتیک: روغنی است که از ترکیبات شیمیایی یا پولیمراسیون هیدروکربن‌ها (Olefins) تولید می‌شود نه از تصفیه نفت خام. این نوع روغن اولین بار در موتورهای جت به کار گرفته شد و به دلیل مزایایی که نسبت به نوع مینرال داراست، در سالیان اخیر مصرف آن در خودروها نیز فزونی یافته است. روغن‌های سنتتیک انواع مختلف با مواد تشکیل دهنده متفاوت دارند که این موضوع آنها را از لحاظ کیفیت و نوع مصرف نیز با یکدیگر متمایز می‌کند. از بین صدها نوع روغن سنتتیک با فرمولاسیون‌های مختلف که هر یک محاسن و معایبی دارند، نوعی که برپایه Poly alpha olefins یا به اختصار (PAO) ساخته می‌شود و مقادیر کمی هم Ester دارد، دارای کارایی و مقبولیت بیشتری است.
    بیشتر روغن‌های سنتتیک از مزایای زیر برخوردارند:
    ۱. کاهش مصرف روغن به دلیل عمر بیشتر آن ۲. غیرخورنده و غیرسمی بودن ۳. تبخیر شوندگی پایین ۴. دمای سوختن بال ۵. مقاومت در برابر اکسیداسیون بالا ۶. دارا بودن شاخص ویسکوزیته بالا به صورت طبیعی (عکس‌العمل سریع در مقابل تغییرات دما) ۷. کاهش مصرف سوخت تا ۴/۲ درصد ۸. نقطه روان شدن پایین ۹. قابلیت استفاده از روغن‌های با گستره ویسکوزیته زیاد بدون نگرانی از شکست پلیمرها (در ادامه توضیح داده خواهد شد.) عیب این نوع روغن‌ها نیز قیمت بالای آنها و عدم تطابق کامل با موتورهای دارای تکنولوژی قدیمی است.
    ج ـ نیمه سنتتیک: مخلوطی است از روغن سنتتیک و مینرال (ارگانیک). این نوع روغن کیفیت روغن‌های سنتتیک را ندارد اما در شرایط سخت نظیر دماهای بالا و یا بار زیاد عملکرد بهتری نسبت به نوع مینرال از خود نشان می‌دهد و بیشتر در وانت‌ها و SUVها مصرف می‌شود و قیمت آن نیز کمی بیشتر از مینرال‌هاست. برای آگاهی از این که کدام روغن برای خودروی شما مناسب است، بهترین منبع و مأخذ دفترچه راهنمای خودرو یا برچسب‌های داخل محفظه موتور (در صورتی که نوع روغن مشخص نشده، معنای آن استفاده از همان نوع قدیمی مینرال است). استفاده از روغن مینرال یا نیمه سنتتیک برای موتوری که تنها استفاده از روغن سنتتیک در آن توصیه شده، می‌تواند برای موتور خطرآفرین باشد اما در مقابل استفاده از روغن‌های سنتتیک یا نیمه سنتتیک برای موتورهایی که برای استفاده از نوع مینرال طراحی شده‌اند (موتورهای قدیمی) با تمهیدات خاصی، از نظر تولیدکنندگان روغن‌های سنتتیک بلامانع است، اما بسیاری از متخصصان به دلایل زیر این کار را نیز اشتباه و مضر می‌دانند:
    ۱. هر یک از انواع مختلف روغن‌های سنتتیک با توجه به فرمول شیمیایی، قابلیت تطابق با برخی انواع لاستیک‌ها و الاستومرها را ندارد و در نتیجه اگر از روغن سنتتیکی با فرمول خاصی برای موتورهای با واشرها و درزبندهایی که با آن فرمول روغن سازگار نباشد، استفاده شود باعث نشتی روغن و مسائلی از این قبیل خواهد شد (روغن‌های مینرال سبب تورم واشرها و جلوگیری از نشتی آنها می‌شوند اما روغن‌های سنتتیک در مورد برخی انواع واشرها فاقد این خاصیت هستند و حتی بعضی از آنها باعث خورده شدن برخی از انواع واشرها می‌شوند. حتی استفاده از روغن سنتتیک با مواد تشکیل دهنده‌ای متفاوت با مندرجات دفترچه راهنمای خودرو، برای خودروهایی که با این نوع روغن کار می‌کنند نیز می‌تواند خطرساز باشد، چه رسد به استفاده از این نوع روغن‌ها در موتورهایی که برپایه استفاده از روغن مینرال طراحی شده‌اند. به عنوان مثال روغن سنتتیک برپایه Poly glycol با پلی استرها، پلی کربنیک‌ها، ABS، پلی ونیل کلرین‌ها Poly phenylene Oxide (همگی پلاستیک هستند) و Buna S، بوتیل، Neoprene و لاستیک طبیعی (همگی الاستومر هستند) سازگاری خوبی ندارد و یا روغن سنتتیک برپایه PAO نیز که بیشتر روغن‌های سنتتیک موجود در بازار بر این پایه هستند، سازگاری ضعیفی دارد. مزیت برخی از انواع روغن‌های سنتتیک و قابلیت تطابق آنها با انواع الاستومرها و لاستیک‌ها، همچنین حلالیت هر کدام در افزودنی‌ها و لجن موتور به همراه خواص و عدد VI (در ادامه بررسی خواهد شد) هر کدام را در نمودار می‌بینید.
    ۲. روغن‌های سنتتیک در مقایسه با روغن‌های مینرال با لایه نازکتری روی قطعات موتور می‌نشیند (به همین دلیل فاصله قطعات ثابت و متحرک موتورهایی که با روغن سنتتیک کار می‌کنند، کمتر است) لذا استفاده از این نوع روغن برای موتورهایی که براساس تکنولوژی قدیمی مینرال طراحی شده‌اند باعث نشتی پیستون خواهد شد. البته این مورد از طرف سازندگان روغن‌های سنتتیک با دلایل قابل قبولی رد می‌شود اما در عمل این مشکل در خودروهای قدیمی دیده شده است. اگر سال‌هاست از روغن مینرال استفاده می‌کنید و خودرویتان دارای تکنولوژی قدیمی است، از این نوع روغن‌ها استفاده نکنید اما در صورتی که خودرویی با تکنولوژی نسبتاً جدید دارید و از بی‌خطر بودن تعویض روغن از مینرال به سنتتیک یا نیمه سنتتیک مطمئن هستید، از نوعی که برپایه PAO ساخته شده است استفاده کنید و این موضوع را نیز از یاد نبرید که با تعویض روغن از مینرال به سنتتیک، رسوبات پخته شده روغن‌های مینرال از روی قطعات موتور کنده و در موتور غوطه‌ور می‌شوند و پس از مدتی موتور از کار می‌افتد. به همین علت قبل از این تعویض باید موتور را یا به طور کامل رسوب زدایی و یا از روغن‌های فلاشینگ (Flush Oil) استفاده کنید (این نوع روغن فقط مخصوص تمیزکردن موتور است)؛ به این ترتیب که روغن مینرال را بدون تعویض ف ی ل ت ر تخلیه و روغن فلاشینگ را جایگزین کنید و اجازه دهید موتور ۲۰ دقیقه در جا کار کند، پس از آن می‌توانید روغن فلاشینگ را تخلیه، ف ی ل ت ر را تعویض و روغن سنتتیک یا نیمه سنتتیک را جایگزین کنید.
  4. #73
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    ارزیابی اختصاصات مخزنی و لیتولوژی سازند آسماری


    ارزیابی اختصاصات مخزنی شامل مطالعه پارامترهای پتروفیزیکی نظیر تخلخل، نفوذپذیری و اشباع سیالات؛ تغییرات لیتولوژیکی نسبت به عمق و اختصاصات هیدروکربنی از جمله ضخامت مفید، غیرمفید و ستون مفید هیدروکربوری است. سنگهای کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهای مخزنی نفت و گاز عمده ای را در دنیا تشکیل می دهند. مخزن آسماری میدان نفتی منصوری از جمله مخازن کربناته ترشیری ایران است که در ۴۰ کیلومتری جنوب اهواز قرار دارد. این مخزن به ۸ زون تقسیم شده که هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. با توجه به اینکه در مخزن آسماری میدان منصوری هر سه لیتولوژی عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولومیت) وجود دارد، مطالعه لیتولوژی و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است. بررسی مقاطع نازک و نمودارهای چاه پیمایی حاکی از آن است که زون یک عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای ۲، ۳،۴ و ۵ عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون ۶ مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای ۷ و ۸ آهکی و شیلی است. بر اساس ارزیابی های به عمل آمده زون ۲ با بیش از ۸۰ درصد ماسه بیشترین ستون مفید هیدروکربنی، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (حدود ۲۰ درصد برای زون های مفید)، بهترین کیفیت مخزنی را در بین زون های دیگر دارا می باشد. پس از آن زون های ۳ و ۱ از کیفیت مخزنی مناسب تری برخوردارند. از آنجایی که زونهای ۴ تا ۸ زیر سطح تماس آب و نفت قرار دارند، زون تولیدی نبوده و از کیفیت مخزنی پایینی برخوردارند. زون ۲ بهترین لایه تولیدی نفت از نظر پارامترهای پتروفیزیکی به شمار می رود.
    Evaluation of reservoir characteristics and lithology of Asmari formation in Mansuri oil field By: Saeid Alizadeh Pirzaman Abstract Evaluation of reservoir characteristics includes petrophysical parameters like Porosity, Permeability and fluid saturations, net thickness, net to Gross ratio and oil column and lithologic variations versus depth. Asmari Reservoir of Mansuri oil field is one of the Tertiary Carbonate reservoirs of Iran which is located 40 km south to Ahwaz city. This reservoir is divided into 8 zones. Each zone has special lithology and petrophysical properties. Zone 1 is generally carbonate (limestone and dolomite), zones 2, 3, 4 and 5 sandy (Ahwaz sand member), zone 6 mixture of Sandstone, limestone, dolomite and shale and zones 7 & 8 limestone and shale.
    Based on the petrophysical evaluations zone 2 (by more than 80 percent sand) is the best pay zone and has the most values of net thickness, net to gross ratio and oil column and oil saturation. Also this paper shows that zones 3 and 1 follow the zone 2 respectively. Zones 4 to 8 are located below the oil water contact and are not pay zones.
    مقدمه
    هدف اصلی اختصاصات مخزنی، بازسازی اختصاصات پتروفیزیکی نظیر تخلخل، نفوذپذیری و اشباع سیالات می باشد. نحوه توزیع تخلخل می تواند رابطه متداول میان این اختصاصات باشد. در این ارتباط نمودارهای چاه پیمائی ابزار مناسبی است [۴]. ارتباط بین اختصاصات پتروفیزکی و زمین شناسی (لیتولوژی) موضوعی بوده که از سال ۱۹۵۵ تا کنون شدیداً مطالعه شده است. تخلخل و نفوذپذیری لایه کربناته ناشی از واکنش میان انواع مواد اولیه رسوب و تنوعی از فرآیندهای دیاژنتیکی است.
    نمودارهای چاه پیمائی ثبت پیوسته ای از پارامترهای سازنده نسبت به عمق را بدست می دهد که کاربرد زمین شناسی بسیار مفیدی دارد [۸]. ترکیب سازندها به کمک نمودارهای چاه پیمائی (نظیر دانسیته، نوترون و اشعه گاما) می تواند بصورت کانی و یا عناصر شیمیائی بیان شود و بنابراین میان پارامترهای پتروفیزیکی و ترکیب سنگ رابطه وجود دارد. اطلاعات حاصل می تواند منجر به تفسیر بهتر جهت اکتشاف و تولید و لذا اختصاصات پیشرفته مخزن شود [۲].
    سنگهای کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهای مخزنی نفت و گاز عمده ای را در دنیا تشکیل می دهند. ذخایر هیدروکربن در این سنگها اساسا با دولومیت همراه است [۹ & 3]. دولومیت ها حدودا %۳۰ مخازن کربناته جهان را شامل می شوند و تقریبا۸۰ درصد نفت و گاز قابل استحصال سنگهای کربناته آمریکای شمالی را در خود جای داده اند [۱۳]. دوسوم نفت خاورمیانه در کربناتها جای گرفته و مخازن آسماری ایران با سن الیگومیوسن (ترشیری) در زمره مخازن دولومیتی نیز ذکر شده است [۱۱]. این نوع مخازن نسبت به مخازن کلاستیکی (به عنوان مثال ماسه سنگها) بسیار هتروژن است [۹]. به عنوان مثال با افزایش عمق، دولومیت ها مخازن بهتری را نسبت به سنگهای آهکی ایجاد می کنند. با توجه به اینکه در مخزن آسماری میدان منصوری هر سه لیتولوژی عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولومیت) وجود دارد، مطالعه لیتولوژی و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است.
    این موضوع اساسا به محیط رسوبگذاری رخساره های متعدد، فرایندهای تکتونیکی و دیاژنتیکی (سیمانی شدن، دولومیتی زاسیون، تبلور مجدد، شکستگی و …) مربوط است که سنگهای کربناته را همراهی می کند [۶&10]. بعلاوه شکستگی نیز نقش مهمی را در مخازن ایفا میکند و تخلخل و نفوذ پذیری ایجاد شده، آنیزوترپی عمده ای را در مخزن [۷ & 9] بوجود می آورد. لذا، مطالعه لیتولوژی های مختلف و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است[۵].
    میدان نفتی منصوری
    میدان نفتی منصوری در ۴۰ کیلومتری جنوب شهر اهواز واقع است و فاقد هر گونه ساختمان سطحی بوده و اساسا ساختاری است که به وسیله لرزه نگاری مشخص شده است. این میدان در سال ۱۳۴۱ اکتشاف گردیده و دارای چند سازند مخزنی (سازند آسماری و بخش ماسه سنگی اهواز، سازند ایلام و سازند سروک است). این میدان از سال ۱۳۵۳ مورد بهره برداری قرار گرفت و تا خرداد ۱۳۸۳ تعداد ۵۸ حلقه چاه در آن حفاری گردیده است. بر اساس نقشه‌های حاصل از مطالعات لرزه‌نگاری و نقشه‌های ساختمانی زیرزمینی تهیه شده،‌ می‌توان میدان منصوری را تاقدیسی کشیده با دامنه‌های ملایم و کم شیب در راستای شمال غرب ـ جنوب شرق در نظر گرفت. شیب دامنه شمالی کمی بیشتر از دامنه جنوبی است و به ترتیب حدود ۸-۶ درجه و ۶-۵ درجه شیب دارند. شیب دماغه‌های شرقی و غربی نیز حدود ۱ تا ۵/۱ درجه می‌باشد.
    مخزن آسماری و بخش ماسه‌سنگی اهواز حاوی نفتی با ۳۰ درجة API و ۲ درصد سولفور است ]۱[. ابعاد مخزن آسماری در سطح تماس آب و نفت حدود ۳۰ کیلومتر طول و ۵/۳ کیلومتر عرض دارد. سطح تماس آب و نفت در این مخزن در حدود عمق ۲۲۷۲ متری زیر سطح دریا تعیین شده است. با توجه به اینکه نقطة ستیغ مخزن بر روی نقشه ساختمانی حدود عمق ۲۱۴۴ متری زیر سطح دریا را نشان می‌دهد و با احتساب آخرین منحنی بسته مخزن (۲۴۰۰ متری)، میزان بستگی قائم در حدود ۲۵۶ متر محاسبه شده است، ارتفاع ستون نفت در قسمت‌های مرکزی مخزن حدود ۱۲۸ متر می‌باشد که به سمت دماغه‌های مخزن از میزان آن کاسته می‌شود.
    بحث
    لیتولوژی:
    بررسیهای پتروگرافی مقاطع نازک و مطالعات نمودارها حاکی از آن است که مخزن آسماری در این میدان تناوبی از آهک، دولومیت، ماسه سنگ و شیل است. مخزن آسماری به ۸ زون (لایه) تقسیم شده و هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. زون ۱ عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای ۲،۳،۴ و ۵ عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون ۶ مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای ۷ و ۸ آهکی و شیلی است. اشکال ۱ و۲ درصد ماسه، دولومیت آهک و رس موجود در زون های مختلف چاه شماره ۴۶ این میدان را نشان می دهد.
    پارامترهای پتروفیزیکی:
    مخزن آسماری در میدان منصوری به ۸ زون تقسیم بندی شده است. زونهای ۱، ۲ و ۳ حاوی هیدروکربن بوده و بقیه زونها اشباع از آب می باشند. زون ۲ این مخزن کیفیت مخزنی محسوسی نسبت به بقیه زون ها دارد. در شکل ۲ تعدادی از نمودارهای ارزیابی پارامترهای پتروفیزیکی مخزن برای چاه شماره ۴۶ منصوری و در شکل ۳ برای زون ۲ کل میدان جهت نمونه آورده شده است. ارزیابی پتروفیزیکی این زون ها به شرح زیر است:
    زون۱- این لایه عمدتاً از آهک های دولومیتی و دولومیت های آهکی، آهک و یک لایه آهک شیلی تشکیل یافته و از میزان تخلخل خوب تا خیلی خوب برخوردار است. میزان ضخامت خالص در این زون متنوع بوده و از مقدار کمتر از یک متر تا ۲۱ متر (در اطراف چاه شماره ۴۳) متغیر است. مقدار ضخامت خالص در قسمت های مرکزی تاقدیس نسبت به یالها و دماغه های تاقدیس بیشتر است. مقدار ضخامت خالص به ناخالص نیز مقادیر متنوعی بوده و در قسمت های مرکزی تاقدیس خصوصاً اطراف چاههای ۱۲،۲۹،۲۸،۳۴،۴۳ از ۵/۰ بیشتر است. این نسبت در اطراف چاه شماره ۳۴ حداکثر مقدار خود (۹۸/۰) را دارا می باشد. متوسط اشباع آب ضخامت های خالص بین ۳۰ تا ۵۰ درصد بوده و در هیچ کدام از چاهها از ۳۰ درصد کمتر نیست. مقدار ستون مفید هیدروکربن در این زون به حداکثر ۶/۲ متر (چاه ۴۳) می رسد. این زون در پاره ای از چاهها کلاً آبزده می باشد (مانند چاه ۴۶ هر چند که در قسمت های میانی تاقدیس قرار دارد). مسلماً مقدار ضخامت خالص در چاههایی که خارج از بستگی افقی حفر شده اند مانند چاه ۲۷، صفر و یا ناچیز خواهد بود.
    زون ۲- این لایه عمدتاً از ماسه ها ی شیلی، ماسه سنگ و ماسه های آهکی تشکیل یافته و از توسعه تخلخل خوب و خیلی خوب بعضاً متوسط برخوردار و هیدروکربن دار می باشد. بر طبق ارزیابی های به عمل آمده، این زون از کیفیت مخزن به مراتب بهتری نسبت به سایر زونها برخوردار می باشد. میزان ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل و همچنین ستون مفید هیدروکربن در این زون بالا بوده به طوری که میزان ضخامت خالص در پاره ای از چاهها به مقدار بیش از ۳۰ متر و ستون هیدروکربن ۸ متر بالغ می شود. اصولاً زونهای ۲، ۳، ۴ و ۵ در میدان منصوری عمدتاً از ماسه سنگ تشکیل شده و با توجه به سیمان شدگی کم این ماسه سنگها، کیفیت مخزنی این افق ها بسیار بالاست. شکل ۱ صحت این مطالب را برای چاه شماره ۴۶ خاطرنشان می کند. همچنین نمودارهای موجود در شکل ۳ تغییرات میدانی پنج پارامتر پتروفیزیکی را در زون مخزنی ۲ نشان می دهند.
    زون ۳- این لایه عمدتاً ار ماسه سنگ، ماسه های شیلی و آهک های دولومیتی تشکیل یافته و دارای تناوبی از توسعه تخلخل خیلی خوب تا پایین برخوردار است و در بخش میانی بصورت رگه های ضخیم هیدروکربن دار می باشد. قسمت عمده این زون ماسه سنگی بوده که در افزایش کیفیت مخزن نقش مهمی را ایفا نموده است. بر اساس مطالعات میدان انجام گرفته به طور کلی در این میدان مقدار نسبت ضخامت خالص به نا خالص نسبت به زون ۲ کاهش را نشان می دهد هر چند که گاه به بیش از ۶/۰ (چاه شماره ۴۲) می رسد این لایه ستون هیدروکربنی خوبی دارد به طور کلی این لایه تولیدی بوده و از کیفیت مخزنی نسبی مناسبی برخوردار است. زون ۴ تا ۸- از آنجایی که سطح تماس آب و نفت برای کل میدان در عمق ۲۲۷۲ متری زیر سطح دریا (۲۲۷۹ متر از سطح زمین) قرار دارد، لذا قسمت پایین زون ۳ و زونهای ۴،۵،۶،۷،۸ مخزن آسماری این میدان زیر سطح تماس آب و نفت واقع گردیده و میزان ضخامت خالص، ستون مفید هیدروکربن و نسبت ضخامت خالص به ناخالص در این زون ها صفر و یا بسیار ناچیز است.
    نتیجه گیری
    ۱- مخزن آسماری به ۸ زون (لایه) تقسیم شده است که هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. زون یک عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای ۲، ۳،۴ و ۵ عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون ۶ مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای ۷ و ۸ آهکی و شیلی است.
    ۲- مقایِسه زونهای مختلف مخزن در چاه شماره ۴۶ نشان می دهد که با افزایش عمق بر میِزان شیل و آهک بطور نسبی افزوده می شود ولی مقدار کوارتز بویژه در زونهای خاص (۲، ۳، ۴ و ۵) درصد عمده ای را تشکیل داده و در زون ۵ بمقدار کم یافت می شود. میزان دولومیت بطور نسبی با افزایش عمق کاهش می یابد و بیشترین مقدار آن در زون ۱ مشاهده می شود.
    ۳- درصد اشباعی آب و نفت در چاه شماره ۴۶ در زون ۲ و ۳ بترتیب کاهش و افزایش می یابد و این نشانه تمرکز نفتی بیشتر در بخشهای ماسه سنگی است. در زون ۱ که یک زون آهکی- دولومیتی است تغییرات این دو پارامتر قابل توجه است ولی درصد اشباع نفت آن از زونهای ۲ و ۳ کمتر می باشد.
    ۴- تغییرات درصد اشباع آب و نفت در مخزن حاکی از کنترل لیتولوژیکی توزیع نفت است، بطوریکه در زون ۲ و ۳ بدلیل بالا بودن درصد ماسه سنگ، بیشترین مقدار را داراست. در این زون فرایند دولومیتیزاسیون غالب نیست.
    ۵- بر اساس ارزیابی های به عمل آمده زون ۲ با بیش از ۸۰ درصد ماسه بیشترین ستون مفید هیدروکربنی، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (۲۰ درصد برای زون های مفید)، بهترین کیفیت مخزنی را در بین زون های دیگر دارا می باشد. پس از آن زون های ۳ و ۱ از کیفیت مخزنی مناسب تری برخوردارند. از آنجایی که زونهای ۴ تا ۸ زیر سطح تماس آب و نفت قرار دارند، لایه تولیدی نبوده و از کیفیت مخزنی پایینی برخوردارند. زون ۲ بهترین لایه تولیدی نفت از نظر پارامترهای پتروفیزیکی به شمار می رود.
  5. #74
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    نفت کوره و سنگ مخزن نفت


