گزارش کارآموزی یک ماهه در پتروشیمی فجر (ماهشهر) ۱۱۷ ص

Word2007777

منطقه ویژه اقتصادی ماهشهر:

منطقه ویژه اقتصادی پتروشیمی در محدوه ای به وسعت ۲۰۰۰ هکتار، در جنوب غربی ایران و در ساحل خلیج فارس واقع در شهرستان ماهشهر ، بخش بندر امام خمینی (ره) قرار دارد.

این منطقه با توجه به موقعیت طبیعی و جغرافیایی و همچنین برخورداری از تسهیلات قانونی مناطق ویژه ، به منظور توسعه صنعت نفت و تجارت ، بالاخص صنایع پتروشیمی و صنایع پایین دستی آن ، تامین منافع اقتصادی و اجتماعی منطقه ای و ملی ، جذب تکنولوژی های جدید و افزایش اشتغال ایجاد گردیده است. از نظر موقعیت جغرافیایی ، منطقه از طریق بندر امام به آبهای آزاد بین المللی و از طریق راه آهن سراسری به ترکیه، اروپا و آسیای مرکزی دسترسی دارد. منطقه به عنوان بخشی از استان خوزستان ویک گلوگاه استراتژیک در مناطق نفت و گاز ایران ، دستیابی به منابع نفت، گاز و مواد اولیه و خوراک واحدهای صنعتی را بیش از پیش تسهیل می نماید.

اهداف منطقه :

-توسعه تکنولوژی و بهبود فرآیند تولیدی طرحهای سرمایه گذاری در جهت گسترش فن آوری ، توسعه صنعتی ، خصوصا صنعت پتروشیمی .

-تولید برای صادرات و تکمیل زنجیره تولید در صنایع پایین دستی پتروشیمی .

-ایجاد ارزش افزوده بیشتر در فرآیندهای تولیدی.

-بهره گیری مطلوب و استفاده از نهادها و عوامل تولید داخلی در تعامل با بخشهای اقتصادی کشور .

-کمک به تشکیل سرمایه انسانی در رده های مختلف نیروی کار.

-توسعه اقتصادی و اجتماعی منطقه، با تاکید بر توسعه پایدار (حفاظت محیط زیست)

شرکت پتروشیمی فجر:

پتروشیمی فجر در زمینی به مساحت ۳۰ هکتار در سایت ۴ منطقه ویژه بنا شده است و به عنوان قلب منطقه ویژه اقتصادی پتروشیمی مطرح است. تامین هوا، اب ، بخار ، نیتروژن واکسیژن واحدهای پتروشیمی و برق کل منطقه ویژه بر عهده این شرکت می باشد. تولیدات آن در هر ساعت عبارتند از برق:(۵٫۵۸ مگاوات) ، بخار (۸۶۰ تن) ، آب RO (4680 متر مکعب) ، آب سرویس (۴۰۰ متر مکعب )آب آشامیدنی (۲۵۰ متر مکعب) ، هوای سرویس (۱۶۵۰۰ نرمال متر مکعب)، کل سرمایه گذاری ارزی این شرکت مبلغ ۳۱۰ میلیون دلار و ۷۶۸ میلیارد ریال است. نیروی انسانی زمان بهره برداری پتروشیمی فجر ۲۵۶ نفر و ارزش تولیدات سالانه آن مبلغ ۱۱۰۵ میلیارد ریال است . محصولات آن در تامین  سرویس های جانبی مورد نیاز واحدهای فرآیندی طرح های مستقر در منطقه ویژه اقتصادی پتروشیمی کار برد دارند. خوراک آن نیز حدود ۷ هزار متر مکعب در ساعت آب خام و ۷ میلیون متر مکعب در روز گاز طبیعی است.

