تحقیق در مورد موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

لینک دانلود و خرید پایین توضیحات

فرمت فایل word  و قابل ویرایش و پرینت

تعداد صفحات: 168

موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

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

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

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

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

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

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

تحقیق در مورد پروژه جذب گاز 137ص

لینک دانلود و خرید پایین توضیحات

فرمت فایل word  و قابل ویرایش و پرینت

تعداد صفحات: 152

فهرست

مقدمه

فصل اول:

فصل اول: روش های مختلف فر‌‌آوری گاز طبیعی 8

1-1- تاریخچه روش‌های تصفیه گاز 9

1-2- فرآیند های جذب در مایع 10

1-2-1- فرآیند جذب شیمیایی با واکنش برگشت‌پذیر 10

1-2-1-1- محلول نمک قلیایی جهت جدا سازی گازهای اسیدی 11

1-2-1-1-1- فرآیندهای کربنات ها 13

1-2-1-1-1-1- فرآیند کربنات پتاسیم داغ 13

1-2-1-1-1-2- فرآیند کاتا کارب 15

1-2-1-1-1-3- فرآیند کربنات گرم – آمین 17

1-2-1-1-1-4- فرآیند فلکسرب 18

1-2-1-1-1-5- فرآیند گیامارکو – وتروکک 19

1-2-1-1-1-6- فرآیند سیبورد 22

1-2-1-1-1-7- فرآیند کربنات تحت خلاء 24

1-2-1-1-2 فرآیند الکازاید 25

1-2-1-1-3- فرآیند تری پتاسیم فسفات 26

1-2-1-2- فرآیند الکانل آمین ها 27

1-2-1-3- فرآیند اکسیداسیون در فاز مایع 27

1-2-1-3-1- فرآیند جی- وی 28

1-2-2- فرآیندهای جذب فیزیکی گازهای اسیدی توسط حلال های فیزیکی 30

1-2-2-1- فرآیند حلال فلور 31

1-2-2-2- فرآیند سلکسول 33

1-2-2-3- جذب به وسیله ی آب 35

1-2-2-4- فرآیند سپاسلو 36

1-2-2-5- فرآیند پوریسول 37

1-2-2-6- فرآیند رکتیسول 38

1-2-2-7- فرآیند استاسولوان 42

1-2-3- فرآیندهای مخلوط حلال های فیزیکی و شیمیایی 42

1-2-3-1- فرآیند سولفینول 42

1-2-3-2- فرآیند سلفینیگ 44

1-3- فرآیندهای بستر جامد 44

1-3-1- فرآیند جذب سطحی خشک 45

1-3-1-1- فرآیند اکسید آهن 45

1-3-1-2- فرآیند اسفنج آهنی 47

1-3-1-3- فرآیند سافنولایم آر.جی 48

1-3-2- فرآیند های جذب سطحی در مایع 48

1-3-2-1- فرآیند شیرین سازی به وسیله محلول آبکی 48

1-3-2-2- فرآیند کمیسوئیت 49

1-3-3- الک های مولکولی 50

1-3-3-1- فرآیند جذب سطحی 53

1-4- فرآیند نفوذ غشایی 55

فصل دوم: فرآیند حلال های آلکانل آمین و بررسی مشکلات این حلال ها در صنایع گاز 59

2-1- آلکانل آمین ها 60

2-1-1- ساختار شیمیایی آلکانل آمین ها 60

2-1-2خواص فیزیکی آلکانل آمین ها 62

2-1-3- واکنش های شیمیایی الکانل آمین ها 63

2-2- مقایسه و معیار انتخاب الکانل آمین ها 64

2-2-1- تری اتانل آمین ( TEA ) 64

2-2-2- منو اتانل آمین( MEA ) 64

2-2-3- دی اتانول آمین ( DEA ) 65

2-2-4- متیل دی اتانل آمین ( MDEA ) 66

2-2-5- دی گلایکول آمین ( DGA ) 66

2-2-6- دی ایزو پروپانل آمین ( DIPA ) 67

2-3- غلظت محلول های آمین 68

2-4- شرح کلی فرآیند آمین 68

فصل سوم: معضلات حلال آمین در فرآیند فرآوری گاز 71

3-1- اتلاف آمین 72

3-1-1- تبخیر ( vaprazation ) 72

3-1-2- اتلاف مکانیکی 75

3-1-3- همراه بری ( (Entrainment 75