    نفت کوره
    نفت کوره ، یک فراورده جانبی
    بیشتر نفت کوره‌های باقیمانده مصرفی در ایالات متحده آمریکا ، از خارج وارد می‌شود. این سوخت به قیمت بسیار ارزانی فروخته می‌شود (قبلا حدود ۷۰ درصد قیمت نفت خامی که از آن تولید شده است) و بعنوان یک فراورده جانبی تلقی می‌گردد.
    مشخصه‌های بحرانی نفت کوره
    مشخصه‌های بحرانی نفت کوره عبارتند از گرانروی و مقدار گوگرد. در سالهای آینده ، با توجه به لزوم جلوگیری از آلودگی هوا ، مقدار بیشینه گوگرد ، بی شک ، کاهش خواهد یافت. در برخی نقاط ، فقط نفت کوره‌های کم‌گوگرد می‌توانند مورد استفاده قرار گیرند و این گرایش ، رو به توسعه است.
    نفت کوره سنگین
    نفت کوره‌های سنگین که حاوی گوگرد بسیار کمی باشند، خواهان بیشتری دارند و به قیمتهای نزدیک قیمتهای نفتهای خام اولیه فروخته می‌شوند.
    نفت‌های گرمایشی
    هر چند مصرف فراورده‌های نفتی برای گرمایش فضا از اهمیت بسیار بالایی برخوردار است، ولی این مصرف بر حسب محل و شرایط جوی تغییر زیادی می‌کند. در سالهای اخیر نیاز به نفتهای گرمایشی نسبتا کاهش یافته است، زیرا بر مصرف LPG (گاز نفتی مایع که برای گرمایش خانگی و پخت و پز بمصرف می‌رسد) افزوده شده است.
    مهمترین نفت‌های کوره تقطیری
    مهمترین نفت‌های کوره تقطیری ، نفت کوره شماره ۱ و نفت کوره شماره ۲ می‌باشند.
    نفت کوره شماره ۱:
    این نفت کوره ، بسیار شبیه نفت سفید ، ولی معمولا دارای نقطه ریزش و نقطه نهایی بالاتری است. مشخصه‌های حدی آن عبارتند از تقطیر ، نقطه ریزش ، نقطه اشتعال و مقدار گوگرد. نقطه ریزش ، پایین‌ترین دمایی است که در آن ، یک روغن نفتی جاری می‌شود یا ریزش می‌کند. نقطه پایانی یا نهایی ، دمای حد بالا در تقطیر است.
    نفت کوره شماره ۲:
    نفت کوره شماره ۲ ، بسیار شبیه سوخت دیزلی شماره ۲است. ذخایر گراکینگ شده نفت ، نفت سفید. سوخت دیزلی و نفتهای سبک چرخه کراکینگ بدست می‌آید که مشخصه‌های حدی آن ، عبارتند از مقدار گوگرد ، نقطه ریزش، تقطیر و نقطه اشتعال.
    سنگ مخزن نفت
    تقسیم بندی سنگهای مخزن
    از آنجایی که اغلب سنگهای مخزن از نوع رسوبی بوده و به این دلیل تقسیم بندیهای توصیفی و ژنتیکی سنگهای رسوبی در مورد سنگهای مخزن نیز بکار برده می‌شود. سنگهای مخزن نیز مفید بایستی دارای خلل به هم پیوسته تا ذخیره ورودی را بتواند در خود نگهداری کند. به این دلیل سنگ مخزن از نوع ماسه سنگی لازم است مچور تا کاملا مچور بوده ، مشروط بر این که پدیده سیمان شدگی بطور کامل عمل نکرده باشد. بطور طبیعی ماسه سنگهای گری واکی و یا لیتارنیت از جمله سنگهای مخزن مفید محسوب نمی‌شوند.
    خلل و معابر سنگهای آهکی یا موثر از محیط
    رسوبی بوده و یا این که ناشی از تحولات ثانویه به خصوص انحلال و شکستگی می‌باشد. به این دلیل سنگهای آهکی دانه‌ای و یا اسپارایتها که بالاحض در محیط بین موجی و در ناحیه مرجانی و تپه‌های دریایی تشکیل شده‌اند، از جمله سنگهای مخزن بسیار مفید محسوب می‌شود. در ضمن سنگهای آهکی دانه ریز که بعد از آن شکسته شده‌اند همانند سازند آسماری نیز مکانی بسیار مناسب جهت تجمع و ذخیره سازی هیدروکربور محسوب می‌شود.
    نامگذاری سنگهای مخزن
    سنگهای مخزن بر مبنای مختلفی نامگذاری می‌شود. بطور کلی به هر سنگ مخزن به اصطلاح پی Pay گفته می‌شود. به فرض ، آسماری پی که نشانگر مخزن آسماری است. گاهی نام مخزن از نام سازندی که در آن نفت ذخیره شده اخذ می‌شود. مانند مخزن بنگستان که نام آن از گروه بنگستان ناشی شده است. در بعضی مواقع نام مخزن به ناحیه و یا موقعیت جغرافیایی مخزن نسبت داده شده ، مانند مخزن گچساران و یا مخازن نفتی خاورمیانه.
    سنگهای مخازن دریایی و غیر دریایی
    از آنجایی که تشخیص نوع سنگ و جغرافیای گذشته سنگهای مخازن در تشخیص حدود و گستردگی و مقدار ذخیره نفت این سنگها اهمیت بسزایی داشته و به لحاظ اینکه هیدروکربورها در سنگهای با منشا دریایی و غیر دریایی نیز ذخیره شده‌اند، به این دلیل ویژگیهای زیر مشخص کنند، سنگهای دریایی و غیر دریایی از هم می‌باشد.
    ۱/ محتویات فسیلی گویای دریایی و یا غیر دریایی بودن آنها می‌باشد.
    ۲/بلورهای فلدسپات موجود در صورت داشتن شکل اوهدرال گویای منشا دریایی سنگ است.
    ۳/رشد فلدسپات ثانویه در اطراف فلدسپات تخریبی حاکی از محیط دریایی است. توده‌های لایه‌ای ، گسترده و پهن نشانگر رسوب در محیط دریایی است.
    ۴/مقاومت قابل ملاحظه‌ای از لایه‌های عاری از فسیل ، فاقد جورشدگی قطعات و عدسی مانند ، منعکس کننده ، محیط غیر دریایی است.
    ۵/بهم ریختگی و بی‌نظمی در رسوبات ممکن است نشانگر واریزه‌های زیر دریایی بوده و یا ناشی از پدیده یخچالی باشد.
    ۶/لایه‌های زغال سنگی و عدسیهای ماسه‌ای همراه ، محیط غیر دریایی را نشان می‌دهد. بسیاری از رسوبات رودخانه‌ای و کانالی گویای محیط غیر دریایی می‌باشد.
  6. #75
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    انواع گاز طبیعی