نوشته گزارش کارآموزی یک ماهه در پتروشیمی فجر (ماهشهر) ۱۱۷ ص اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

گزارش کارآموزی پتروشیمی رازی ۱۴۹ ص

Word2007777

 

 

موقعیت و ویژگی های پتروشیمی رازی

پتروشیمی رازی یکی از عظیم ترین کارخانه های تولیدی کودهای ازته و فسفاته و مواد شیمیایی در کشور می باشد، این مجتمع بزرگترین تولید کننده آمونیاک، کود اوره، اسید سولفوریک و گوگرد و تنها تولید کننده اسید فسفریک و کود دی آمونیوم فسفات در ایران می باشد.

مواد اولیه مصرفی این مجتمع گاز ترش ، خاک فسفات کلسیم(خاک فسفات) آب و هوا می باشد.

به علت قدمت واحدها و صدمات وارده در جنگ ، ظرفیت تولید در حال حاضر به ۲۴۰۰۰۰۰ تن در سال رسیده است و با تکمیل پروژه ها آمونیاک سوم این ظرفیت به ۳۷۰۰۰۰۰ تن در سال خواهد رسید.

صدور سالانه یک میلیون و دویست هزار تن کودهای شیمیایی به مراکز توزیع در تقویت و توسعه اقتصادی کشور مفید و مؤثر می باشد.

موفقیت مجتمع در اخذ گواهینامه های استاندارد جهانی ایزو

این مجتمع با درک جهت گیری های استراتژیک شرکت ملی صنایع پتروشیمی و جهت حضور فعال در بازارهای جهانی خط مشی خود را بر اساس استانداردهای کیفیت ، محیط زیست و بهداشت ایمنی برنامه ریزی نمود که با تلاش و همت و مسئولین و پرسنل مجتمع و پس از طی مراحل لازم ، در مهرماه ۱۳۸۱ موفق به اخذ استانداردهای کیفیت (ایزو ۹۰۰۰ ، تضمین کیفیت (ایزو ۱۴۰۰۱) محیط زیست و بهداشت ایمنی (OHSAS) 18000 برای کلیه واحدهای این مجتمع از شرکت SGS گردید.

جایگاه مهم جهانی پتروشیمی رازی در عرصه محیط زیست

مسئولیت استخراج و بهره برداری از شش حلقه چاه (گاز ترش) با ۲۴% گاز سمی هیدروژن سولفوره به میزان روزانه ۲۲۰ میلیون فوت مکعب از منطقه مسجد سلیمان و ارسال این گاز مسافت ۱۷۴ کیلومتر به واحدهای تولیدی و تبدیل این گاز به ۱۰ هزار تن فراورده های  شیمیایی در روز از افتخارات این قطب مهم تولیدی در خدمت به محیط زیست و توسعه اقتصاد کشور است گاز مصرفی با مشخصات فوق در دنیا اختصاص به این مجتمع داشته و کشور کانادا دومین مصرف کننده در جهان می باشد.

هدف از تأسیس شرکت سهامی پتروشیمی رازی : تولید کودهای شیمیایی اوره و دی آمونیوم فسفات جهت کشاورزان کشورمان بوده است.

برای این منظور فراورده های مورد نیاز شیمیایی همچون گوگرد گاز متان اسید سولفوریک اسید فسفریک آمونیاک و گاز کربنیک در این مجتمع تولید شود خوراک عمده برای تولید این محصولات شیمیایی در مجتمع گاز ترش است که از ۶ حلقه چاه (این نوع گاز) در ارتفاعات شهرستان مسجد سلیمان استخراج گردیده و پس از عملیات نم زدایی در واحد جذب آب واقع در این منطقه ، توسط خط لوله ۱۷۴ کیلومتری و با تمهیدات خاص ایمنی به کارخانجات این شرکت ارسال می گردد، این گاز ابتدا (در واحد تفکیک) مایعات گازی آن جدا شده و سپس به سه واحد پالایش گاز و بازیافت گوگرد هدایت می گردد.