3-1-3-1- پراکنده شدن فاز مایع در فاز گاز 75

3-1-3-2- پراکنده شدن گاز در مایع (foaming) 76

3-1-3-2-1- عوامل ایجاد کننده پدیده کفزایی 77

3-1-4- تجزیه و فساد محلول آمین 78

3-2- آلودگی های محلول آمین 78

3-2-1- هیدروکربن های محلول در آمین 78

3-2-2- مواد شیمیایی تزریقی به محلول آمین 78

3-2-3- ذرات ریز معلق در محلول آمین 79

3-2-4- محصولات فساد و تجزیه آمین 79

3-2-4-1- تجزیه حرارتی 79

3-2-4-2- تجزیه شیمیایی 80

3-2-4-2-1- واکنش های آمین ها با CO2 80

3-2-4-2-1-1- واکنش برگشت نا پذیر MEA با CO2 80

3-2-4-2-1-2- واکنش برگشت ناپذیر DEA با CO2 82

3-2-4-2-1-2-1- تاثیر پارامترهای مختلف در سرعت واکنش‌های تجزیه و فساد DEA ( ) 86

3-2-4-2-1-2-1-1- تاثیر دما 86

3-2-4-2- 1-2-1-2- تاثیر غلظت اولیه DEA 88

3-2-4-2- 1-2-1-3- تأثیر فشار و حلالیت CO2 89

3-2-4-2- 1-2-1-4- تأثیر PH محلول 90

3-2-4-2-1-3- واکنش برگشت ناپذیر DIPA با CO2 90

3-2-4-2-1-4- واکنش برگشت پذیر DGA با CO2 91

3-2-4-2-1-5- واکنش های برگشت ناپذیر MDEA با CO2 [16] 91

3-2-4-2-1-5-1- نقش پارامتر های مختلف در سرعت فساد و تجزیه MDEA (KMDEA) 96

3-2-4-2-1-5-1-1- تأثیر دما 96

3-2-4-2-1-5-1-2- تأثیر غلظت اولیه MDEA 97

3-2-4-2-1-5-1-3- تأثیر فشار جزئی CO2 98

3-2-4-2- 2- واکنش های برگشت ناپذیر آمین ها با COS 99

3-2-4-2- 2-1- واکنش های برگشت ناپذیر MEA با COS 99

3-2-4-2- 2-2- واکنش های برگشت ناپذیر DEA با COS 99

3-2-5- نمک های آمین مقاوم حرارتی 103

فصل چهارم: خوردگی در واحد های فرآوری گاز 109

تحقیق درباره انواع گاز طبیعی

لینک دانلود و خرید پایین توضیحات

فرمت فایل word  و قابل ویرایش و پرینت

تعداد صفحات: 4

انواع گاز طبیعی

نویسنده : ایستگاه گاز نیروگاه نکا - صحی

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 574 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 0/55 تن متان نیاز است . در صورتی که این نسبت 3 باشد 0/49 تن متان لازم خواهد بود. تهیه گاز سنتز از منابع هیدروکربورها امکان پذیر است که به شرح زیر خلاصه می شود: 1- 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 870 درجه سانتیگراد و فشار 27 اتمسفر با زغال سنگ ترکیب می شود محصول حاوی 22.9 درصد هیدروژن 46.2 درصد کربن منو اکسید ،7.8 درصد کربن دی اکسید ، 22.5 درصد آب و 0.6 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. 2- تهیه گاز سنتز از مواد سنگین نفتی مواد سنگین نفتی با اکسیژن ( نه هوا) در دمای 1370 درجه سانتیگراد و فشار 102 اتمسفر ترکیب شده و گاز سنتز تولید می کند. 3- تهیه گاز سنتز از نفتا نفتا با بخار آب در مجاورت کاتالیست نیکل در دمای 885 درجه سانتیگراد و فشار 25 اتمسفر ترکیب وگاز سنتز حاصل می شود. 4- 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 83.8 درصد هیدروژن ، 14.8 درصد کربن منواکسید 0.1 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 %50، متان%20 تا %30، کربن منواکسید %7 تا %17، کربن دی اکسید%3، نیتروژن %8، هیدروکربورها %8 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 220 اتمسفر ذخیره گردد. البته از لحاظ میزان ذخیره و ارزش حرارتی سی ان جی که حدود 8/8 هزار ژول /لیتر است ( در مقایسه بنزین حدود 32 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: 1- موتور در هوای سرد به راحتی روشن می شود. 2-سی ان جی اکتان بسیار بالایی دارد. 3- تمیز می سوزد و ته نشین کمتری در موتور ایجاد می کند. 4- هزینه تعمیراتی موتور کمتر است. 5- مواد آلاینده ناچیزی از اگزوز خارج می گردد. معایت سی ان جی به شرح زیر است: 1- 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. 