    الف :گاز ساختگی (SUBSTITUTE NATURAL)
    گاز ساختگی را می توان مانند گاز سنتز از گازسازی زغال سنگ و یا گازرسانی مواد نفتی بدست اورد ارزش گرمایی این گاز در مقایسه با گاز سنتز بسیار بالاتر است چون مانند گاز طبیعی بخش عمده آن را گاز متان تشکیل می دهد. گاز ساختگی را می توان با روش لورگی نیز بدست آورد ( همچنین نگاه کنید به لورگی - رهرگس فرایند) .
    ب: گاز سنتز (SYNTHESIS GAS)
    گاز سنتز گازی است بی بو ، بی رنگ و سمی که در حضور هوا و دمای ۵۷۴ درجه سانتیگراد بدون شعله می سوزد. وزن مخصوص گاز سنتز بستگی به میزان درصد هیدروژن و کربن منواکسید دارد از گاز سنتز می توان به عنوان منبع هیدروژن برای تولید آمونیاک ،متانول و هیدروژن دهی در عملیات پالایش و حتی به عنوان سوخت استفاده کرد گاز سنتز از گاز طبیعی ، نفتا، مواد سنگین و زغال سنگ بدست می آید . معمولا برای تولید هر یک تن گاز سنتز که در آن نسبت مولی H2/CO=1 باشد ، به ۰/۵۵ تن متان نیاز است . در صورتی که این نسبت ۳ باشد ۰/۴۹ تن متان لازم خواهد بود. تهیه گاز سنتز از منابع هیدروکربورها امکان پذیر است که به شرح زیر خلاصه می شود:
    ۱- تهیه گاز سنتز از زغال سنگ در فرایند تهیه گاز سنتز از زغال سنگ و یا گازی کردن زغال سنگ بخار آب و اکسیژن در دمای ۸۷۰ درجه سانتیگراد و فشار ۲۷ اتمسفر با زغال سنگ ترکیب می شود محصول حاوی ۲۲/۹ درصد هیدروژن ۴۶/۲ درصد کربن منو اکسید ،۷/۸ درصد کربن دی اکسید ، ۲۲/۵ درصد آب و ۰/۶ درصد کربن متان و نیتروژن است پس از جداسازی گاز کربن دی اکید ، محصول برای فروش از طریق خطوط لوله عرضه می شود. در نمودار زیر فرایند تولید گاز سنتز از زغال سنگ نشان داده شده است.
    ۲- تهیه گاز سنتز از مواد سنگین نفتی مواد سنگین نفتی با اکسیژن ( نه هوا) در دمای ۱۳۷۰ درجه سانتیگراد و فشار ۱۰۲ اتمسفر ترکیب شده و گاز سنتز تولید می کند.
    ۳- تهیه گاز سنتز از نفتا نفتا با بخار آب در مجاورت کاتالیست نیکل در دمای ۸۸۵ درجه سانتیگراد و فشار ۲۵ اتمسفر ترکیب وگاز سنتز حاصل می شود.
    ۴- تهیه گاز سنتز از گاز طبیعی این روش که در جهان متداول تر است در در دو مرحله کراکینگ و خالص سازی ، گاز طبیعی به گاز سنتز تبدیل می گردد.در این روش از کبالت ، مولیبدیم و اکسید روی به عنوان کاتالیست استفاده می شود. محصول نهایی حاوی ۸۳/۸ درصد هیدروژن ، ۱۴/۸ درصد کربن منواکسید ۰/۱ درصد کربن دی اکسید و مقداری متان نیتروژن و بخار آب است. فرایند تهیه گاز سنتز از زغال سنگ در شکل نشان داده شده است.
    ج: گاز شهری (TOWN GAS)
    اصطلاحا به گازی گفته می شود که از طریق خط لوله از یک مجتمع تولید گاز به مصرف کنندگان تحویل می شود . گاز شهری یا از زغال سنگ و یا از نفتا تولید و در مناطقی مصرف می شود که یا گاز طبیعی در دسترس نباشد و یا زغال سنگ ارزان به وفور یافت شود ترکیب گاز شهری هیدروژن %۵۰، متان%۲۰ تا %۳۰، کربن منواکسید %۷ تا %۱۷، کربن دی اکسید%۳، نیتروژن %۸، هیدروکربورها %۸ علاوه بر این ناخالصی های دیگری مانند بخار آب ، امونیال ، گوگرد، اسید سیانیدریک نیز در گاز شهری وجود دارد. به گاز شهری گاز زغال سنگ و یا گاز سنتز نیز می گویند. در ایران گازی که از طریق خط لوله به مشترکین در شهرها عرضه می گردد گاز طبیعی است و ترکیب آن مشابه گاز شهری نیست.
    د: گاز شیرین (SWEET GAS)
    گازشیرین گازی است که هیدروژن سولفید و کربن دی اکسید آن گرفته شده باشد.
    س: گاز طبیعی (NATURAL GAS)
    گاز طبیعی عمدتا از هیدروکربوها همراه با گازهایی مانند کربن دی اکسید ، نیتروژن و در بعضی از مواقع هیدروژن سولفید تشکیل شده است بخش عمده هیدروکربورها را گاز متان تشکیل می دهد و هیدروکربورهای دیگر به ترتیب عبارتند از اتان ، پروپان ، بوتان، پنتان و هیدروکربورهای سنگین تر ناخالصی های غیرهیدروکربوری نیز مانند آب ، کربن دی اکسید ، هیدروژن سولفید و نیتروژن در گاز طبیعی وجود دارد. گاز چنانچه در نفت خام حل شده باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد و اگر در تماس مستقیم با نفت از گاز اشباع شده باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود.
    گاز غیر همراه ( NON-ASSOCIATED GAS)از ذخایری که فقط قادر به تولید گاز به صورت تجاری باشد استخراج می شود در بعضی موارد گاز غیر همراه حاوی بنزین طبیعی و یا چکیده نفتی ( CONDENSATE) استخراج می شود که حجم قابل توجهی از گاز را از هر بشکه هیدروکربور بسیار سبک آزاد می کند.
    ش: گاز طبیعی فشرده ( COMPRESSED NATURAL GAS)
    گاز طبیعی عمدتا از متان تشکیل شده است و دراکثر نقاط جهان یافت می شود. (نگاه کنید به گاز طبیعی ) گاز طبیعی را می توان از طریق خط لوله و یا به صورت گاز طبیعی مایع شده (LNG) با نفتکش حمل نمود. از گاز طبیعی فشرده و یا به اختصار سی ان جی می توان در اتومبیل های احتراقی به عنوان سوخت استفاده کرد در حال حاضر حدود یک میلیون وسیله نقلیه در جهان با گاز فشرده حرکت می کنند. در ایتالیا در مقیاس وسیعی از سی ان جی استفاده می شود و در زلاندنو و آمریکای شمالی نیز استفاده از گاز طبیعی فشرده رواج دارد.
    ترکیبات گاز طبیعی متفاوت است و بستگی به نوع میدان گازی دارد که از ان بدست امده است ناخالصی ها شامل هیدروکربورهای سنگین ، نیتروژن ، دی اکسید، اکسیژن و هیدروژن سولفید می باشد. در اتومبیل گاز طبیعی فشرده باید در مخزن سنگین و بزرگ و در فشاری برابر ۲۲۰ اتمسفر ذخیره گردد. البته از لحاظ میزان ذخیره و ارزش حرارتی سی ان جی که حدود ۸/۸ هزار ژول /لیتر است ( در مقایسه بنزین حدود ۳۲ هزار ژول می باشد مسافتی که اتومبیل می پیماید محدود خواهد بود. علاوه بر این به علت محدودیت تعداد ایستگاه ای سوخت گیری اتومبیل باید به نحوی طراحی شود که علاوه بر سی ان جی بتواند از بنزین هم استفاده نماید.
    مزایای سی ان جی به شرح زیر است:
    ۱- موتور در هوای سرد به راحتی روشن می شود.
    ۲-سی ان جی اکتان بسیار بالایی دارد.
    ۳- تمیز می سوزد و ته نشین کمتری در موتور ایجاد می کند.
    ۴- هزینه تعمیراتی موتور کمتر است.
    ۵- مواد آلاینده ناچیزی از اگزوز خارج می گردد. معایت سی ان جی به شرح زیر است:
    ۱- چون به صورت گاز وارد موتور می شود هوای بیشتری در مقایسه با بنزین جایگزین می کند و در نتیجه کارایی حجمی پایین تری دارد.
    ۲- مسافت کوتاه تری در مقایسه با اتومبیل های بنزین طی می کند مگر انکه موتور بتواند علاوه بر گاز از بنزین هم استفاده نماید.
    ۳- قدرت موتور اتومبیل های گاز سوز رویهمرفته ۱۵ درصد کمتر از اتومبیل های بنزین سوز است.
    ۴- ساییدگی نشیمنگاه شیر که بستگی به میزان رانندگی دارد بیشتر است.
    ۵- خطر بیشتر آتش سوزی در هنگام تصادف در مقایسه با اتومبیل های بنزینی ( البته تاکنون در سوابق ایمنی خطر بیشتر ثابت نشده است) در ایران طرح گاز سوز کردن خودروها یا استفاده از گاز طبیعی فشرده یکی از برنامه های اساسی شرکت ملی گاز ایران است در شهرهای شیراز ، مشهد و تهران چندین جایگاه تحویل سوخت با تاسیسات و دستگاه های جانبی و کارگاه تبدیل سیستم خودروها از بنزین سوز به گاز سوز احداث شده و مورد بهرهه برداری قرار گرفته است و عملیات اجرایی برای ساخت تعداد دیگری ایستگاه در دست اجرا قرار دارد.
    الف: مایعات گاز طبیعی (NATURAL GAS LIQUIDS)
    مایعات گاز طبیعی معمولا همراه با تولید گاز طبیعی حاصل می شود. مایعات گازی (Gas liquids) نیز مترادف مایعات گاز طبیعی می باشد. مایعات گاز طبیعی را نباید با گاز طبیعی مایع و یا ال ان جی اشتباه کرد مواد متشکله در مایعات گاز طبیعی عبارت است از اتان ، گاز مایع ( پروپان و بوتان ) و بنزین طبیعی (natural gasoline) و یا کاندنسیت ( condensate) که درصد هر کدام بستگی به نوع گاز طبیعی و امکانات بهره برداری دارد.
    در سال ۱۹۹۶ کل تولید مایعات گاز طبیعی در جهان بالغ بر روزانه ۵/۷ میلیون بشکه بوده که از این مقدار تولید اوپک در حدود ۲/۶ میلیون بشکه در روز گزارش شده است.
    ب: گاز طبیعی مایع ( Liquefied natural gas LNG)
    گاز طبیعی عمدتا از متان تشکیل شده است و چنانچه تا منهای ۱۶۱ درجه سانتیگراد در فشار اتمسفر سرد شود به مایع تبدیل می شود و حجم ان به یک ششصدم حجم گاز اولیه کاهش می یابد در نتیجه حمل آن در کشتی های ویژه به مراکز مصرف امکان پذیر می شود برای مایع کردن گاز متان می توان آن را تا ۲/۵ درجه سانتیگراد زیر صفر خنک نمود و تحت زیر صفر خنک نمود و تحت فشار ۴۵ اتمسفر به مایع تبدیل کرد این روش از لحاظ اقتصادی مقرون به صرفه است ولی از طرف دیگر حمل ان تحت فشار زیاد احتیاج به مخازن بسیار سنگین با جدار ضخیم دارد که امکان پذیر نیست و از نظر ایمنی توصیه نمی شود در نتیجه در فرایند تولید گاز طبیعی مایع ، فشار آن رابه اندکی بیش از یک اتمسفر کاهش می دهند تا حمل آن آسان باشد.
    اولین محموله گاز طبیعی مایع یا به اختصار ال ان جی به صورت تجاری در سال ۱۹۶۴ از الجزایر به بریتانیا حمل شد و از ان هنگام تجارت گاکردن امکانات بندری و ذخیره سازی در بنادر بارگیری و تخلیه و همچنین ساخت کشتی های ویژه حمل ال ان جی احتیاج به سرمایه گذاری هنگفتی دارد در حالی که قیمت فروش گاز طبیعی مایع در حال حاضر در سطح نازلی است لذا فروشنده و خریدار باید قبلاً نسبت به انعقاد یک قرارداد طولانی ۱۵ الی ۲۰ ساله نحوه قیمت گذاری و سایر شرایط توافق لازم را به عمل آورند.
    در تولید گاز مایع چهار مرحله عمده وجود دارد:
    ۱- جداسازی ناخالصی ها که عمدتا از کربن دی اکسید و در برخی از موارد ترکیبات گوگردی تشکیل شده است.
    ۲- جداسازی آب که اگر در سیستم وجود داشته باشد به کریستالهای یخ تبدیل شده و موجب انسداد لوله ها می گردد.
    ۳- تمام هیدروکربورهای سنگین جدا شده و تنها متان و اتان باقی می ماند.
    ۴- گاز باقی مانده تا ۱۶۰ درجه سانتگراد سرد شده و به حالت مابع در فشار اتمسفر تبدیل می شود. گاز طبیعی مایع در مخازن ویژه عایق کاری شده نگهداری و سپس برای حمل به کشور مقصد تحویل کشتی های ویژه سرمازا( CRYOGENIC TANKERS) می گردد. در حین حمل معمولا بخشی از گاز تبخیر شده به مصرف سوخت موتور کشتی می رسد. در بندر مقصد گاز طبیعی مایع تخلیه می گردد تا هنگام نیاز به مصرف برسد قبل از مصرف گاز طبیعی مایع مجدداً به گاز تبدیل می شود. در فرایند تبدیل مجدد به گاز سرمای زیادی آزاد می شود که می توان از این سرما مثلا برای انجماد موادغذایی و یا مصارف دیگر تجاری استفاده کرد .
    ج:گاز غیر همراه (NON-ASSOCIATED GAS)
    گاز غیر همراه از میادینی که تنها تولید گاز از انها به صورت اقتصادی امکان دارد استخراج می شود به گاز استخراج شده از میادین نفت میعانی که درصد گاز حاصله از هر بشکه هیدروکربورهای مایع سبکه خیلی زیاد است نیز گاز غیر همراه می گویند.
    چ: کلاهک( CAG CAP)
    ) حجمی از لایه مخزن در اعماق زمین را کلاهک گاز و یا گنبد گاز (GAS DOME) نامیده اند که در آن گاز در بالای نفت جمع شود. معمولا مرتفع ترین ، یا یکی از مرتفع ترین مناطق لایه مخزن محسوب می گردد.
    د: گاز کلاهک گاز (GAS CAP GAS)
    گاز کلاهک به گازی گفته می شود که در کلاهک گاز محبوس شده باشد.
    ذ: گاز مایع (LPG)
    مایع و یا به اختصار ال پی جی از پروپان و بوتان تشکیل شده است گازی که در سیلندر نگهداری می شود و در منازل مورد استفاده قرار می گیرد همان گاز مایع و یا مخلوط پروپان و بوتان است. گاز مایع را می توان از سه منبع بدست آورد:
    ۱- گاز طبیعی غیر همراه گاز ترو ترش از میدان گاز طبیعی را پس از خشک کردن و گوگردزدایی می توان تفکیک کرد و پروپان و بوتان را بدست آورد.
    ۲- گاز طبیعی همراه پس از تفکیک و پالایش گاز طبیعی همراه با نفت خام نیز می توان پروپان و بوتان آن را جدا نمود.
    ۳- نفت خام بخشی از پروپان و بوتان در نفت خام باقی می ماند که می توان آن را با پالایش نفت خام بدست آورد همچنین در فرایند شکستن ملکولی و یا فرایند افزایش اکتان بنزین نیز ، پروپان و بوتان به صورت محصول جانبی حاصل می شود. در آمیزه گاز مایع درصد پروپان و بوتان بسیار مهم است در تابستانها که هوا گرم است درصد بوتان را اضافه می کنند ولی در زمستان با افزایش میزان پروپان در حقیقت به تبخیر بهتر آن کمک می نمایند معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین ۱۰ الی ۵۰ درصد متغیر است .
    در جهان روزانه بیش از ۵ میلیون بشکه گاز مایع مصرف می شود مصارف گاز مایع در کشورهای مختلف متفاوت است متوسط درصد مصرف آن طی دهه ۱۹۹۰ در جهان در بخش های مختلف به شرح زیر است:
    تجاری و خانگی %۶۰، صنایع شیمیایی %۱۵، صنعتی %۱۵، خدماتی %۵، تولید بنزین%۵ هر تن متر یک پروپان معادل ۱۲/۸ بشکه و بوتان برابر ۱۱/۱ بشکه است. گاز مایع را با کامیون های مخصوص خط لوله و یا کشتی های ویژه ای که برای همین منظور ساخته شده است حمل می نمایند.
    الف: گاز مشعل (FLARE GAS)
    هیدروکربورهای سبک ممکن است به صورت گاز از شیرهای ایمنی در دستگاه های بهره برداری ، پالایشگاه ها و یا مجتمع های پتروشیمی ، گذشته و از طریق مشعل سوزانده شود چنانچه یکی از واحدهای پالایشگاه به علت بروز اشکالاتی در سیستم برق یا آب سرد کننده از کار بیفتد لازم است که مقادیر خوراک مجتمع و یا محصولات پالایشگاه از طریق دودکش به مشعل هدایت و سوزانده شود تا از خطرات احتمالی جلوگیری شود. در مجتمع های بزرگتر و مجهزتر معمولا دستگاه های بازیاب نصب شده که می توان در مواقع اضطراری بخشی از مایعات و یا گازها را به انجا هدایت کرد و از وسوختن آنها جلوگیری نمود.
    ب: گاز همراه (ASSOCIATED GAS)
    گاز همراه یا به صورت محلول در نفت خام است که در مراحل بهره برداری از نفت خام جدا می شود و یا به صورت جداگانه از نفت خام اشباع شده حاصل می شود .
  7. #76
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    کاهش هزینه های انتقال گاز