واحدهای تصفیه گاز، گوگردسازی، دانه بندی گوگرد، اسید سولفوریک، اسید فسفریک و کود DAP :

شامل (۳ واحد تصفیه گاز ۳ واحد گوگردسازی ۳ واحد اسید سولفوریک و یک واحد اسید فسفریک) می باشند، در این واحدها به تزتیب گاز سمی هیدروژن سولفوره (H2S) که همراه متان و مقداری گاز کربنیک می باشد در واحدهای تصفیه گاز به برج جذب (ABZORBER) وارد شده و طی عملیات فرایندی ، گاز ترش همراه آمین (DEA) با فشار بالا و درجه حرارت پایین از قسمت تحتانی برج خارج شده و از بالای برج گاز متان جداسازی می شود و جهت تولید آمونیاک به واحدهای آمونیاک ارسال می گردد. آمین حاوی گازهای اسیدی وارد برج احیاء (REGENERBTION) می شود. در این برج، بر عکس برج دفع (DESORBTION) صورت گرفته و گاز H2S با فشار پائین و درجه حرارت بالا جدا می گردد و در برج های واکنش (CONVERTOR) و سپس کوره ها، گوگرد در مجاورت اکسید آلومنیوم جدا شده و به صورت مذاب تولید می گردد.

گوگرد مذاب تولید شده، جهت تولید اسیدسولفوریک به واحدهای سه گانه این اسید ارسال می گردد و خط دوم گوگرد مذاب جهت تولید گوگرد جامد به صورت دانه ای به واحد دانه بندی گوگرد پمپ می گردد. جامد به صورت دانه ای به واحد دانه بندی گوگرد پمپ می گردد. تنها اسید فسفریک تولیدی در کشور در این مجتمع از ترکیب اسید سولفوریک و خاک فسفات (فسفات کلسیم) وارداتی بدست می آید که طی عملیات فرآیندی پس از جدا سازی سولفات کلسیم (گچ) و تغلیظ شدن انیدرید فسفریک، اسید فسفریک به روش مرطوب و با غلظت ۵۴% (P2O5) حاصل می گردد، این اسید در واحدهای کودسازی دی آمونیوم فسفات با ترکیب آمونیاک منجر به تولید این کود می گردد.

واحدهای تولیدی دی آمونیوم فسفات (D.A.P)

کود شیمیایی دی آمونیوم فسفات یکی از کودهای مهم پر مصرف کشاورزی در ایران می باشد. این کود از ترکیب مستقیم اسید فسفریک و آمونیاک بدست می آید، فرآیند جهانی آن به دو صورت است :

۱-CONVENAL                                  ۲-PIPEREACTOR

فرآیند تولید واحد D.A.P شماره ۱ پتروشیمی رازی از نوع ردیف اول می باش و ظرفیت تولید آن به ۷۰۰ تن در روز افزایش یافته است.

فرآیند تولید واحد D.A.P شماره ۲ از نوع ردیف ۲ می باشد که از نوع پیشرفته آن در دنیاست و ظرفیت آن ۸۰۰ تن در روز می باشد.

واحدهای آمونیاک (شماره ۱ و ۲)

گاز متان تولیدی در مجتمع در بخش ریفرمر اولیه واحدهای آمونیاک وارد گردیده، پس از اختلاط با بخار و فعل و انفعال، گاز متان (با حرارت ۱۳۰۰ درجه فارنهایت و در مجاورت اکسید نیکل) به هیدروژن، منواکسید و دی اکسید کربن تبدیل می گردد واکنش ریفر اولیه با تزریق هوا در ریفرمر ثانویه تکمیل شده و همزمان با آن، ازت مورد نیاز جهت واکنش آمونیاک سازی از طریق هوا وارد چرخه فرآیند می گردد و در برج واکنش منجر به تولید آمونیاک می گردد و آمونیاک مایع تولیدی ر دو مخزن ویژه این محصول نگهداری می شود، ضمناً CO همراه گاز پروسس در مراحل بعدی به CO2 تبدیل شده و در بخش به وسیله آمین (MEA) جدا شده و به عنوان وراک واحدهای کود شیمیایی اوره به این واحدها ارسال می گردد.