2- مسافت کوتاه تری در مقایسه با اتومبیل های بنزین طی می کند مگر انکه موتور بتواند علاوه بر گاز از بنزین هم استفاده نماید. 3- قدرت موتور اتومبیل های گاز سوز رویهمرفته 15 درصد کمتر از اتومبیل های بنزین سوز است. 4- ساییدگی نشیمنگاه شیر که بستگی به میزان رانندگی دارد بیشتر است. 5- 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 1996 کل تولید مایعات گاز طبیعی در جهان بالغ بر روزانه 5.7 میلیون بشکه بوده که از این مقدار تولید اوپک در حدود 2.6 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 161 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 2/5 درجه سانتیگراد زیر صفر خنک نمود و تحت زیر صفر خنک نمود و تحت فشار 45 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 1964 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 15 الی 20 ساله نحوه قیمت گذاری و سایر شرایط توافق لازم را به عمل آورند. در تولید گاز مایع چهار مرحله عمده وجود دارد: 1- جداسازی ناخالصی ها که عمدتا از کربن دی اکسید و در برخی از موارد ترکیبات گوگردی تشکیل شده است. 2- جداسازی آب که اگر در سیستم وجود داشته باشد به کریستالهای یخ تبدیل شده و موجب انسداد لوله ها می گردد. 3- تمام هیدروکربورهای سنگین جدا شده و تنها متان و اتان باقی می ماند. 4- گاز باقی مانده تا 160 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: 1- 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. 2- گاز طبیعی همراه پس از تفکیک و پالایش گاز طبیعی همراه با نفت خام نیز می توان پروپان و بوتان آن را جدا نمود. 3- 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 10 الی 50 درصد متغیر است . در جهان روزانه بیش از 5 میلیون بشکه گاز مایع مصرف می شود مصارف گاز مایع در کشورهای مختلف متفاوت است متوسط درصد مصرف آن طی دهه 1990 در جهان در بخش های مختلف به شرح زیر است: تجاری و خانگی %60، صنایع شیمیایی %15، صنعتی %15، خدماتی %5، تولید بنزین%5 هر تن متر یک پروپان معادل 12.8 بشکه و بوتان برابر 11.1 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

پایان نامه مهندسی شیمی گاز 26ص

لینک دانلود و خرید پایین توضیحات

فرمت فایل word  و قابل ویرایش و پرینت

تعداد صفحات: 26

فصل اول

بسمه تعالی

هدف از ایجاد ایستگاههای تقویت فشار

همراه با استخراج نفت از مخازن نفتی مقداری گاز نیز تولید می شود که این گازها را گاز همراه ( Assotle Tedgas ) می نامند و به صورت محلول در نفت خام وجود دارند که طی مراحل تفکیک از نفت جدا می شوند قسمتی از گازهای سبک محلول در نفت که شامل متان و اتان می باشد در بعضی از نقاط مناطق نفت خیز جنوب در تفکیک کننده ای در سر چاه که به جدا کننده سر چاهی ( Wwll head Seperator ) معروف است جدا می شود و در نقاطی از مناطق نفت خیز ( مانند اهواز ) مرحله اول تفکیک در کارخانه بهره برداری وجود دارد .