    آثار حذف نیتروژن همراه با گاز طبیعی در خطوط لوله
    میزان نیتروژن موجود در گاز طبیعی ایران بین پنج دهم تا یازده درصد متغیر است. با توجه به آثار جنبی وجود نیتروژن همراه گاز بر ارزش حرارتی سوخت، اندازه ی خطوط انتقال و ظرفیت ایستگاه های تقویت فشار گاز،معمولا زدودن نیتروژن از گاز طبیعی با غلظت بیش از چهار درصد در شدت جریان های بالا انجام می شود.برای نیل به این هدف در حال حاضر از سیستم های سرد سازی، جذب سطحی، غشایی و جذب در حلال های مایع استفاده می شود. هر یک از روش های جداسازی مذکور در محدوده ی خاصی از نظر شدت جریان و میزان نیتروژن موجود در گاز دارای مزیت اقتصادی است و کاربرد دارد. با توجه به بالا بودن هزینه های فرآیند جذب سطحی و کاربرد نداشتن روش جذب در مقیاس صنعتی، در این مقاله ضمن بررسی اجمالی تمامی روش ها به بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای سردسازی و غشایی پرداخته شده است. هرچند جداسازی نیتروژن باعث صرفه جویی قابل توجهی در افزایش ظرفیت انتقال گاز و توان کمپرسور واحد های تقویت فشار خط لوله IGAT-II می گردد، اما به دلیل کم بودن نسبی میزان نیتروژن موجود در گاز طبیعی ایران و همچنین حجم بالای سرمایه گذاری مورد نیاز، هیچ یک از روش های جداسازی گفته شده در شرایط فعلی دارای توجیه اقتصادی نیست.
    • اجزای اصلی
    گاز طبیعی مخلوطی از هیدروکربن های سبک است که عمده ترین جزء آلی موجود در آن متان است. این گاز بی رنگ، بی بو ، بدون طعم و مزه و غیر سمی است و معمولا با شعله ای آبی رنگ در حد اشتعال بین ۵ تا ۱۵ درصد می سوزد. ارزش حرارتی گاز طبیعی بین ۸۰۰ـ ۱۲۰۰ «بی.تی.یو» به ازای هر فوت مکعب از گاز در شرایط استاندارد است.
    گاز طبیعی به دو دسته ی ترش و شیرین تقسیم می شود. گاز ترش حاوی مقادیری از ناخالصی های سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن است که تمامی ناخالصی های مذکور به دلیل آثار مخرب ناشی از خوردگی شدید در لوله های انتقال و تجهیزات فرآیندی باید در محل تولید پالایش گردد. گاز طبیعی بدون ناخالصی های فوق را گاز شیرین می نامند.
    علاوه بر ناخالصی های مذکور مقداری نیتروژن نیز در گاز طبیعی موجود است که اگرچه آثار مخرب خوردگی بر تاسیسات انتقال و فرآورش گاز را ندارد اما به دلایل صرفه جویی در هزینه های حمل و نقل و نگهداری، کاهش ارزش حرارتی و مسائل زیست محیطی لازم است در محل تولید از آن جدا شود. با توجه به مقدار نسبتا زیاد نیتروژن در بیشتر مخازن گاز طبیعی کشورهای اروپایی و آمریکا سال هاست که بسیاری از این کشورها به جداسازی نیتروژن اقدام می کنند. با توجه به بالا بودن هزینه های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی در روش های متداول، این گونه جداسازی ها فقط به شدت جریان ها و غلظت های نسبتا زیاد محدود می شود. در کشورهای پیشرفته صنعتی به ویژه آمریکا مطالعات فراوانی برای حذف یا کاهش میزان نیتروژن موجود در این گاز برای دبی ها و غلظت های کمتر نیز به عمل آمده است که بیشتر آن فعالیت ها در مراحل آزمایشگاهی و نیمه صنعتی است.
    گاز طبیعی یکی از مهمترین منابع تامین انرژی است و طبق پیش بینی سازمان بین المللی انرژی در سال گذشته ی میلادی دارای سریعترین نرخ رشد نسبت به سایر منابع انرژی در سال های آتی خواهد بود. پیش بینی می شود که میزان مصرف جهانی این گاز بین سال های ۲۰۰۱ تا ۲۰۲۵ به بیش از دو برابر افزایش یابد. بیشترین میزان افزایش مصرف گاز طبیعی در مدت مذکور به کشورهای در حال توسعه مربوط است. با وجود پایین بودن نرخ رشد استفاده از گاز طبیعی در گذشته، مصرف گاز ایران تنها طی سالهای ۵۹ تا۷۶ از ۵/۳ میلیارد متر مکعب به بیش از ۴۴میلیارد متر مکعب در سال افزایش یافته است.
    • وضعیت کنونی
    میزان ذخائر گاز طبیعی شناخته شده جهانی تا ابتدای سال گذشته ی میلادی بالغ بر۵هزارو ۵۰۱ تریلیون فوت مکعب بوده است. ایران با ۸۱۲تریلیون فوت مکعب گاز طبیعی بیش از ۸/۱۴درصد ذخائر گازی جهان را دارد و از نظر میزان ذخائر گازی دومین کشور در جهان است. به تازگی مقامات کشوری اعلام کرده اند که با توجه به کشف منابع جدید و توسعه ی ظرفیت مخازن قبلی، سهم ایران به بیش از ۱۸درصد افزایش یافته است. در مجموع، کشورهای منطقه خاور میانه، اروپای شرقی و روسیه سابق حدود ۸۰ درصد از ذخائر گاز طبیعی جهان را دارند. اگرچه ذخائر شناخته شده ی گاز طبیعی جهان در سال ۲۰۰۳با میزان مصرف فعلی تنها کفاف ۶۰سال مصرف جهانی را می دهد اما با توجه به رشد روز افزون جهانی مصرف، در صورتی که ذخائر جدیدی کشف نشود منابع فعلی کمتر از ۴۰سال دیگر به پایان می رسد.
    سهم مصرف گاز طبیعی در کشورهای در حال توسعه و خاورمیانه نسبت به کشورهای پیشرفته صنعتی تا حدودی ناچیز بوده و عمده افزایش مصرف گاز مربوط به کشورهای پیشرفته ای مانند آمریکا، اروپای غربی و ژاپن است.چنانچه در شکل۱ دیده می شود، نرخ افزایش مصرف گاز طبیعی به گونه ای است که از سال ۲۰۰۵ میزان مصرف گاز نسبت به زغال سنگ افزایش یافته و تا بیست سال آینده سهم آن در تامین انرژی جهانی به حدود ۷۰درصد سهم مصرف نفت خواهد رسید. با توجه به رشد سریع مصرف گاز که بخش اعظم آن مربوط به کشورهای پیشرفته صنعتی است و همچنین کشف نشدن ذخائر جدید در این کشورها بدیهی است در آینده ی نزدیک میزان تقاضای جهانی برای گاز طبیعی افزایش خواهد داشت و این امر به بالا رفتن قیمت آن در سطح جهانی منجر خواهد شد.
    بنا به مطالعات موسسه تکنولوژی گاز آمریکا بیش از ۱۱درصد تولید و۱۶درصد منابع گازی این کشور آلوده به نیتروژن است. معمولا گازهای حاوی بیش از چهار درصد نیتروژن را باید قبل از ورود به خطوط لوله تصفیه شود. هر چند به دلیل هزینه های بسیار زیاد جداسازی نیتروژن و پالایش گاز طبیعی از ازت، فقط ارسال مقادیر زیاد آن دارای توجیه اقتصادی است اما مطالعاتی نیز در مورد تخمین مخارج واحدهای کوچک جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی انجام گرفته است.
    در حال حاضر هر سال بیش از ۵/۷۷ میلیارد متر مکعب گاز طبیعی در کشور مصرف می شود. کل مصرف گاز کشور تنها در یک دهه به بیش از سه برابر افزایش یافته است که از این میزان بدون در نظر گرفتن گاز طبیعی مورد استفاده توسط شرکت نفت، به طور متوسط حدود ۳۸درصد در تامین انرژی نیروگاه ها، ۲۹درصد برای مصرف خانگی، ۲۹درصد در مصارف صنعتی و مابقی در بخش تجاری مورد استفاده قرار می گیرد. پیش بینی می شود سهم مصرف گاز طبیعی در سبد انرژی کشور در پایان سال امسال بالغ بر ۵۴درصد کل مصرف انرژی کشور گردد و ۸۲درصد شهرهای ایران به شبکه گازرسانی بپیوندد.
    از کل میزان ۹/۷۰ میلیارد متر مکعب گاز استحصال شده در کشور در سال ۱۳۸۰ تنها سه دهم میلیارد متر مکعب آن به خارج صادر شده است. این میزان یک سال پس از آن به ۳/۱ میلیارد متر مکعب افزایش یافته است. با توجه به توان بسیار بالای ایران در تولید گاز طبیعی از فازهای آتی پروژه پارس جنوبی، بدیهی است باید برای یافتن بازارهای خارجی در این زمینه تلاش های گسترده ای صورت گیرد. نمونه ای از این اقدامات، صادرات گاز به کشور هند است که در حال حاضر در دست بررسی است. از سوی دیگر با وجود ظرفیت نسبتا زیاد ایران برای صادرات گاز طبیعی، متاسفانه در این زمینه با مشکلات متعددی وجود دارد، به گونه ای که بازار صادراتی این محصول به یک بازار مشتری مدار تبدیل شده است. نمونه ای از این مسائل، ابراز نارضایتی مقامات ترکیه از کیفیت گاز تحویلی توسط ایران بود که منجر به چند ماه توقف صادرات آن به کشور مذکور شد. خوشبختانه پس از انجام مذاکرات و رفع اختلاف، صادرات گاز دوباره آغاز شد.
    ایران در نظر دارد علاوه بر پروژه های احداث خطوط لوله، تاسیسات تولیدگاز طبیعی مایع را گسترش دهد و همزمان امکان تبدیل گاز طبیعی به سوخت های نفتی مایع (GTL) را نیز فراهم آورد. ایران در این صورت قادر خواهد بود که مقادیر عظیمی از گاز طبیعی حاصل از پروژه ی پارس جنوبی را بدون استفاده از خطوط لوله و از راه ******** تانکرها به کشورهای دیگر صادر کند. به عنوان نخستین گام در این زمینه قرار است تجهیزات مورد نیاز تولید سالانه حدود ۸ میلیون تن گاز طبیعی مایع طی فازهای ۱۱ و ۱۲ پروژه پارس جنوبی در پالایشگاه عسلویه نصب گردد. جدول۱ نشانگر حداکثر ظرفیت پالایش گاز طبیعی کشور در پایان سال۸۱ به همراه درصد نیتروژن موجود در گاز خروجی و آنالیز کامل گازهای خروجی از پالایشگاه های گاز طبیعی است.
    با توجه به این که طبق استانداردهای جهانی موجود نسبت به جداسازی نیتروژن با غلظت بیش از چهار درصد در گازهای طبیعی اقدام می شود، لذا به نظر می رسد که برای کاهش نیتروژن موجود در گاز طبیعی تصفیه شده باید بررسی های لازم صورت گیرد. این کار علاوه بر ایجاد صرفه جویی نسبتا زیاد در هزینه ی ساخت خطوط لوله ی انتقال، باعث افزایش ارزش حرارتی گاز طبیعی شده و با توجه به کم بودن نسبی ارزش گاز صادراتی ایران و وجود بازار رقابتی، در درازمدت دارای توجیه اقتصادی است.
    وجود نیتروژن در گاز طبیعی معایب فراوانی دارد که عمده ترین آنها عبارتند از:
    •کاهش ارزش حرارتی سوخت.
    •کاهش دمای شعله احتراق و افزایش اتلاف انرژی توسط گازهای احتراق.
    •افزایش هزینه ساخت خطوط لوله انتقال و تاسیسات تقویت فشار مربوطه.
    •افزایش میزان اکسیدهای نیتروژن در محصولات احتراق با اکسیژن خالص.
    متوسط انرژی حرارتی گاز طبیعی در سطح جهانی در شرایط استاندارد حدود ۳۸هزار کیلو ژول بر متر مکعب است. گاز ایران با داشتن ۳۷هزار و۹۳۰ کیلو ژول بر متر مکعب ارزش حرارتی، دارای کیفیت نازل تری نسبت به حد متوسط جهانی است (جدول ۲). حذف یا کاهش ترکیبات بی اثر موجود در سوخت ها یکی از راه های ساده اما مطمئن افزایش ارزش حرارتی آن است. با انجام این روش و جداسازی حدود ۵ درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود ۴۰هزار کیلو ژول بر متر مکعب افزایش داد.
    وجود نیتروژن یا هر ناخالصی غیر قابل احتراق در گاز طبیعی باعث می شود تا هنگام احتراق، ترکیب مذکور بخشی از انرژی حاصل از سوختن گاز را جذب کرده و باعث کاهش نسبی دمای شعله گردد. انرژی جذب شده توسط ترکیبات غیر قابل احتراق، همراه با محصولات احتراق از دودکش خارج شده و عملا هدر می رود. همچنین با یک حساب بسیار ساده می توان محاسبه نمود که پس از حذف نیتروژن از گاز طبیعی در محل تولید، به میزان قابل توجهی بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز کشور اعم از خطوط انتقال، مراکز تقویت فشار و شبکه های توزیع افزوده می شود. همچنین با توجه به بالا بودن دمای شعله احتراق گاز طبیعی با اکسیژن خالص، وجود نیتروژن موجود در گاز باعث تولید انواع اکسیدهای نیتروژنی شده که آثار سوء زیست محیطی آن کاملا محرز است. این نکته در مورد احتراق گاز طبیعی با هوا صادق نیست؛ زیرا مقدار نیتروژن موجود در هوای احتراق به مراتب بیش از نیتروژن همراه گاز است.
    •بررسی روش های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی
    مهمترین فرآیندهای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی عبارت از روش های سردسازی ، غشایی، استفاده از جاذب های محلول و غیر محلول و جذب سطحی است. اگرچه فرآیندهای مذکور در محدوده گسترده ای از نظر شدت جریان گاز و غلظت نیتروژن می تواند مورد استفاده قرار گیرد اما معمولا فقط در یک شرایط خاص اقتصادی است. جدول ۳ نمایانگر محدوده کاربرد روش های مذکور است.
    با توجه به این جدول،میزان گاز تولیدی پالایشگاه های ایران عمدتا بسیار زیاد بوده و غلظت نیتروژن در آن ها نسبتا پایین است، لذا فرآیندهای جذب سطحی و جذب توسط حلال برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی ایران مناسب نبوده و باید از فرآیندهای غشایی یا سردسازی استفاده کرد. مقایسه ی اجمالی هزینه های سرمایه گذاری و عملیاتی برای فرآیندهای جداسازی به روش های سردسازی، جذب سطحی و غشایی در جدول ۴ آمده است. مقادیر مذکور برای شدت جریان های کم خوراک و غلظت پایین نیتروژن در گاز طبیعی است.
    هرچند با توجه به اعداد ارائه شده در جدول ۴ به نظر می رسد که فرآیند غشایی در تمامی موارد مناسب تر از فرآیندهای دیگر باشد اما باید توجه داشت که ارقام مذکور برای شدت جریان های کم خوراک و غلظت پایین نیتروژن(حدود ۸ درصد) ارائه شده که برای فرآیند غشایی مناسب است. در حالت کلی باید با در نظر گرفتن شدت جریان گاز طبیعی و میزان غلظت نیتروژن موجود در آن به بررسی فنی و اقتصادی فرآیندهای جداسازی اقدام کرد و در نهایت فرآیند بهینه را انتخاب نمود. به این منظور تصمیم گرفته شد تا نسبت به انجام بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای غشایی و سردسازی در جداسازی نیتروژن از گاز خروجی پالایشگاه فجر(کنگان) اقدام شود.
    • بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیند غشایی
    بر اساس مطالعات تفصیلی انجام شده در مورد استفاده از فرآیند غشایی برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی تصمیم گرفته شد تا به منظور کاهش میزان جریان اتلافی و بالا بردن میزان بازیافت هیدروکربن ها از فرآیند چهار مرحله ای غشایی استفاده شود. چون ظرفیت مبدل های حرارتی و کمپرسورهای مورد نیاز فرآیند غشایی برای تصفیه ۱۱۰میلیون متر مکعب گاز خروجی از پالایشگاه فجر بسیار زیاد بود و ساخت تجهیزات مورد نیاز آن معمولا خارج از محدوده ظرفیت های متداول صنعتی است،مقرر شد که در بررسی اقتصادی فرآیند غشایی، جریان خوراک گاز طبیعی به پنج قسمت مساوی تقسیم شده و از پنج واحد مشابه و کاملا یکسان (با ظرفیت ۲۲MMSCMD) که به صورت موازی در کنار یکدیگر قرار خواهند گرفت برای زدودن نیتروژن از هر یک از جریان های خوراک استفاده شود. شکل۲ نمایانگر دیاگرام جریانی یکی از این واحدهای موازی است که همه ی محاسبات اقتصادی بر مبنای آن انجام گرفته است.
    مزیت دیگر این روش آن است که می توان به جای ساخت یک واحد بسیار بزرگ که نیاز به سرمایه گذاری چند میلیارد دلاری دارد از واحدهای کوچک تر با حجم سرمایه گذاری پایین تری استفاده کرد. برای مثال می توان یکی از این واحدها را به صورت آزمایشی برای پالایش بخشی از جریان گاز به کار گرفت و در صورتی که نتایج حاصل از آن رضایت بخش بود نسبت به تامین اعتبار، ساخت و راه اندازی واحدهای مشابه دیگر طی یک برنامه ی زمان بندی مشخص اقدام کرد. مزیت سوم این روش آن است که چنین واحدهایی در دیگر پالایشگاه های تصفیه گاز کشور با ظرفیت کمتر از پالایشگاه فجر نیز می تواند مورد استفاده قرار گیرد. بدیهی است در چنین حالتی باید تغییرات لازم در مورد میزان نیتروژن موجود در خوراک ورودی فرآیند به دقت مورد نظر قرار گیرد و اصلاحات لازم در طراحی ها انجام شود.
    اگرچه فرآیند غشایی از قسمت های مختلفی مانند جداسازی، انتقال حرارت، تراکم و تبرید تشکیل شده اما مهم ترین قسمت آن استفاده از فرآیند جداسازی غشایی است که همه ی نرم افزارهای تخصصی موجود قادر به شبیه سازی آن نیست و محاسبات تفصیلی مربوط به تمامی غشاء های موجود در فرآیند به صورت جداگانه انجام شده است. محاسبات مربوط به سایر قسمت ها بیشتر توسط نرم افزار تخصصی HYSYS انجام گرفته است . چکیده ی طراحی های انجام شده و بررسی های اقتصادی فرآیند غشایی در جدول۵ ارائه شده است.
    • بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیند سردسازی
    فرآیند سردسازی تنها حاوی یک فرآیند فیزیکی تبخیر ناگهانی در دمای بسیار پایین است، لذا تعیین شرایط بهینه عملیاتی از حیث دما و فشار برای نیل به حداکثر بازیافت اجزای هیدروکربنی به ویژه متان و در نتیجه حفظ نسبی ارزش حرارتی سوخت دارای بیشترین اهمیت است. به همین دلیل قبل از طراحی سیستم سرمایشی مورد نیاز نسبت به انجام محاسبات تفصیلی جهت تعیین شرایط بهینه جداسازی اقدام گردید. در هر مورد دما و فشار بهینه به گونه ای انتخاب شده که میزان نیتروژن موجود در محصول پالایش شده خروجی کمتر از ۴درصد باشد. با توجه به محاسبات انجام شده، قرار شد به منظور تحصیل راندمان مناسب از فرآیند سردسازی در فشار ۷۰۰ kPa و دمای۱۳۸/۱!C استفاده شود. چکیده ی طراحی های به عمل آمده همراه با بررسی های اقتصادی فرآیند سردسازی در جدول۵ آمده است.
    همان گونه که در جدول۷ می بینید، میزان هزینه های سرمایه گذاری اولیه و جاری برای کاهش نیتروژن از کل گاز خروجی از پالایشگاه فجر توسط فرآیند سردسازی به مراتب بیش از فرآیند غشایی است. بدیهی است این هزینه ی بالا باعث می شود که چنین فرآیندی از نظر اقتصادی به هیچ وجه توجیه پذیر نباشد. چنانچه به هر دلیلی از فرآیند سردسازی برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی استفاده شود، به دلیل جدا شدن نیتروژن از گاز به میزان دو درصد بر ارزش حرارتی هر متر مکعب از گاز تصفیه شده افزوده می شود. بدیهی است این کار علاوه بر افزایش ظرفیت انتقال که در اثر کاهش میزان دبی حجمی گاز حاصل می شود، باعث افزایش ارزش اقتصادی آن نیز می گردد.
    • بررسی کاهش اندازه ی خط انتقال گاز IGAT-II و تاسیسات جانبی مورد نیاز
    متوسط ناخالصی نیتروژن در منابع گاز طبیعی ایران حدود پنج درصد است، لذا می توان انتظار داشت که پس از حذف این مقدار ناخالصی از گاز طبیعی در محل تولید، تقریبا به همین میزان بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز کشور اعم از خطوط انتقال، مراکز تقویت فشار و شبکه های توزیع افزوده شود. گفتنی است به علت حجم زیاد سرمایه گذاری انجام شده در هر یک از بخش های یاده شده افزایش ظرفیت مذکور از نظر اقتصادی قابل توجه خواهد بود.
    با توجه به اطلاعات موجود در مورد بخش مرکزی خط لوله IGAT-II تصمیم گرفته شد تا نسبت به مشابه سازی حدود ۶۰۰ کیلومتر از خط لوله مذکور از پالایشگاه فجر تا ایستگاه تقویت فشار S4 واقع در استان اصفهان، منطقه پل کله اقدام شود. نتایج حاصل از این شبیه سازی ها بیانگر میزان تغییرات به وجود آمده در توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان کمپرسور واحدهای تقویت فشار در اثر جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی است. در آخرین بخش از شبیه سازی انجام شده، با انجام تصحیح مورد نیاز دبی گاز پالایشی ورودی به خط لوله IGAT-II، به گونه ای عمل شده که توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان کمپرسورهای موجود در ایستگاه های تقویت فشار بین راه تا حد امکان برابر با مقادیر فعلی پارامترهای مذکور باشد. بدین ترتیب با مقایسه دبی های وضعیت موجود و شرایط جدید می توان میزان افزایش ظرفیت به وجود آمده در سیستم انتقال گاز مورد نظر را تعیین نمود. همچنان که در جدول ۸ آمده است چنانچه ایستگاه تقویت فشار با دبی پس از جداسازی عمل نماید، صرفه جویی قابل توجهی در توان کمپرسورهای مربوطه به وجود می آید.
    وضعیت case 2 مربوط به حالتی است که دبی گاز ورودی چنان افزایش یافته که تمام مقادیر فشارها و توان های کمپرسورها تقریبا به حالت اولیه یعنی قبل از جداسازی نیتروژن بازگردد. نتایج محاسبات انجام شده حاکی از آن است که در صورت کاهش مقدار نیتروژن به روش غشایی، تقریبا به میزان ۲۰درصد در توان کمپرسورها صرفه جویی شده و حدود پنج درصد نیز بر مقدار ظرفیت خط لوله سراسری دوم نسبت به حالت پس از جداسازی نیتروژن افزوده می شود.
    • بررسی خلوص و موارد مصرف صنعتی نیتروژن استحصالی
    به دلیل کم بودن میزان نیتروژن در اکثر گازهای طبیعی استحصالی از میدان های گازی ایران و بالا بودن هزینه ی جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی،پالایش گاز طبیعی از نیتروژن در بسیاری موارد فاقد توجیه اقتصادی مناسب است. از سوی دیگر به دلیل آن که گازهای طبیعی ایران عمدتا سرشار از متان و نسبتا تهی از هیدروکربن های سنگین تر است (جدول ۱)، لذا ارزش حرارتی گاز ایران در مقایسه با گاز طبیعی بسیاری از کشورهای دیگر کمتر بوده و همین امر می تواند باعث کاهش رغبت خریداران خارجی نسبت به خرید گاز ایران باشد. یکی از راههای مطمئن افزایش ارزش حرارتی سوخت ها، حذف یا کاهش ترکیبات بی اثر موجود در آن ها مانند نیتروژن، دی اکسید کربن و بخار آب است. با انجام این روش و جداسازی حدود پنج درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود ۴۰هزار کیلو ژول بر متر مکعب افزایش داد.
    گازهای پس ماند خروجی از واحدهای جداسازی غشایی و سردسازی اگرچه غنی از نیتروژن است اما سرشار از متان بوده و به همین دلیل مناسب ترین مورد مصرف برای آن ها استفاده در توربین های احتراقی برای تامین توان مورد نیاز کمپرسورهای فرآیند است.نتایج محاسبات انجام شده در مورد فرآیند غشایی حاکی از آن است که ارزش کل حرارتی گاز اتلافی برابر با ۷/۷۶E+10 kJ/d یا معادل ۸۹۸ MW است.
    با احتساب ۳۰درصد راندمان حرارتی برای توربین های گازی و ۹۰درصد راندمان برای کمپرسورهای موجود در فرآیند، گاز اتلافی فرآیند مذکور می تواند تا بیش از ۲۴۰ MW توان جهت چرخاندن کمپرسورهای فرآیند غشایی ایجاد کند. طبق محاسبات تفصیلی انجام شده، در مجموع ۲۲۷ MW توان برای تمام کمپرسورهای موجود در فرآیند غشایی مورد نیاز است.در نتیجه اندکی از گازهای اتلافی تولید شده مازاد بر نیاز توان کمپرسورها بوده و می توان با توجه به موارد مصرف احتمالی آن نسبت به تعیین درصد خلوص نیتروژن و انتخاب روش مناسب جداسازی اقدام نمود.
    مهم ترین موارد مصارف این گاز در صنایع شیمیایی مانند تولید آمونیاک برای تهیه کودهای شیمیایی یا ملامین، صنایع نفت و گاز مانند استخراج و پالایش، صنایع الکترونیک مانند تولید نیمه هادی ها، صنایع فلزی همچون تولید فلزات و عملیات فلز کاری، صنایع غذایی برای منجمد نمودن سریع مواد غذایی و صنایع شیشه گری و پلیمر یعنی تولید انواع شیشه، لاستیک و پلاستیک است. چنانچه از گاز پس ماند واحد نیتروژن زدایی برای بهره برداری ثانویه در تزریق به چاه های نفت استفاده شود، نیاز به هیچ گونه جداسازی متان از نیتروژن نیست و به همین صورت قابل استفاده است. زیرا متان همراه نیتروژن علاوه بر تامین فشار مورد نیاز مخزن در نفت سنگین حل شده و راندمان بهره برداری را افزایش می هد. در صورتی که از گاز پس ماند برای استفاده در صنایع غذایی مانند منجمد نمودن محصولات غذایی استفاده شود لازم است میزان خلوص نیتروژن آن بیش از ۹۹/۹درصد باشد. در سایر موارد مصرف نیتروژن نیز مانند تهیه آمونیاک و استفاده از آن به عنوان عامل خنثی در عملیات حرارتی فلزات باید میزان خلوص گاز حداقل برابر ۹۰درصد انتخاب شود.
  8. #77
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    کاتی در باره حفاری