واحدهای اوره (شماره ۱ و ۲)

کود شیمیایی اوره از ترکیب آمونیاک و گازکربنیک حاصل می گردد، فرآیند تولید این واحد از نوع TOTAL-RECYCLE  است.

پس از عملیات تغلیظ سازی و جداسازی آب ، محصول اوراه به صورت گرانول (دانه های درشت) و پریل (دانه های ریز) در می آید، آخرین تکنولوژی دانه بندی اوراه در دنیا به صورت گرانول می باشد-کودهای تولیدی جهت بسته بندی به واحد بسته بندی محصولات ارسال می گردد.

واحدهای سرویس دهنده :

واحدهای (UTILITY) شامل تولید برق و بخار و آب صنعتی می باشند، در نیــروگاه مجتمع ۵ توربین گاز برق با ظرفیت ۶۰ مگاوات و همچنین ۶ دیگ مولد بخار با ظرفیت ۵۰۰ تن بخار در ساعت و همچنین آب صنعتی با ظرفیت ۶۷۵ متر مکعب در ساعت در مدار تولید می باشند.

تأسیسات کشتیرانی و بسته بندی محصولات و مخازن :

وجود سه اسکله بزرگ اختصاصی جهت عملیات صادرات و واردات، دو انبار بزرگ کود شیمیایی، مخازن اسید سولفوریک، اسید فسفریک و آب ورودی و همچنین خطوط کیسه پرکنی از طریق کامیون، راه آهن و کشتی در واحد بسته بندی محصولات از جمله تاسیسات مهم این مجتمع به شمار می روند.

عنوان     صفحه

تاریخچه پتروشیمی رازی…………………………………………………………………………..   ۱

موقعیت و ویژگی های پتروشیمی رازی ……………………………………………………………..            ۱

موفقیت مجتمع در اخذ گواهینامه های استاندارد جهانی ایزو………………………………………….. ۲

واحدهای تولیدی دی آمونیوم فسفات (D.A.P)……………………………………………………………..      ۴

واحدهای آمونیاک (شماره ۱ و ۲)…………………………………………………………………..   ۵

واحدهای اوره (شماره ۱ و ۲)………………………………………………………………….        ۵

واحدهای سرویس دهنده …………………………………………………………………………..     ۶

دستورالعمل آزمایشات  واحد اوره ………………………………………………………………………………………………………          ۷