مراحل دیگر تفکیک که شامل مرحله دوم به بالا می باشد با ایجاد افت فشار ، هیدروکربورها گازی را از نفت جدا می نماید که این هیدروکربورها عمدتاً شامل می باشند .

در منطقه گچساران ، مرحله اول تفکیک عمدتاً در هر چاه وجود دارد و گازهای حاصل از آن به گاز چاهها معروف می باشند که مستقیماً به واحد تقویت فشار ضعیف فرستاده می شود . و قسمتی از خوراک واحد های تقویت فشار ضعیف را تشکیل می دهد و گارهای مراحل دوم به بالا که در کارخانه های بهره برداری از طریق افت فشار ایجاد می شوند نیز به واحد تقویت فشار ضعیف ارسال می شود و بدین ترتیب خوراک واحدهای تقویت فشار ضعیف تأمین می گردد . گارهای همراه مزبور پس از تقویت فشار در ایستگاههای تقویت فشار ضعیف و قوی به مخازن زیر زمینی مجدداً برگشت داده می شود تا باعث نگهداری و بالا بردن فشار نفتی شده و بازدهی چاههای نفتی را بالا ببرد لیکن در طرحی که اخیراً در حال اجرا می با شد و شامل کارخانه های گاز و گازمایع 1200 و 1300 می باشد ، گازهای همراه پس از تقویت فشار در کارخانه های تقویت فشار ضعیف به واحد گاز و گاز مایع عودت داده می شود تا مایعات گازی حاصل از آن که شامل C3 - C/7 می باشد گرفته شود مایعات گازی خوراک واحد های پتروشیمی را تشکیل می دهد که با توجه به نقش صنعت پتروشیمی در کشور اهمیت ایستگاههای تقویت فشار نیز مشخص می شود .

گازهای حاصل از کارخانه های گاز و گاز مایع به شرکت عودت داده می شود و قسمتی از ان جهت تزریق به چاهها افزایش بازدهی نفتی به کار میرود .

این کارخانه در غرب منطقه گچساران و در منطقه ای به نام دشت گز واقع شده است .

گاز مرحله چهارم با عنوان 40TP پس از تقویت فشار و مخلوط با گازهای مرحله دوم و سوم که این عمل در کارخانه بهره برداری که در مجاورت ایستگاه قرار دارد انجام می گیرد توسط یک عدد خط لوله 24 با عنوان گاز بهره برداری وارد منی فول کارخانه می شود در مسیر آن شیر XV وجود دارد که به صورت دستی و با اتوماتیک با فشار روغن و با هوا باز می شود که روی شیر یک مخزن کوچک روغن و در کنار شیر یک مخزن هوا جهت باز نمودن شیر XV تعبیه شده است در مسیر خط لوله گاز بهره برداری ، یک جریان برگشتی (Recycle ) وجود دارد که در صورتی که فشار گار بهره برداری کم شود از طریق فشار گاز چاهها که فشار بیشتری دارند تأمین می شود .

در مسیر جریان برگشتی یک کنترل ولو وجود دارد که فرمان خود را از P.C ( Preure Controler ) که روی فشار 0.55 bar تنظیم شده است می گیرد و در صورتیکه این فشار کاهش یابد باید از طریق فشار گاز چاهها تأمین می شود . و اگر این کنترل ولو عمل ننماید توسط یک لوله در کنار گذر ( bypas ) ، به وسیله شیر دستی جریان را به طرف گاز بهره برداری برقرار می سازند.