    حفاری
    کندن چاه و رسیدن به هدف مورد نظر را حفاری می گویند حفاری یکی از کارهای پیچیده و گران و طاقت فرسا وتخصصی در صنعت نفت بشمار می رود. هر کاری که ما قبل از حفاری انجام داده باشیم در صورتی که عمل حفاری بدرستی انجام نگیرد بی فایده است.
    بنابراین به حفاری خیلی اهمیت می دهند قبل از حفاری ما فقط با تخیل و فرضیات مختلف لایه ها و عمق ها را تعیین می کنیم ولی در حفاری واقعاً به اینها می رسیم زمین شناس، مهندس راه و ساختمان، حفار و … همه دست به دست هم می دهند تا حفاری به طور مداوم انجام شود. چون هزینه دکل و لوازم حفاری خیلی گران است.بنابراین حفاری در سه نوبت و بطور ۲۴ ساعته انجام می گیرد.
    تعیین محل حفاری نیز مهم است مثلاً فاصله آن از مناطق مسکونی، چاههای مجاور، مسکونی فشار قوی برق و ….. که اینها همه تخصصی و مخصوص به خود را دارند بعد از تعیین محل مهندس راه و ساختمان اقدام به نصب کردن وسایل مورد نیاز، اتاق ها، جاده و … می کند سپس دکل به منطقه آورده می شود و عمل بطور ۲۴ ساعته انجام می شود. عمل حفاری بوسیله دکل صورت میگیرد . این دکل ابتدا بصورت جدا از هم به محل آورده میشود . سپس آن را در محل سر هم کرده و آمده حفاری میکنند . دکل و وسایل حفاری بصورت کرایه ای و گران قیمت می باشند بنابراین عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته انجام میگیرد .
    لوازم و قطعات حفاری عبارتند از :
    ۱) Hook
    قلاب آویزان از قطعات و رشته های بالا و پایین رو و متصل به دکل حفاری
    ۲) Swivel
    دستگاه متصل کننده قسمتهای دوار داخل چاه و قسمت های ثابت در خارج
    ۳) Mud line
    لوله قابل انعطاف ( لاستیکی ) جهت انتقال گل حفاری به داخل لوله های حفاری
    ۴) Derrick
    دکل حفاری
    ۵) Kelly
    لوله با قطع ۶ ضلعی یا ۴ ضلعی که بوسیله یک رابط به …….. و از طرف دیگر به لوله های حفاری داخل چاه متصل میگردد
    ۶) Stand pipe
    لوله انتقال گل از داخل پمپها به لوله لاستیکی
    ۷) Kelly bushing
    بوشن که با دواران خود … را به حرکت در می آورد
    Rotary table
    صفحه دوار
    ۹) Sub-Structure
    پایه های زیر دکل
    ۱۰) Foundation
    پی بتونی زیر دکل
    ۱۱) Seller
    چاله ای که جاه در آن حفر میشود
    ۱۲) Blow out control
    دستگاه جلوگیری کننده از فوران چاه
    ۱۳) Flow line
    لوله انتقال گل برگشتی از داخل چاه به مخازن گل حفاری
    ۱۴) Shale shaker
    محل تفکیک گل حفاری از مواد و سنگ ریزه های حفاری شده
    ۱۵) Screen
    توری فلزی یا الک
    ۱۶) Return tank
    مخزن یا محل تجمع گل برگشتی از چاه
    ۱۷) Mud pump
    پمپ های ارسال گاز از …. به داخل چاه
    ۱۸) Casing
    لوله های دیوار بندی در اندازه های مختلف
    ۱۹) Annulus
    مجرای برگشت گل و مواد حفاری شده از چاه به خارج
    ۲۰) Drill pipe
    لوله حفاری که محتوی گل ارسالی به داخل چاه است
    ۲۱) Bit
    مته حفاری
    عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته و در ۳ نوبت کاری انجام می شود . ولی همه افرادی که برای حفاری استخدام میشوند بصورت اقماری هستند و باید هر زمان که لازم باشد آماده کار باشند . کما اینکه در بعضی موارد حتی تا ۳ روز یا بیشتر فرد وقت استراحت ندارد . عمل طاقت فرسا / وقت گیر / پر هزینه / خطرناک /الوده کننده محیط زیست /…. انجام میگیرد تا چاه به نتیجه برسد.
    گل حفاری
    یکی از حفاری دورانی گل حفاری است گل حفاری نقش مهم و حساسی در حفاری دارد در واقع سرمایه های مالی و انسانی به این ماده بستگی دارد و اشتباهی در انتخاب کردن نوع و وزن آن از بسته شدن چاه تا ذوب شدن دکل و نابود شدن انسان های بسیاری همراه است. مسیر حرکت گل بصورت مسیر بسته واز کناردکل شروع شده از درون لوله های حفاری عبور کرده سپس از شکافهای درون مته خارج و بعد از آن از کناره هی لوله حفاری به محل اولیه خود بر میگردد در این مسیر گل نقش های تعیین کننده ای دارد. که عبارتنداز:
    - خارج کردن خوده سنگهای کنده شده ازاطراف مته و آوردن آنها به سطح
    - خنک کردن وتقلیل اصطحلاک مته با زمین
    - محافظت دیواره چاه و ممانعت از ریزش طبقات
    - ایجاد تعادل بین مایعات طبقه ای و مایعات داخل چاه
    - انتقال گاز و یا نفت طبقات زیرزمینی به سطح و دستگاههای اندازه گیری مثل دستگاه شناسی گازها و یا دستگاه تعیین کننده نوع گاز
    وظیفه اصلی گل ثابت نگه داشتن فشار هیدروستکی در داخل چاه است اگر فشار گل از فشار مواد موجود در داخل چاه بیشتر باشد در این صورت گل به داخل سازنده ها نفوذ کرده و باعث کم شدن (loss) گل می شود. اگر حفار سرچاهی متوجه این جریان نشود گل به سرعت کم شده و بعد از تمام شدن و یا کم شدن فشار گل چاه فوران (flow rate) می کند این موجب می شود که دکل حفاری نابود شود در سازنده هایی که گاز و یا نفت وجود دارد این جریان با آتش سوزی همراه بوده و موجب گیر کردن لوله حفاری در چاه می شود که این موجب اشکال در حفاری می شود برای سنگین کردن گل از مواد مختلفی همچون نمک و … استفاده می شود که این ترکیبات را با آزمایش بدست آورده اند.
    مواد مورد استفاده در گل حفاری
    برای انجام مراحل مختلف اکتشاف مواد معدنی فلزی و غیر فلزی ، نفت ، گاز و آب و همچنین به منظور بررسی و مطالعه خصوصیات سنگ شناسی ، آلتراسیون و کانی سازی لایه‌های زیرزمینی یک منطقه به حفاری می‌پردازند. انواع مهم حفاری عبارتند از : نوع مقر گیر ، نوع روتاری و نوع ضربه‌ای. مواردی که برای حفاری استفاده می‌شود تابع روش حفاری ، مقاومت سنگها ، میزان شکستگی ، عمق ، مواد گازی و ترکیب کانی شناسی سنگ است.
    نقش مواد در گل حفاری
    کنترل وزن مخصوص
    برای منترل مخصوص از باریت ، گالن و آهک استفاده می‌شود. در مواردی که فشار آب و یا گاز در منطقه حفاری زیاد باشد، یا حفاری در سنگ خاصی (نظیر شیل) صورت گیرد، از باریت می‌توان استفاده نمود. در صورتی که فشار آب و یا گاز در سنگهایی که حفاری می‌شود خیلی زیاد باشد، از گالن استفاده می‌کنند. از آهک به منظور کاهش وزن مخصوص کمک می‌گیرد.
    مواد تغییر دهنده غلظت
    به منظور بازیابی سریع مواد حفاری شده ، جلوگیری از گیر کردن مته و افزایش سرعت حفاری ، از نبتونیت سدیم‌دار ، اتاپولژیت (Attapulgite) ، آزبست ، موسکویت ، گرافیت و دیاتومیت می‌توان استفاده کرد.
    کنترل ترکیب شیمیایی محلول حفاری
    ترکیب شیمیایی محلول حفاری بر غلظت ، وزن مخصوص ، سرعت حفاری و دستگاههای حفاری تاثیر مستقیم می‌گذارد. مواد معدنی مورد استفاده عبارتند از بی‌کربنات سدیم ، نمک ، آهک ، دولومیت و ژیپس.
    مواد معدنی که در حفاری استفاده می‌شوند.
    بنتونیت :
    به منظور جلوگیری از هدر رفتن محلول حفاری در چاههایی که درز و شکاف زیاد دارند. می‌تواند از نبتونیت سدیم‌دار به عنوان پوشش داخلی سطح چاه استفاده نمود. نبتونیت خاصیت کلوئیدی را افزایش می‌دهد. و در نتیجه درصد بازیابی پودر و سنگ افزایش می‌یابد.
    میکا :
    برای جلوگری از گیر کردن مته در سنگهای دارای خاصیت چسبندگی زیاد ، نظیر وزن گسلی یا در سنگهای مارنی از میکا باید استفاده شود.
    گرافیت :
    هر گاه مته و محور آن به هنگام حفاری گیر کند استفاده از گرافیت لازم می‌آید که البته بعد از بر طرف شدن مانع باید آن را از چاه خارج کرد.
    باریت :
    برای کنترل وزن مخصوص از باریت استفاده می‌کنند.
    گالن :
    به منظور کنترل وزن مخصوص از گالن استفاده می‌نمایند.
    آهک و دولومیت :
    جهت کاهش وزن مخصوص و کنترل خاصیت قلیای از آهک و دولومیت می‌توان استفاده نمود.
    ژیپس :
    برای جلوگیری از آلودگی کربنات و همچنین جهت لخته کردن کانیهای رسی از ژیپس استفاده می‌شود.
    آزبست :
    به منظور افزایش درصد مواد حفاری می‌توان از آزبست استفاده نمود.
    نمک :
    در موقع حفاری به منظور کنترل قطر چاه و همچنین برای کنترل پراکندگی رسها از نمک استفاده می‌شود.
    کربنات و بی‌کربنات سدیم :
    به منظور کنترل محلولها و جلوگیری از خطر آلودگی ، کربنات را مورد استفاده قرار می‌دهند.
    پرلیت و خاکسترهای آتشفشانی :
    این مواد به عنوان سیمان بکار می‌روند
    حفاری جهت دار
    مواقعی پیش می آید که حفاری عمودی غیر ممکن است مثلاً مخزن ما زیر منطقه مسکونی و یاتجاری و … آنجا غیر ممکن است قرار دارد یادر بعضی مواقع قطعه ای درچاه گم شده و عمل حفاری غیر ممکن است بعضی از مخازن نیز cllovser آنها بصورتی است که اگر اقدام به حفاری عمودی کردیم چاه به آب نمک نشسته واز کار می افتد در این موقعیت ها تکنولوژی هایی وجود دارد که حفاران میتوانند بوسیله آنها اقدام به حفاری جهت دار کنند این نکته نیز قابل توجه است که لوله حفاری قادر به خم شدن حتی تا زاویه ۹۰ نیز می باشد.
    حفاری جهت دار روش های متفاوتی دارد مثلاً‌ از ابتدا جهت دار حفاری کنیم و یا اینکه مقداری عمودی و مقداری جهت دار. در بعضی موارد زمین شناس تشخیص می دهد سازنده ی که به آن حفاری عمودی برخورد می کنند باحفاری جهت دار برخورد نمی کنند در صورتی که این سازنده سخت باشد عمل حفاری کند پیش می رود بنابراین با برنامه ریزی دقیق و حساب شده به اصطلاح لایه را دور می زنند در مناطق دریایی هزینه سکوی نفتی گران تمام می شود بنابراین با یک سکوی نفتی از چندین مخزن مختلف برداشت می کنند و ابتکار فقط با حفاری جهت دار امکان پذیر است
  9. #78
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    بالا بردن بهره وری با بکار گیری همزمان چند تکنولوژی در حفاری