واحد  استامی  کربن …………………………………………………………………………….       ۹

      محاسبه  گر  الکترونیکی (Printet plotter)……………………………………………………………………………………………..15

خوراک  آمونیاک           Ammonia Feed…………………………………………………..       ۲۴

مقدار  آب -روش  ۲٫۲………………………………………………………………………………… ۲۸

تعیین  عیار -روش   ۲ ۰ ۳ ۳۲

-تعیین  روغن در محصولات وآمونیاک مصرفی…………………………………………………………………………………….۳۴

تعیین  آهن  -روش ۲٫۵   …………………………………………………………………………..  ۳۶

تعیین  آمونیاک  کل………………………………………………………………………………       ۴۱

مقدار آمونیاک  آزاد و CO2  ترکیب شده …………………………………………………………………………………………..   ۴۳

مقدار  اوره ………………………………………………………………………………………….. ۴۷

مقدار آمونیاک آزاد در دی اکسید کربن (Co2) ترکیبی -روش ۴٫۳………………………………….۵۵

آمونیاک آزاد……………………………………………………………………………………          ۵۸

محلول اسید کلرید ریک N/10  با عیار مشخص …………………………………………………………………………………     ۷۰

 نیتروژن  کل       -روش  ۱۰ . ۳ ……………………………………………………….            ۷۲

تعیین رطوبت  – روش  ۱۰ . ۴ ……………………………………………………………………  ۷۵

تعیین  بیوره………………………………………………………………         ۷۹

تعیین دانه بندی     …………………………………………………………………         ۸۴

روش کالیبراسیون یاتصدیق الک ها………………………………………………………..  ۸۵

روش اندازه گیری آمونیاک با معرف نسلر……………………………………………………………….         ۸۶

اندازه گیری  .  Bulk  Density  ………………………………………………………………………………….          ۸۸

رسم منحنی کالیبراسیون…………………………………………………………………………………          ۹۲

لوازم و محلو لها……………………………………………………………………………………    ۹۴

الکل متانول خالص ……………………………………………………………………………         ۹۶

تعیین در صد وزنی اسید سولفوریک…………………………………………………………………  ۹۸

  تعیین کدورت اسید سولفوریک………………………………………………………………………..           ۹۸

تعیین فاکتور کدورت………………………………………………………………………..            ۹۹

تعیین مقدار آهن در اسید سولفوریک…………………………………………………………………………………………………   ۱۰۱

تعیین مقدار SO2 در اسید سولفوریک……………………………………………………………………..        ۱۰۲

۵-۷-      تعیین مقدار NO2  در اسید سولفوریک…………………………………………….          ۱۰۳

تعیین Cl در اسید سولفوریک…………………………………………………………………………………….  ۱۰۴

تعیین اکسیژن در گاز خروجی دودکش و کو ره ………………………………………………………           ۱۰۵

تعیین مقدار SO2  در گاز دودکش و کوره………………………………………………………………….      ۱۰۶

تعیین مقدار ، Na2O , V2O5,K2O    در کاتالیست وانادیم پنتوکساید -بروش جذب اتمی…………………     ۱۰۸

روش  Pack   کردن Gooch crucible باAsbestose…………………………………………………………..         ۱۱۲

لوازم  و مواد شیمیایی  مورد نیاز……………………………………………………………………….          ۱۱۳

معرف  QUIMOCIAC  …………………………………………………………………………………………………..۱۱۳

تعیین  مقدار  Citric insoluble  P2O5  در  Gypsum cake (C.I.S)……………………………………………       ۱۲۰

محاسبه روش  رسوبی……………………………………………………………………………………….  ۱۲۳

تعیین  مقدار Total P2O5  در  Gypsum cake ……………………………………………………………………………..       ۱۲۳

محاسبه روش  نورسنجی  ………………………………………………………………………….     ۱۲۴

تعیین  مقدار مواد نامحلول در اسید درخاک  فسفات (Acid insoluble)……………………………………………..      ۱۲۴

تعیین مقدار SiO2  درخاک فسفا ت…………………………………………………………………………..     ۱۲۶

تعیین  مقدار Al2O3  در خاک  فسفات  بروش  ۸- هیدروکسی  کینولین……………………………………………..      ۱۲۹

تعیین  مقدار آهن  در خاک  فسفات بروش  دی  کرومات (محلول درHCL )………………………………………….      ۱۳۱

تعیین مقدار کلسیم در خاک فسفات به روش رسوبی بر حسب CaO…………………………………………………….    ۱۳۷

نمونه گیری از آمونیاک  مایع  جهت  تعیین  خلوص …………………………………………………            ۱۳۹

تعیین  مقدار فلوراید در اسید فسفریک ومحصولات فسفاته………………………………………………………۱۴۱

لوازم واتصالات لازم جهت تقطیر وتولید بخار آب………………………………………………………..       ۱۴۳

تعیین میزان کلرایددراسیدفسفریک به روش کدورت سنجی…………………………………………………………         ۱۴۹

 

 

 

 

 

نوشته گزارش کارآموزی پتروشیمی رازی ۱۴۹ ص اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

گزارش کارآموزی پتروشیمی آبادان ۷۵ ص

Word2007777

 

شرکت سهامی پتروشیمی آبادان

شرکت سهامی پتروشیمی آبادان در سال ۱۳۴۴ در نتیجه مشارکت شرکت ملی صنایع پتروشیمی و شرکت آمریکایی «بی .اف.گودریچ» به منظور تولید «پی . وی . سی» ماده اولیه پلاستیک ، همچنین «دی . دی . بی » ماده اولیه پاک کننده ها و سود سوز آور مورد نیار داخل کشور احداث و بهره برداری از آن در سال ۱۳۵۰ آغاز گردد.