در مسیر یک شیر Mor وجود دارد که در حالت اضطراری به صورت دستی بسته می شود و جریان گاز وارد دو عدد اسکرابر ( مایع گیر ) Sc702B,Sc702A می شود که به صورت موازی قرار دارند که در کنار این ادو اسکرابر پمپ تخلیه مایعات وجود دارد که نیروی محرکه آنها الکتروموتور می باشد .

دو عدد سوئیچ (Low level Switch )LLS

(High level Switch ) HLS

کار تنظیم لول اکرابرها را بر عهده دارند و زمانی که سطح مایع در اکرابر زیاد شود یا اصطلاحاً اکرابرها لول بگیرند پمپها شروع به کار نموده و تخلیه مایعات را انجام می دهند و مایعات اسکرابرها را به واحد بهره برداری ( مرحله سوم بهره برداری ) هدایت می شوند . گاز خروجی اکرابرهای 702A,B یک مسیر مارپیچی را به منظور تعادل فشار طی می نمایند و گاز وارد سکشن درام کمپرسور مرحله اول یعنی Sc703 می شود و پس از جدا شدن هیدروکربورهای مایع گاز خروجی از اسکرابرها وارد کمپرسور الف ( A ) می شود که در این حالت گاز فشار برابر 0.5 بار و دمای 30 درجه سانتیگراد دارد کمپور این کارخانه از نوع CLARK و نیروی محرکه آن توربین دولزرویس 1553 می باشد .

مشخصات کمپرور CLARK

کمپرسور گریز از مرکز CENTRI FUGL Compreor

ize : 553

Normal Capa City inlet : 9934 m/

Critical Speed : 6200 Rpm

Max Continou Speed :/0743 Rpm

Casing Desigh Temp Disch : 232

Max Operiting tempreture : 193

HyDROSTATIC TEST Presure

No . of impeller : 4

این کمپرسور دارای 4 مرحله می باشد و روزانه 11 میلیون فوت مکعب گاز را در روز فشرده می نماید.

افزایش فشار گاز ، باعث افزایش دما نیز می شود لذا گاز خروجی کمپرسور الف (A ) وارد خنک کننده های هوایی می شود که در مسیر آن دو عدد خنک کننده هوایی از نوع دهنده ( blower ) وجود دارد.

گاز پس از خنک شدن به همراه گاز چاهها وارد Sc705A می شود یعنی در اینحالت گاز بهره برداری پس از یک مرحله فشرده شدن و دیدن به حدود فشار گاز چاهها ، با گاز چاهها Mix می شود . و پس از انجام عمل مایع گیری در Sc705A وارد کمپرسور B.1 می شود . گاز چاهها نیز وارد دو عدد Slueeatcher ( لجن گیر ) می شود که هیدروکربورهای مایع در آن از گاز جدا می شود و گاز آن پس از عبور Sc704 در Sc705 با گاز بهره برداری مخلوط می شود اسکرابر 705 یک جدا کننده سه فاز می باشد که شامل فاز گاز ، مایعات گازی و آب ترش می باشد که مایعات گازی آن توسط یک کنترل ولو به Sc702A,B فرستاده می شود.

در قمت تحتانی جدا کننده یعنی BOOT ، آب ترش که خوردگی آن زیاد است به گودال سوخت فشار قوی (Hpburn Pit ) فرستاده می شود وسوخته می شود.

برای تعیین میزان خوردگی آب ترش همراه گاز اسکرابر 705 می بایست یک دتگاه خوردگی وجود داشت که در سرویس قرار ندارند و گاز Sc705 با دمای 22 و فشار 4.5bar وارد کمپرور B.1 می شود.