    معرفی:
    حفاری underbalanced coiled tubing ارزش کاری خود را در ۵ چاه در کاهش صدمات وارده به سازند در حین حفاری و بهبود بهره وری اثبات کرده است.
    اهداف این پروژه در بکار گیری همزمان چند تکنولوژی در حفاری:
    هدف از این پروژه، بهبود برداشت از چاه های عمودی از طریق ادامه حفاری در چاه های موجود بصورت افقی است. حفاری underbalance برای تعیین دقیق ناحیه تولید، آزمایش جریان تولید مخزن در حین حفاری، و جلوگیری از صدمه دیدگی سازند مخزن صورت می گیرد.
    همچنین وسیله coil tubing بدلیل کوچکی قطر لوله جداری تولیدی و همچنین نرح بالای build up سازند خورنده مخزن، انتخاب شده است.
    کاهش هزینه های حفاری و افزایش نرخ نفوذ (ROP):
    موفقیت روش های مرکب حفاری بدلیل کاهش هزینه و همچنین بهبود بهره وری در مخزن میدان Hassi Messaoud کاملا مشهود می باشد. بهره وری چاه در حین حفاری بطور قابل ملاحظه ای در مقایسه با چاه های اطراف بهبود یافت. برای نمونه در حین حفاری چهارمین چاه با روش UBD، ۱۲۵۴۰ بشکه (۳۶۴۳ متر مکعب) نفت خام در مدت ۲۰ روز تولید شد. در پایین تر از عمق ۱۱۹۵۲ فوت (۳۶۴۳ متر) در حدود ۱۷۶/۶ – ۶۳۵/۷ Mcf/d 5-18) Mcm/d) تولید شد.
    ایندکس تولید در حین حفاری که برای روشن کردن مقدار بهره دهی مخزن در حین حفاری محاسبه گردید، به سرعت با افزایش عمق عمودی چاه چهارم افزایش یافت.
    در حین حفاری پنجمین چاه هزینه های حفاری به دلائل حذف شدن پیوستن لوله ها، افزایش نرخ نفوذ، جلوگیری از مشکلات عمومی حفاری مانند کم شدن سیال حفاری، مشکلات مختلف در رابطه با گیر کردن لوله ها، افزایش عمر لوله جداری و کم شدن زمان و مسافت حفاری شده برای رسیدن به ناحیه تولیدی، کاهش یافت.
    هزینه اولیه چاه مقداری بیشتر از ۱/۶ میلیون دلار بوده که با شروع پنجمین چاه تا کمتر از ۱/۲ میلیون بشکه کاهش یافت. این موفقیت ها با زمان گمگشته صفر (zero lost time) در طی حفاری کامل شد.
    فرصت ها و رقابت ها:
    بعد از کشف میدان Hassi Mesaoud، بوسیله چاه های عمودی گسترش یافت. اکثر این چاه ها دیگر بهره ور نبوده و نیاز به حفاری تعمیراتی دارند. میدان در مساحتی معادل ۷۲۲ مایل مربع (۲۰۰۰ کیلومتر مربع) گسترده شده است. اولین ناحیه بهره ور مربوط به دوران کامبرین از سازند Ra در عمق ۱۱۱۵۵ فوت (۳۴۰۰ متر) نمایان شده است. مشخصه سازند Ra تخلخل، تراوایی و مقدار شیل متغیر است. ماسه سنگ سخت و خورنده موجب خطا در اندازه گیری پیوسته در حین حفاری بدلیل تعییرات در ته چاه و عملکرد مته می شود. مخزن پیچیده نیز تحت فشار قرار داشت که موجب کم شدن سیال حفاری در نواحی آسیب دیده سازند به محض نمایان شدن شکافی در سر آن می شود. کاهش گل نیز خطر شکاف های باز را زیاد کرده که موجب فوران آب (water breakthrough) خواهد شد.
    تکنولوژی های جدید مورد استفاده
    تیم حفاری خدمات ۵ گانه زیر خود را از شرکت weatherford دریافت کرد؛
    خدمات ابزار حفاری coil tubing
    خدمات کنترل فشار حفاری
    خدمات حفاری انحرافی
    اندازه گیری در حین حفاری
    لوله جداری thru-tubing
    مته نیز از شرکت های گوناگون و بر اساس اطلاعات ثبت شده تهیه گردید.
  10. #79
    تاریخ عضویت
    2009/07/27
    نوشته ها
    8,031
    1,281
    مدیر بازنشسته

    پیش فرض

    چاه پیمایی و ابزارهای مربوطه و رشته لوله مغزی و اجزای آن



    عملیات و تعمیرات درون چاه:
    این بخش از شرکت پیراحفاری وظیفه ی تعمیرات اجزای رشته لوله مغزی را با استفاده از سیم/کابل چاه پیمایی بر عهده دارد. این قسمت شامل دستگاهها و وسایل چاه پیمایی بخش فیزیک سنجی و قسمت تعمیرگاه وسایل درون چاهی است.
    می دانیم بسته به نوع عملیات چاه پیمایی از سیم یا کابل استفاده می شود پس در این متن منظور از کابل یا سیم چاه پیمایی همان رشته ی چاه پیمای است.


    این قسمت ها در این گزارش به طور خلاصه توضیح داده شده است و با نظر به اینکه کتابچه های کاملی در این مورد نوشته شده تکرار آنها در این گزارش ضرورت ندارد.
    ١) دستگاهها و وسایل چاه پیمایی:مهندسی شيمی و نفت  2
    الف- وسایل کنترل فشار و ادوات سطحی:

    همانطور که در شکل زیر مشخص شده است اجزای کنترل فشار و ادوات سطحی بر روی تاج چاه بسته می شوند. به این منظور ابتدا شیر ایمنی را از حالت خودکار خارج می کنند تا هنگام ورود ابزار چاه پیمایی به داخل چاه بسته نشود که در این صورت کابل چاه پیمای را قطع می کند. حال درپوش چاه را برداشته و بر روی شیر عمقی وسیله ی کنترل فشار (BOP) را نصب می کنند. بر روی دستگاه کنترل فشار معمولا سه شاخه لوله موسوم به لوبریکیتور نصب شده و روی آن استافینگ باکس(Stuffing Box) نصب می شود.

    ١- جرثقیل:
    جرثقیل برای بلند کردن ادوات سطحی برای متصل کردن یا باز کردن از سر چاه و همچنین بلند کردن لوبریکیتور و استافینگ باکس برای اتصال ابزار به کابل چاه پیمایی استفاده می شود.

    ٢-کامیون چاه پیمایی:
    کامیون چاه پیمایی دارای دو تا سه قرقره ی کابل/سیم چاه پیمایی با قطرهای مختلف است. همچنین در اتاقک پشت قرقره ها یک فرمان٬ دو دنده و دو اندازه گیر وجود دارد که یکی عمق و یکی مقدار کشش موجود در کابل را نشان می دهد.

    اگر نیروی کششی که اندازه گیر نشان می دهد از وزن ابزار هنگام راندن کمتر شد یعنی ابزار چاه پیمایی بر روی جایی نشسته است و اگر نیروی کششی که اندازه گیر نشان می دهد از وزن ابزار هنگام راندن بیشتر شد یعنی ابزار به جایی گیر کرده است. با استفاده از فرمان می توان سیم چاه پیمایی را طوری هدایت کرد که به طور منظم به دور قرقره پیچیده شود. از دنده ها هم برای تنظیم سرعت پیچیدن سیم استفاده می شود.
    ٣- BOPیا کنترل کننده ی فشار:
    دستگاه کنترل فشار برای ایمن کردن چاه هنگام چاه پیمایی باید بر روی شیر عمقی نصب گردد. با نصب ابن قسمت فوران احتمالی چاه را می توان کنترل کرده و با ایمنی کامل به چاه پیمایی ادامه داد . تیغه های این دستگاه از یک نوع لاستیک بسیار فشرده شده ساخته شده که در لبه ی هر دو تیغه یک نیم دایره کنده شده بطوریکه با بسته شدن دریچه٬ این تیغه ها کاملا به هم چسبیده و در وسط یک دایره به قطر کابل چاه پیمایی به وجود می آید. وجود این دایره موجب میشود تا هنگام فوران و بسته شدن این تیغه ها سیم چاه پیمایی قطع نشود.

    ٤- لوبریکیتور:
    این وسیله فضایی را ایجاد می کند تا ابزار چاه پیمایی بدون خروج هر گونه سیّالی به درون چاه وارد شوند. به عبارت دیگر ابتدا وسایل و ابزار چاه پیمایی را در درون لوبریکیتور نگه می دارند سپس لوبریکیتور را بوسیله ی جرثقیل بر روی دستگاه کنترل فشار قرار داده و پس از اتصال وسایل را از درون لوبریکیتور به درون چاه میرانند . طول لوله ی لوبریکیتور معمولا هشت فوت است و در عملیات چاه پیمایی متناسب با نوع عملیات و طول ابزار چاه پیمایی استفاده می گردد.

    ٥- استافینگ باکس:
    این وسیله بر روی لوبریکیتور نصب شده و کابل چاه پیمایی از میان آن گذشته و از طریق قرقره ای جهت کابل را از بالا به سمت پایین تغییر جهت می دهد. پس این وسیله باید مانع از خروج سیال از اطراف کابل چاه پیمایی شود. به همین منظور در درون بدنه ی استافینگ باکس چندین دسته از واشر ها وجود دارند که به طور فشرده دور کابل چاه پیمایی را می گیرند و مانع از خروج سیال می شوند. اما برای کاهش اصطکاک و همچنین خنک کردن کابل چاه پیمایی از روغن استفاده میشود.

    ٦- هی پولی:
    این قرقره با استفاده از یک زنجیر به دستگاه کنترل فشار متصل می شود موجب تغییر جهت سیم از استافینگ باکس به درون کامیون چاه پیمایی می شود. در بین زنجیر اتصال و قرقره یک وسیله ی اندازه گیری وزن بسته می شود تا نیروی کشش وارد بر کابل را اندازه بگیرد . این اندازه گیر است که نیروی کشش وارد بر کابل را در کامیون چاه پیمایی نشان می دهد.

    ب- ابزارهای پایه:
    ابزارهای پایه شامل ابزارهایی است که در تمام عملیات های چاه پیمایی بسته میشوند و بقیه ی ابزارهای لازم متناسب با عملیات به آنها بسته می شوند.
    البته خود کابل چاه پیمایی در اندازه و قطرهای متفاوت به صورت چند رشته وجود دارند. این کابل ها به دو صورت وجود دارند:

    • یک رشته در وسط٬ شش رشته در اطراف و سپس نه رشته ی با قطر بیشتر آنها را احاطه نموده است.
    • یک رشته در وسط٬ نه رشته در اطراف و سپس نه رشته ی با قطور تر آنها را احاطه نموده است.

    کابل های چاه پیمایی در اندازه های مختلف “۱۶/۱۵ ٬ “۴/۱ ٬ “۳۲/۷ ٬ “۱۶/۳ وجود دارند و طول آنها حدود ۲۰۰۰۰-۱۸۰۰۰ فوت است.
    سیم چاه پیمایی در اندازه های مختلف همچون “۰۶۶/۰ تا “۱۲۵/۰ وجود دارند.
    ١-Rope Socket:مهندسی شيمی و نفت  2
    این وسیله برای اتصال سیم چاه پیمایی به رشته ابزار چاه پیمایی به کار می رود. نوک این وسیله به صورت گرد و تیپرد بوده تا هنگام بالا کشیدن ابزار چاه پیمایی٬ ابزار به لبه ی لوله مغزی و دیگر قسمت ها گیر نکند.

    به سه طریق سیم چاه پیمایی به Rope Socket متصل می شود که در شکل زیر آنرا می بینید.

    ٢- جار یا ضربه زن:
    این وسیله برای ضربه زدن و بیرون آوردن ابزارهای کنترل و یا قطع کننده ی جریان مانند شیر ایمنی استفاده می شود. این وسیله دارای انواع مختلف است که دو نوع معروف آن مکانیکال جار و هیدرولیک جار می باشند.

    مکانیکال جار از دو قسمت مجزای زنجیر مانند درست شده که هم به بالا و هم پایین می تواند ضربه وارد کند که این ضربه قابل کنترل نیست. نوع هیدرولیک فقط به بالا می تواند ضربه وارد کند در حالی که قدرت این ضربه قابل کنترل است.
    در عملیات مانده یابی به جای مکانیکال جار از تیوبولار جار استفاده می شود که نوع دیگری از جار ها است که محوطه ای که قسمت محرک جار در آن حرکت میکند به صورت استوانه بسته است و چند مجرا برای خروج سیال دارد. البته ضربه وارده از این نوع جار آرام تر از مکانیکال جار است که دور قسمت ضربه زن باز است.
    ٣- استم یا وزنه:
    از وزنه برای افزایش وزن و غلبه بر نیروی سیال چاه استفاده می شود تا ابزار چاه پیمایی در درون چاه به سمت پایین حرکت کنند . همچنین این وسیله جهت اعمال ضربه ی موثر استفاده می شود.

    ٤- ابزارهای نصب و بیرون آوردن:
    این ابزار برای نصب کردن و بیرون آوردن اجزای رشته ی لوله مغزی استفاده میشود و دارای فینگرهایی جهت گرفتن گردن فیشینگ ابزار (Fishing Neck) هستند که وسایل درون چاهی را نصب و یا بیرون می آورند. این ابزارها دارای انواع بسیار میباشد.

    ٥- Knuckle joint:
    این اتصال لولایی به ابزار چاه پیمایی قابلیت انعطاف پذیری می دهد. این ابزار از دو بخش عمده تشکیل شده به طوریکه یکی از بخش ها سر ساچمه مانند دارد که در فضای کروی بخش دیگر گردش می کند.

    ج- ابزارهای اختصاصی:
    ابزارهای اختصاصی شامل ابزار بسیار وسیعی می باشد که بسته به عملیات مورد نظر از ابزار مخصوص استفاده می شود. در این گزارش در مورد تعدادی از این ابزار که استفاده بیشتر دارند توضیح مختصری داده شده است.

    ١- Gauge Ring/Cutter:
    از این وسیله برای بررسی قطر داخلی لوله ی مغزی و برطرف کردن موانع آسفالتین و شنی موجود در درون لوله مغری استفاده می شود. همچنین برای اندازه گیری عمق قابل دسترس یک چاه Gauge Ring را به کابل چاه پیمایی می بندند و در چاه می رانند و این وسیله پس از کندن موانع قابل گذر تا عمق نهایی قابل دسترس پیش می رود. حال از روی اندازه گیر درون کامیون چاه پیمایی می توان عمق را ثبت کرد.