در سال ۱۳۵۲ تصمیم به اجرای طرح توسعه واحد پی . وی . سی به ظرفیت سالانه ۶۰ هزار تن گرفته شد. بهره برداری از این واحد در سال ۱۳۵۴ انجام گرفت که عملاً بیش از ۴۳ هزار تن در سال بازده نداشته است .

در سال ۱۳۵۸ با خرید سهام شریک خارجی (۲۶ درصد) شرکت ملی صنایع پتروشیمی مالک کلیه سهام این شرکت شد.

باشروع جنگ تحمیلی تولید مجتمع به حال تعلیق درآمد و خساراتی به آن وارد شد. پس از قبول قطعنامه ۵۹۸ بازسازی آن شامل واحد پی وی سی با ظرفیت ۱۵ هزار تن در سال به اتمام رسید و در تاریخ ۱۳/۷/۶۸ راه اندازی شد. بازسازی فاز دو شامل الفنن و اتیلن دی کلراید تا پایان سال ۱۳۶۸ به میزان قابل توجهی انجام گرفت . با بهره برداری از این فاز تولید پی . وی . سی به سقف ۴۰ هزار تن در سال خواهد رسید و تا پایان همان سال بازسازی فاز سه شامل واحد های تترامرودودسیل بنزن تا سقف ۱۸ درصد انجام شد.

خوراک مجتمع شامل ۵/۵ میلیون فوت مکعب تصفیه شده در روز ، ۴۷ هزار تن نمک و سوخت در سال از پتروشیمی بندر امام ، ۵/۴ هزار تن بنزن از ذوب آهن  اصفهان ، ۲۰ هزار تن اتیلن دی کلراید در سال است . سرویسهای جانبی شامل :

۱ـ آب : آب کارخانه از رودخانه اروند از طریق پالایشگاه آبادان تأمین می گردد.

۲ـ برق : برق کارخانه بوسیله شبکه سراسری تأمین می گردد و جهت تأمین برق دستگاه های حساس در هنگام قطع برق سراسری حدود ۵ مگاوات برق اضطراری از پالایشگاه آبادان دریافت می گردد.

۳ـ بخار آب : دو عدد دیگ بخار تأمین کننده ۵۰ درصد بخار آب مصرفی کارخانه می باشند . کمبود بخار آب مصرفی از طریق لوله بخار آبی که از پالایشگاه آبادان کشیده شده است تأمین می گردد.

۴ـ سوخت : جهت مصارف سوختی در بویلرها و کوره ها ، از گاز طبیعی منطقه آغاجاری و از طریق پالایشگاه آبادان تأمین می شود.

 

واحد ۱۰۰ـ  مخازن و اسیدسازی

این واحد مشتمل بر دو واحد مخازن و اسیدسازی است.

واحد مخازن :

دراین واحد خوراک و یا محصولات واحدهای مختلف مجتمع ذخیره و نگهداری می شود. مخازن موجود در ابعاد و اشکال و اندازه های مختلف بوده جمعاً حدود سه میلیون گالن ظرفیت کل ذخیره سازی واحد مخازن است . موادی مانند EDC ، محلول کاستیک ، بنزن ، تترامر، و تترامر سبک و سنگین ، DDB و الکیلیت سبک و سنگین در مخازن اتمسفریک و پروپان مایع و VCM درمخازن تحت فشار ذخیره می شوند.

بعد از بازسازی مجتمع چند مخزن جدید در واحد مخازن نصب شده است.