مشخصات کمپروسور B

Type : Clark

Size : 553

No .Of impellers : 7

Normal Capacity inlet : 15708 m/hr

Critical PEED : A000rpm

Casing Deingh Temp Inlet : 282

Max operating Temp : 193

HYDROSTATIC Test Preure : 77057

دانلود طرح های کارآفرینی پروژه نوشابه بدون گاز 25 ص

لینک دانلود و خرید پایین توضیحات

فرمت فایل word  و قابل ویرایش و پرینت

تعداد صفحات: 24

فهرست

عنوان صفحه

مقدمه............................................................................................................... 2

آشنایی جزیی در مورد کار کارخانه........................................................... 5

نمودار مراحل مختلف تولید نوشابه غیر گازدار با استفاده از انواع...................... 10

محاسبه اجزاء و میزان دارایی های ثابت.................................................................. 12

مساحت زمین و برآورد قیمت آن...............................................................12

مساحت و هزینه های ساختمانی...................................................................... 13

هزینه ماشین آلات و تجهیزات خط تولید.......................................................... 14

سرمایه ثابت مورد نیاز کارخانه......................................................................... 16

هزینه های تولید سرمایه در گردش........................................................................... 18

محاسبه کل سرمایه گذاری................................................................................. 20

نحوه سرمایه گذاری و تأمین منابع مالی......................................................... 20

سودآوری و چگونگی برگشت سرمایه............................................................. 21

مقدمه

- نوع محصول:

نوع محصول کارخانه عبارتست از انواع نوشابه بدون گاز به صورت آبمیوه جات به غلظت 14-10 درجه بریکس که از کنسانتره به غلظت 70-60 درجه بریکس بازسازی شده و در بطری های نوشابه به ظرفیت 285 سی سی و با درب طشتکی بسته بندی خواهد شد.

بطری مذبور دارای ارتفاع 240 میلیمتر و قطر 57 میلیمتر است و بر روی آن بر چسب مربوطه به ابعاد 80*200 میلیمتر چشبانده خواهد شد.

آبمیوه تولیدی با استفاده از کنسانتره پرتقال، سیب و انگور و به صورت آب این میوه جات تهیه می گردد و در مورد آب پرتقال بر اساس نوع کنسانتره مصرفی تهیه آن تا بریکس 7 نیز معمول است.

- ظرفیت تولیدی و مدت زمان کار کارخانه:

ظرفیت تولید سالانه کارخانه در حدود 2000 تن آبمیوه و معادل 2000000 لیتر است که با توجه به ظرفیت بطری ها و با در نظر گرفتن ضایعات و غیره کلاً در حدود 7 میلیون بطری 285 سی سی آب میوه خواهد شد که شامل موارد زیر است:

نام محصول

تعداد بطری

ظرفیت(سی سی)

ظرفیت(لیتر)

آب پرتقال

3.000.000

285

857.000

آب سیب

2.500.000

285

713.000

آب انگور

1.500.000

285

430.000

مدت زمان کار کارخانه با توجه به تعطیات و غیره عملاً 250 روز کاری و در یک شیفت کار 8 ساعته در نظر گرفته می شود.

به این ترتیب ظرفیت تولید روزانه کارخانه 28000 بطری که معادل 4000 بطری در ساعت و بالاخره 68 بطری در دقیقه می باشد.

- میزان مواد اولیه مورد نیاز کارخانه:

مواد اولیه مورد نیاز کارخانه شامل کنسانتره پرتقال، سیب و انگور، شکر، بطری، کارتن و برچسب مربوطه می باشد.

با توجه به نسبت اختلاط کنسانتره و آب به نسبت یک قسمت کنسانتره و 5 قسمت آب در مورد سیب و انگور و یک قسمت کنسانتره و 6 قسمت آب در مورد کنسانتره پرتقال، عملاً میزان کنسانتره مورد نیاز جهت تولید به شرح زیر است:

ردیف

نام ماده مورد نیاز

مقدار

1

کنسانتره پرتقال

143 تن

2

کنسانتره سیب

143 تن

3

کنسانتره انگور

86 تن

4

شکر بر مبنای 10-5% در صورت مصرف برای آب پرتقال

50 تن

5

بطری 285 سی سی

7 میلیون بطری

6

برچسب

7 میلیون عدد

7

کارتن 24 عددی

300.000عدد

آشنایی جزیی در مورد کار کارخانه