    ٢- Blind Box:
    این وسیله همانند یک وزنه با ضربه تمام موانع درون رشته لوله مغزی کنده و به پایین می برد. همچنین از این وسیله هنگام عملیات مانده یابی برای قطع کردن سیم چاه پیمایی از Rope Socket استفاده می شود.

    ٣- Spear:
    این وسیله یکی از ابزار مانده یابی است که بر روی بدنه ی آن برجستگی های میخ شکل وجود دارد . هنگامی که سیم چاه پیمایی هنگام عملیات بریده شود به صورت حلقه حلقه بر روی ابزار می افتد. حال از spear استفاده می کنند تا در میان این حلقه ها قرار گرفته و سیم چاه پیمایی به برجستگی های روی این وسیله گیر کرده و بالا کشیده می شود.

    ٤- Sand Bailer:
    از این وسیله برای گرفتن نمونه از رسوبات و مواد شنی درون رشته لوله مغزی استفاده می شود. این وسیله یک استوانه ی توخالی است که در ته آن یک دریچه یکطرفه (به طرف داخل)وجود دارد که بوسیله ی فنر پشت آن بسته می شود. هنگامی که این وسیله بر روی موانع با ضربه می نشیند دریچه باز شده و نمونه وارد استوانه ی نمونه گیر شده فنر دریچه را می بندد. حال نمونه را بالا می کشند. در بالای استوانه چند روزنه تعبیه شده تا هنگام ورود نمونه به استوانه سیال درون استوانه ار بالا خارج شود.

    ٥- قالب اثر بردار:
    از این وسیله برای تعیین شکل و اندازه ی سر ابزار ساقط شده در درون چاه استفاده می شود تا ابزار مانده یابی مناسب استفاده شود. در ته این وسیله یک قالب سربی وجود دارد که اگر این وسیله با ضربه بر روی ابزاری بخورد اثر آن روی سرب حک می شود. حال با توجه به اثر حک شده٬ از وسیله ی مانده یابی با اندازه های مناسب استفاده می شود.

    ٦-خراشنده(Scratcher):
    این وسیله برای کندن و از بین بردن پارافین جمع شده در درون لوله ی مغزی استفاده می شود. تیغه های روی بدنه ی این وسیله با حرکت این وسیله به موانع پارافینی گیر کرده و آنها می تراشد.

    ٧- Kick Over Tool:
    این وسیله به منظور نصب و یا بازیافت شیر تزریق مواد ضد خورندگی و شیر فرازآوری در درون Side Pocket Mandrel استفاده می شود.

    ٨- End Locator:
    از این وسیله به منظور یافتن عمق دقیق انتهای لوله ی مغزی استفاده می شود که دارای دو نوع تک اهرم و دو اهرم است. نوع تک اهرم قادر است در هر عملیات تنها یکبار تعیین عمق نماید. ولی نوع دو اهرم چندین بار می تواند تعیین عمق نماید.

    ٩-نمونه گیر Ruska:
    این وسیله از دو قسمت اعظم تشکیل شده است:

    • سیلندر یا مخزن نمونه گیری که در دو طرف آن دریچه هایی وجود دارد.
    • قسمتی که بر اساس برنامه ی زمان بندی شده دریچه های اطراف سیلندر را می بندد. این دریچه ها یا با استفاده از ساعت کوک شده بسته می شوند و یا بر اساس ضربه ای که به نمونه گیر زده می شود.نمونه گیر ساعتی هنگام رانده شدن روی ساعتی تنظیم می شود و در آن زمان تنظیم شده باید در عمق مورد نظر باشد که عمل کرده و دریچه های بالا و پایین سیلندر را ببندد. اما نمونه گیر ضربه ای وقتی به عمق مورد نظر رانده شد با بالا و پایین کردن آن و ضربه زدن آن دریچه ها بسته می شوند.با بسته شدن دریچه ها سیال درون سیلندر با همان فشار سیال درون چاه محبوس خواهد شد.
    اشتراک این دو نوع نمونه گیر Ruska ٬ وجود یک پیستون است که در اثر یک ضربه ی مختصر با کشیدن یک میله دریچه را می بندد. یک مخزن فشرده ی روغن در پشت پیستون وجود دارد و یک سوزن در پشت پرده (دیافراگم) آن مخزن قرار دارد. با برخورد یک ضربه ی کوچک این سوزن پرده ی مخزن فشرده ی روغن را پاره کرده و با خارج شدن روغن ٬ پیستون توسط فنر پشت سر خود عقب کشیده شده و همراه با پیستون ٬ میله ای که به دریچه ها متصل است عقب کشیده می شود و نهایتا دریچه ها بسته می شوند.
    اما این ضربه کوچکی که به سوزن زده می شود به دو طریق امکان پذیر است:
     ضربه با ساعت که ساعت را روی زمان خاصی (مثلا ٩٠ دقیقه) تنظیم می کنیم. وقتی ساعت را کوک می کنیم اهرمی که جلویش وجود دارد به عقب کشیده می شود و متناسب با گذشت زمان کم کم به جلو حرکت می کند. در جلوی این اهرم یک آهن ربا وجود دارد که با فشار اهرم کم کم به سمت جلو حرکت می کند تا به فاصله ای برسد که آهن ربای مقابل خود را جذب کند. با جذب شدن آهن ربای دوم توسط آهن ربای اول٬ نگهدارنده های دور یک ضربه زن آزاد شده و فنر پشت آن ٬ آن را به سمت جلو پرتاب می کند که به سوزن پشت مخزن روغن خورده و به آن ضربه می زند. البته این واکنش ها تا وقتی که ساعت به زمان تنظیم شده ی خود نرسد انجام نمی شود.
     ضربه با بالا و پایین کردن نمونه گیر: در درون درپوش نمونه گیر یک آونگ آزاد وجود دارد که با بالا و پایین کردن نمونه گیر ضربه می زند. این ضربه مستقیما به سوزن منتقل می شود. البته این بالا و پایین کردن باید در عمق مورد نظر انجام شود.
    همانطور که گفته شد نمونه ی گرفته شده توسط نمونه گیر Ruska با همان فشار سیال درون چاه در درون سیلندر وجود دارد پس هنگام باز کردن آن توسط تجهیزات آزمایشگاهی می توان فشار سیال درون چاه را بدست آورد. همچنین برای اندازه گیری دما یک دماسنج درون نمونه گیر تعبیه شده که هنگامی که به بالاترین دمای اندازه گرفته شده رسید دیگر از آن پایین نمی آید. پس دما را هم می توان از روی این دماسنج بدست آورد. البته هنگام کار با نمونه گیر که از چاه بیرون آمده باید مواظب بود که ضربه ی شدید به آن نخورد زیرا جیوه دماسنج درون آن با ضربه به پایین حرکت کرده و دمای مورد نظر از دست خواهد رفت.
    د- ابزارهای اندازه گیری:
    منظور از ابزارهای اندازه گیری وسیله هایی است که برای اندازه گیری فشار و دمای سیال درون چاه به کابل چاه پیمایی متصل می شوند.

    ١- امرادا:
    دو نوع امرادا وجود دارد: امرادای فشار که فشار را به صورت یک نمودار پله ای روی چارت مخصوص ترسیم می کند و با دماسنج تعبیه شده در نوک آن می توان دما را ثبت کرد. اما امرادای دما که تنها دما را به صورت یک نمودار پله ای روی چارت مخصوص ترسیم می کند. ساختار درونی هر دو نوع امرادا به یک صورت است.

     در امرادای فشار سیال از طریق سوراخی که در نوک امرادا وجود دارد وارد قسمت جلوی امرادا که Oil Trap نام دارد شده و فنر Bellows را فشرده می کند.این فشردگی به قسمت فنر مانندی که Pressure Coil نام دارد منتقل شده و به صورت حرکت دورانی در می آید. به بیان دیگر با افزایش فشار ٬ حرکت خطی Bellows به حرکت چرخشی در می آید که این حرکت چرخشی به قسمت سوزن گیر که Stylus Shaft منتقل شده و این Shaft سوزن را می چرخاند.از طرف دیگر ساعت کوک شده ی امرادا هنگامی که کار می کند یک صفحه را می چرخاند که این صفحه به Lead Screw.Nut متصل است که حرکت دورانی ساعت را به حرکت خطی تبدیل می کند. سر دیگر Lead Screw.Nut که حرکت خطی دارد به نگهدارنده ی چارت (Chart Holder) متصل است پس آنرا هل می دهد.
     امرادای دما دارای یک مخرن در نوک خود می باشد که پر از گاز است.وقتی امرادا در چاه رانده می شود دما ی بالای سیال چاه موجب انبساط گاز مذکور شده و یک پیستون را که به Bellows متصل است فشار می دهد. بقیه ی مکانیزم رسم چارت همانند امرادای فشار است.
    با حرکت Chart Holder سوزن در حالی که حرکت چرخشی متناسب با فشار دارد روی چارت خطوطی را حک می کند که این خطوط تعیین کننده ی فشار سیال چاه خواهند بود.

    ٢- Memory Gauge:
    این وسیله که برای اندازه گیری فشار و دمای مخزن به کار می رود هم جدیدتر و هم دقیق تر از امرادا بوده و با اتصال آن به کامپیوتر داده ها را می توان مستقیما خواند یعنی نیاز به چارت خوانی ندارد.

    برای راندن این وسیله ابتدا وسیله را به کامپیوتر متصل کرده و با استفاده از نرم افزار خود دستگاه بر روی آن برنامه ریزی می کنیم. با این نرم افزار می توان تعداد اندازه گیری ها را بر اساس زمان کنترل کرد. مثلا هر چند ثانیه داده ها را ثبت کند. در قسمت انتهایی این وسیله یک باتری بسته شده که برق دستگاه را تامین می کند.
    پس از برنامه ریزی دستگاه ساعت آنرا به وقت محلی تنظیم کرده و آنرا به درون چاه می رانیم. همزمان با راندن Memory Gauge ما عمق این وسیله را بر اساس زمان یادداشت می کنیم. پس از اتمام اندازه گیری و انتقال داده ها به کامپیوتر ما عمق را بر اساس زمان در کنار اطلاعات دستگاه می نویسیم تا بدانیم در چه عمقی چه فشاری داشته ایم.
    نمونه ی داده های آن در زیر نشان داده شده است.


    # Client :IDSC
    # Field :Gharb
    # Well :NIS-7
    # Zone :Asmari
    # Operator :
    # Job No 01
    # Serial Number : 7648 Calibration Date : 04/10/19

    Date Time Pressure Temperature
    psig degF
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  238 27.69 96.2
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  243 49.63 96.3
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  248 71.46 96.3
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  253 95.17 96.3
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  258 121.25 96.4
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  203 147.00 96.4
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  208 172.55 96.5
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  213 197.91 96.5
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  218 223.17 96.6
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  223 249.19 96.7
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  228 291.19 96.8
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  233 344.39 96.9
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  238 397.27 97.0
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  243 448.73 97.1
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  248 499.91 97.2
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  253 551.41 97.4
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  258 594.23 97.5
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  203 636.52 97.7
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  208 680.58 97.9
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  213 725.34 98.0
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  218 796.50 98.2
    06/10/10 11مهندسی شيمی و نفت  223 912.46 98.5

    ٢) تکمیل و تعمیر چاه:
    الف- انواع رشته تکمیلی:

    معمولا رشته لوله های مغزی به سه طریق تکمیل می شوند:

    • Kick Off Wells:
    چاه هایی هستند که رشته لوله مغزی تنها با استفاده از نگهدارنده لوله مغزی نگاهداشته شده اند و سر دیگر آن آزاد است. شیرهای فرازآوری در این چاه ها برای تزریق گاز به درون سیال آنالوس استفاده می شوند و سیال می تواند از طریق آنالوس تولید می شود.

    • Urban Wells یا چاه های حومه شهری:
    در چاه های حومه شهری دو سر رشته لوله ی مغزی محکم نگاهداشته می شوند. به این ترتیب که از بالا با نگهدارنده ی لوله مغزی و از پایین با استفاده از توپک و یا همان Packer به درون لوله ی جداری می چسبد.

    • Gas Wells یا چاه های گازی:
    در چاه های گازی طرز تکمیل چاه بسیار شبیه تکمیل چاه های حومه شهری است و تنها تفاوت این دو با هم این است که چاه های گازی دارای رشته ی تکمیلی بلندتر می باشد. همچنین در چاه های گازی وسیله های بیشتری به کار می روند.
    یک نمونه تکمیل چاه را به صورت نسبتا کامل در شکل می بینید.

    مهندسی شيمی و نفت  2


    ب- اجزای رشته تکمیلی ٬ نحوه نصب و هدف از آن:
    ١-نگهدارنده لوله مغزی (Tubing Hanger):
    نگهدارنده ی لوله ی مغزی وظیفه ی نگهداشتن تمامی رشته لوله ی مغزی را بر عهده دارد. این وسیله در درون ماسوره سر لوله ی مغزی می نشیند و واشرهای آن عمل نشت بندی را انجام می دهند. پیچ های تعبیه شده روی اسپول ماسوره(Tie Down Screw) بر روی نگهدارنده ی لوله مغزی سفت می شوند که این پیچ ها با نیروی زیادی نگهدارنده را به سمت پایین فشار می دهند. این عمل هم موجب آب بندی دور نگهدارنده شده و هم از پرتاب شدن لوله های مغزی به سمت بالا در اثر فشار چاه جلوگیری می کند.

    این وسیله از سه قسمت گردن٬ بدنه و دم تشکیل شده که در قسمت بدنه یک مجرا برای عبور لوله ی روغن شیر ایمنی تعبیه شده است.
    ٢- Fluted Adaptor:
    این وسیله معمولا در قسمت های بالایی لوله ی مغزی قرار دارد و بر روی بدنه ی آن شیار هایی تعبیه شده تا لوله ی روغن شیر ایمنی (Control Line) از میان آن عبور کرده و با تسمه هایی به آن بسته شود. این عمل باعث می شود که این لوله در چاه ول نباشد و محکم باشد.

    ٣-Flow Coupling:
    در طول رشته لوله مغزی ممکن است قطر لوله ها تغییر کند. مثلا در شیر ایمنی درون چاهی و یا پس از پستانک نارونده این تغییر قطر موجب می شود تا قبل و بعد از orifice موجود (جایی که قطر کمتر دارد) جریان به صورت آشفته (Turbulent) در بیاید که این موجب سایش و خوردگی لوله ی مغزی می شود. به همین دلیل قبل و بعد از این orificeها را یک لوله شبیه خود لوله مغزی اما با قطر بیشتر می گذارند تا اثر خوردگی ناشی از جریان آشفته را خنثی کرده و جریان پس از گذشتن از این لوله ها به جریان آرام تبدیل شود. به این لوله طوقه آرامبخش (Flow Coupling) می گویند.
    طول این لوله بستگی به جهت جریان دارد و قسمتی را که جریان قبل از Orifice به آن می رسد کوتاهتر از قسمت بعد از Orifice در نظر می گیرند. زیرا اثر آشفتگی در بعد از Orifice بیشتر است.

    ٤- شیر ایمنی درون چاهی:
    شیرهای ایمنی دزون چاهی معمولا در عمق بین ١٠٠ تا ٣٠٠ فوت در درون لوله ی مغزی در جایگاه نصب شیر ایمنی که به Landing Nipple موسوم است نصب می شود. برای نصب شیر ایمنی را به Running Tool بسته و در چاه می رانند.تا در درون جایگاهش بنشیند. حال با ضربه زدن به این شیر زائده هایی از آن بیرون آمده و در درون جایگاه کیپ می شوند تا مانع از حرکت شیر ایمنی به سمت بالا شوند.واشرهای دور بدنه هم از خروج روغن از محوطه ی دور روزنه ی شیر ایمنی جلوگیری می کنند.این شیرها در معمولا در دو دسته از چاه ها استفاده می شوند:

    • چاه هایی که در نزدیکی اماکن مسکونی و نقاط مهم مانند فرودگاه ها قرار دارند که در صورت از بین رفتن تجهیزات سر چاهی در اثر بمباران و یا هر گونه دلیل دیگر چاه باید بسته شود.
    • چاه های گازی که فشار بالایی دارند و حتما باید برای ایمنی از این نوع شیرها در آنها استفاده کرد.
    قسمت های اصلی شیر ایمنی درون چاهی شامل بدنه٬ پیستون٬ فنر دور پیستون٬ فلپر٬ فنر فلپر٬ متعادل کننده٬ واشر و مجرای روغن است. وقتی شیر ایمنی در درون جایگاه خود که همان Landing Nipple است٬ نشانده شد مجرای روی بدنه ی شیر در مقابل مجرای Landing Nipple که به لوله روغن شیر ایمنی متصل است قرار می گیرد. شیر ایمنی درون چاهی هنگام رانده شدن بسته می باشد و برای باز کردن آن باید از طریق لوله متصل به Landing Nipple روغن پمپ شود. روغن از طریق لوله ی روغن وارد Landing Nipple شده و از طریق مجرای روی بدنه ی شیر ایمنی وارد محوطه ی دور پیستون شده و آنرا به سمت فلپر حرکت می دهد. در اثر این حرکت فنر دور پیستون فشرده می شود. پیستون با فشار دادن فلپر آنرا باز می کند. اگر در این حالت فشار روغن درون لوله ی روغن ترخیص شود فنر دور پیستون آن را به عقب برگردانده و فنر فلپر٬ فلپر را به محل اولیه باز می گرداند و دریچه بسته می شود. بنابراین هر اتفاقی که موجب ترخیص فشار روغن درون لوله که تا سطح ادامه دارد شود شیر ایمنی درون چاهی چاه را خواهد بست.
    انواع شیرهای ایمنی درون چاهی از شرکت های OTIS٬ CAMCO٬ BAKER در ایران مورد استفاده قرار می گیرند. ساختار این شیرهای ایمنی در شرکت های مختلف یکسان است و تفاوت تنها در نوع قفل و چگونگی کیپ شدن فلپر در جایگاه خود است. مثلا قفل های OTIS و CAMCO یکی هستند ولی قفل BAKER متفاوت است. بسته شدن فلپر در BAKER و CAMCO روی یک واشر به نام SOFT SEALاست در حالی که در OTIS تقریبا به صورت فلز به فلز است.
    شیرهای ایمنی درون چاهی نام گذاری خاصی دارند به این ترتیب که ابتدا نام جایگاه (LANDING NIPPLE) و سپس نوع قفل (LOCK) و در آخر نوع شیر ایمنی (SAFETY VALVE) آورده می شود.

    ٥- Traveling joint or Expansion joint:
    رشته لوله ی مغزی در چاه های گازی و حومه شهری از دو طرف ست می شود. از بالا با نگهدارنده ی لوله ی مغزی و از پایین با استفاده از توپک(Packer). بنابراین در اثر افزایش یا کاهش حرارت و یا دلایل دیگر طول رشته تغییر خواهد کرد. این تغییر طول باید در جایی خنثی شود در غیر این صورت رشته لوله خم خواهد شد. به همین دلیل در رشته لوله مغزی از Expansion Joint استفاده می کنند تا تغییرات طول را در خود خنثی کند. ساختمان و مکانیزم این وسیله بسیار شبیه عملکرد کمک فنر موتورسیکلت می باشد. به این صورت که دو استوانه که یکی در درون دیگری قرار دارد و فضای خالی هم برای فشرده شدن و هم از هم باز شدن را دارد. به مقدار طولی که این وسیله می تواند باز یا بسته شود Stroke آن گفته می شود.

    ٦- جایگاه جانبی شیر تزریق یا Side Pocket Mandrel:
    در چاه هایی که فرازآوری چاه نیاز به تزریق دارد و یا تزریق مواد شیمیایی جهت جلوگیری از خوردگی ضرورت دارد از شیرهای ویژه ای استفاده می شود که این شیرها باید در درون رشته لوله ی مغری نگه داشته شوند. این عمل را جایگاه جانبی شیر تزریق انجام می دهد. این نمونه شیرها با استفاده از کابل چاه پیمایی با ابزاری به نام Kick Over Tool به همراه Running Tool به درون جایگاه هدایت شده و نصب می شوند.

    ٧- شیر فراز آوری(Gas Lift Valve) و تزریق گاز(Injection Valve):
    در چاه هایی که مخزن قدرت بالا آوردن سیال خود را تا سر چاه ندارند هد چاه باید سبک شود تا فشار روی مخزن کاهش یافته و چاه دوباره فعال شود یعنی راحت تر بتواند تولید کند. سبک شدن هد چاه را با تزریق گاز از طریق شیر فرازآوری و یا(Gas Lift Valve) انجام می دهند.یعنی گاز به درون لوله مغزی پمپ شده و از طریق شیر فرازآوری به آنالوس وارد شده و به درون سیال راه یافته و در آن حل می شود که این موجب سبکی سیال و کاهش فشار روی مخزن می گردد.

    زمانی که سیال تولیدی مخزن خورنده باشد باید لوله مغزی را با مواد ضد خورندگی آغشته کرد که جریان چرخشی این سیالات با استفاده از شیر تزریق امکان پذیر است.
    بر روی جایگاه شیر فرازآوری و بدنه ی شیرها چند روزنه وجود دارد که بر هم منطبق هستند و ارتباط بین شیرها و آنالوس از طریق همین روزنه ها امکان پذیر است.
    ٨- Sliding Side Door or Sliding Sleeve:
    هر گاه بخواهند درون لوله مغزی را به فضای حلقوی آنالوس (Annulus) ارتباط دهند تا سیالات باز دارنده از خوردگی وارد لوله مغزی شود و یا هر گونه ارتباط دیگر٬ از دریچه ی کشویی و یا SSD استفاده می کنند. ساختمان این وسیله متشکل از دو استوانه است که یکی از استوانه ها در درون استوانه ی دیگر قرار دارد که به لوله مغری متصل می شود. بر روی هر دو استوانه سوراخ های منظم یک شکل وجود دارد. هر گاه بخواهند ارتباط لوله مغزی را با آنالوس برقرار کنند با استفاده از یک Shifting Tool استوانه ی درونی را به سمت بالا یا پایین طوری حرکت میدهند (با ضربه زدن) که سوراخ های هر دو استوانه در مقابل هم قرار بگیرند و ارتباط جریانی برقرار شود. البته این باز کردن مراحلی دارد که برای جلوگیری از خوردگی و صدمه دیدن دریچه ی کشویی باید رعایت کرد. به بیان دیگر ابتدا باید دریچه ها را بسیار کم باز کرد تا فشار دو طرف دریچه ی کشویی برابر شود. سپس آنرا نیمه باز و در آخر آنرا کاملا باز می کنیم.

    ١٠ و ٩- Anchor Tubing Seal و Packer (توپک):
    توپک یکی از اجزای انتهایی رشته لوله ی مغزی است که وظایف مهمی بر عهده دارد از جمله:

     نگهداشتن لوله ی مغزی در پایین چاه.
     قطع ارتباط بین سیال تولیدی با آنالوس در چاه های گازی که خورنده هستند٬ تا لوله ی جداری صدمه نبیند.
     جداسازی لایه های قابل تولید در چاه هایی با تکمیل چند گانه.
    توپک ها بر دو نوع هستند:
     Permanent Packer یا توپک های دائمی.
     Retrievable Packer یا توپک های قابل بازیافت.
    توپک دارای دو دست سیلیپس است که جهت دندانه هایشان مخالف یکدیگر است تا وقتی توپک نصب شد از حرکت آن هم به سمت پایین و هم به سمت بالا جلوگیری کنند. این سیلیپس ها هنگام راندن با یک سری Shear Pin نگاهداشته شده اند. بین این دو سری سیلیپس هم قسمتی لاستیکی فشرده وجود دارد که با اعمال فشار به این قسمت٬ باد می کند (Packing Part ). به عبارت دیگر از طول این قسمت کاسته شده و بر قطرش افزوده می شود.
    Anchor Tubing Seal تنها قسمتی از لوله ی مغزی است که به صورت چپ گرد است و یا به اصطلاح چپ Thread است. البته رزوه های چپ گرد آن روی میانه ی بدنه قرار دارند نه روی قسمت انتهایی آن. تعدادی حلقه ی لاستیک های کیپ کننده هم در وسط بدنه بعد از رزوه ها قرار دارند تا پس از قرار گرفتن در درون توپک عمل نشت بندی را انجام دهند.



    مهندسی شيمی و نفت  2

    پس از بستن کفشک قاطری و پستانک نارونده که با یک پلاگ مسدود شده و یک یا دو شاخه لوله مغزی و یک Pup joint به هم و راندن آنها نوبت به راندن توپک می رسد. هنگام راندن توپک به درون چاه Anchor Tubing Seal را به صورت چپگرد به توپک متصل و با آچار حفاری سفت می کنند و روی آنها بقیه ی لوله های مغزی بسته می شوند. وقتی که توپک به عمق مورد نظر رسید سیالی را با فشار به درون لوله های مغزی پمپ می کنند که این سیال با عبور از درون توپک موجب بریده شدن Shear Pin های آن شده و Slips ها آزاد شده و به درون لوله ی جداری می چسبند. با چسبیدن سیلیپس ها به درون لوله جداری و گذاشتن مقداری وزن روی توپک٬ قسمت لاستیکی افزایش قطر داده و محکم به درون لوله ی جداری کیپ می شود و آن را می بندد.
    البته طریقه ی ست کردن توپک مختلف بوده و گاهی اوقات با انداختن یک گلوله فلزی به درون لوله مغزی و پمپ سیال به دنبال آن Shear Pin ها با نشستن گلوله درون توپک بریده می شود.
    حال اگر بخواهند زمانی لوله های مغزی را بیرون بیاورند (برای تعمیر و یا هر ذلیلی) ابتدا یک پلاگ را درون پستانک نارونده قرار داده و سپس رشته لوله ی مغزی را به سمت راست می چرخانند و تنها جایی که چپ گرد است باز می شود که همان Anchor Tubing Seal است. حال لوله ها را خارج می کنند بدون آنکه فشار چاه اثری داشته باشد.
    اما اگر بخواهند خود توپک را هم خارج کنند با ید ابتدا چاه را ایمن کنند. حال اگر توپک از نوع بازیافت شدنی باشد آنرا با Pulling Tool خارج می کنند ولی اگر از نوع دائمی باشد آنرا با استفاده از Packer Picker Milling Tool آسیاب کرده و بیرون می آورند.
    ١١- Casing pup joint :
    لوله هایی هستند که دقیقا شبیه لوله ی مغزی هستند ولی از نظر طولی کوتاه ترند و برای دقیق کردن طول رشته ی لوله مغزی استفاده می شوند.

    ١٢-Mill Out Extension:
    یک لوله با قطر زیاد است که در زیر توپک های دایم بسته می شود تا هنگامی که می خواهند توپک را آسیاب کنند (Milling) جای دیگری آسیاب نشود. هنگام آسیاب کردن توپک٬ آسیاب کننده باید کاملا وارد توپک شود که در نتیجه نوک آن وارد Mill Out Extension شده و چون قطر این قسمت زیاد است پس آسیاب نشده و صدمه نمی بیند در حالی که اگر قطرش کم بود صدمه می دید و یا آسیاب شده و به ته چاه سقوط می کرد.

    ١٣- پستانک نارونده یا No Go Nipple:
    از این قسمت رشته لوله ی مغزی برای گذاشتن پلاگ استفاده می شود. دلایل گذاشتن پلاگ بسیار زیاد است که اصلی ترین آن قطع کردن ارتباط سیال چاه با درون لوله مغزی است. حال این قطع ارتباط به ما اجازه ی تعمیر و تست قطعات را می دهد.

    قطر درونی این وسیله کمتر از قطر لوله های مغزی بوده که جایگاه مطمئنی را برای نشستن پلاگ فراهم می کند. ممکن است تعداد متعددی از این وسیله در رشته لوله ی مغزی به کار رود ولی رعایت تناسب قطرها از بالا به پایین لازم است.
    ١٤- کفشک قاطری یا Mule Shoe:
    پایین ترین قسمت رشته لوله ی مغزی را کفشک قاطری تشکیل می دهد. این وسیله طوری طراحی شده است که راندن رشته لوله ی مغزی به درون چاه را آسان می کند. یعنی با داشتن حالت خاصی در نوک خود٬ این وسیله در کمتر جایی در چاه گیر می کند. همچنین حالت تیپری نوک این وسیله موجب می شود تا ابزار چاه پیمایی به آن گیر نکند.

    در شکل زیر چند نوع کفشک قاطری نشان داده شده است.
    ١٥-پلاگ ها یا Plugs:
    پلاگ ها برای قطع کردن ارتباط بین مخزن با درون لوله مغزی به کار می روند و عموما در درون پستانک نارونده گذاشته می شوند. اگر در شرایطی پستانک نارونده در دسترس نبود و یا پلاگ را نگه نداشت از هر قسمت بالاتری که قابلیت نگه داشتن پلاگ را داشته باشد استفاده می شود.

    این پلاگ ها توسط Running Tool (که به وسیله ی پین متصل شده است) به داخل پستانک نارونده نشانده شده و در آنجا با ضربه زدن پین ها بریده شده و لقمه های (Fingers, Locks) پلاگ بیرون آمده و به درون پستانک نارونده کیپ می شوند. برای بیرون آوردن پلاگ باید ابتدا فشار بالای پلاگ که در اثر عملیات تعمیر ترخیص شده با فشار پایین آن که همان فشار چاه است یکسان شود. در غیر این صورت یا پلاگ در نمی آید و یا اگر در آمد به سمت بالا پرتاب می شود. به منظور تعادل فشار یک میله ی تعادل فشار (Prong) در درون پلاگ قرار داده شده که با کشیدن این میله سیال از روزنه های پایین پلاگ (که به وسیله ی میله تعادل فشار بسته بودند) عبور کرده و وارد رشته لوله مغزی می شود. در نهایت تعادل فشار پس از مدتی بر قرار خواهد شد. حال Pulling Tool قسمت انتهایی پلاگ (Fishing Neck) را گرفته و می کشد. در اثر این کشیدن گردن پلاگ کمی بیرون آمده که این عمل موجب می شود تا لقمه های پلاگ به سمت داخل رفته و پلاگ آزاد شود.حال آنرا بیرون می آورند.
    بخش های تعادل فشار در پلاگ به دو صورت هیدرولیکی (Prong) و مکانیکی یا شیردار (Sliding Side Valve) است. برای برقراری تعادل فشار در نوع مکانیکی ما باید شیر آنرا که Sliding Side Valve است باز کنیم. به همین دلیل یک وسیله به نام Shifting Tool به پایین Pulling Tool بسته می شود که Shifting Tool شیر تعادل را باز می کند و Pulling Tool پس از تعادل فشار پلاگ را بیرون می کشد.
    مهندسی شيمی و نفت  2

    ١٦-جایگزین ها یا Dummy:
    جایگزین ها وسیله هایی هستند که از نشینمنگاه های حساس درون رشته ی لوله مغزی محافظت می کنند. جایگزین ها دقیقا به شکل وسیله ای که می خواهند جایگزین آن شوند ساخته می شوند با این تفاوت که درون آنها هیچ ساختمان خاصی وجود ندارد. هنگام بیرون آوردن وسیله ی نصب شده از درون نشینمنگاه٬ جایگزین آن به جای آن در درون نشینمنگاه نصب می شود تا از خورده شدن و یا خراب شدن آن جلوگیری کنند. نمونه های جایگزین برای شیرهای ایمنی درون چاهی٬ پلاگ ها ٬ شیر تزریق و شیر فرازآوری وجود دارند.
صفحه 8 از 8 نخست 12345678
نمایش نتایج: از شماره 71 تا 79 , از مجموع 79

بازدید کنندگان با جستجو های زیر این صفحه را پیدا کرده اند

گزارش کارحل شدن امونیوم نیترات دراب گرماگیراست

واکنش هیدروژناسیون گرماگیر است یا گرمازا؟

تعاملات گرماگیر وگرمازا

چگونه بر اساس خواص ژئوشیمیایی میتوان تشخیص داد که سنگ منشا توانایی تولید هیدروکربور را دارد

طرز کار و نحوه استفاده rock eval

هليم با سرد كردن تا دماي كريوژنيك گاز پارس جنوبي تا دماي منفي

استحصال هليم به روش سرد سازي يا كريوژنيك

اندازه گیری دمای dew point در یخزدگی تاور چیست

پارامتر نفت صادراتی rvp

منظور ازشکل دینامیک تولوین

نمودارهای رانده شده درچاه

فرايند هيدروژناسيون گرماده است يا گرماگير

رنگدانه نمک مور فروسیانور پتاسیم

واکنش انفجاری lpg ترموشيمي

محاسبه واکنش احتراق پروپان بوسیله برنامه مطلب

خوردگی کاربامات اوره

محاسبه نقطه شبنم درترمودینامیک

چگونه دو نمک مضاعف وکمپلکس رامیتوان با کاغذ تورنسل از هم تفکیک کرد.

گاز کلرو فلرو کربن

واکنش شیمیایی اسانس نعناع درشیمی آلی فنل ها

سنتز آبدهی گرماگیر یا گرمازا است

خواص ترمودینامیک و ترمو فیزیکی و ترموفیزیکی پلیمرها

چرخه سردسازی پنتان و روابط آن

کلمات کلیدی این موضوع

مجوز های ارسال و ویرایش

  • شما نمیتوانید موضوع جدیدی ارسال کنید
  • شما امکان ارسال پاسخ را ندارید
  • شما نمیتوانید فایل پیوست کنید.
  • شما نمیتوانید پست های خود را ویرایش کنید
  •