واحد اسیدسازی :

گاز HCL تولید شده درواحد VCM چنانچه بنا به عللی در واحد اکسی مصرف نشود به دستگاه اسیدسازی فرستاده می شود. بعد از بازسازی مجتمع بعلت فرسوده بودن دستگاه اسیدسازی قدیم ، دو دستگاه اسیدسازی هر کدام با ظرفیت تولید  ۲۴۰۰۰ تن اسید ۳۳% نصب و مورد بهره برداری قرار گرفت . کلیه کارهای مهندسی طرح ، اجراء و راه اندازی پروژه فوق توسط کارکنان مجتمع انجام شده است .

فهرست مطالب

عناوین                                                                              صفحه

واحدهای پتروشیمی آبادان

واحد ۱۰۰                                                                                   ۳

واحد۲۰۰                                                                                    ۴

واحد۳۰۰                                                                                    ۱۱

واحد۴۰۰                                                                                    ۱۶

واحد۵۰۰                                                                                    ۲۱

واحد۶۰۰                                                                                    ۲۵

واحد۷۰۰                                                                                    ۳۰

واحد۸۰۰                                                                                    ۳۵

واحد۹۰۰                                                                                    ۳۸

واحد ۱۰۰۰                                                                                 ۴۰

مشخصات محصولات مجتمع                                                            ۵۱

برخی از آزمایشهای مربوط به پساب

تست سختی کل                                                                              ۵۸

اندازه گیری آب به روش کارل فیشر                                                    ۵۹

دستگاه ارسات                                                                               ۶۲

تعیین کدورت                                                                               ۶۵

تعیین گریس و روغن                                                                      ۶۶

فنول                                                                                          ۷۰

اندازه گیری cl2                                                                                       ۷۴

تعیین coD                                                                                 ۷۵

نوشته گزارش کارآموزی پتروشیمی آبادان ۷۵ ص اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

بررسی واحد تبدیل کاتالیستی و واحد تقطیر پالایشگاه شیراز ۱۵۶ ص

Word2007777

 

پیشگفتار

با نگرش به این موضوع که بیش از یکصد سال از تأسیس کارخانجات متعدد صنعتی و بیش از ۶۰ سال از استخراج اولین چاه نفتی در ایران و آغاز عملیات بهره‌برداری از آن می گذرد اما متأسفانه کشور ما در مسیر توسعه صنعتی نه تنها پیشرفت چندانی نداشته بلکه از رقبای کم سابقه خود کشورهایی چون کره جنوبی، تایوان، هنگ کنک، سنگاپور و که از داشتن منابع انرژی هم محرومند عقب مانده است. انتظار می رود که با درک واقعیات موجود و برای جبران بحران اقتصادی پیش روی کشور همه دلسوزان کشور با بهره‌گیری از دانش و فن آوری روز، سرعت عمل در اجرا بازنگری و شناخت بهنگام ناکامی ها و همدلی و ایجاد ثبات بین ارکان تأثیر گذار در راه توسعه صنعت کشور بویژه صنایع وابسته به نفت بکوشند. در ضمن لازم می‌دانم در این راستا از راهنماییهای آقایان مهندس هنرپیشه، مهندس طغرایی، مهندس حاج وندا و آقای معمتدی تقدیر و تشکر نمایم.


 

 

 

 

 

فصل اول
مقدمه‌ای درباره پالایشگاه شیراز


مقدمه‌ای درباره پالایشگاه شیراز

پالایشگاه شیراز از سال ۱۳۵۲ فعالیت خود را در زمینه تولید فرآورده های نفتی آغاز نموده است. خوراک این پالایشگاه از چاههای نفتی گچساران بوسیله یک خط لوله ۱۰ اینچی به طول ۲۴۸ کیلومتر و بوسیله ۳ تلمبه خانه و هر تلمبه خانه دارای ۳ توربین از نوع رستون ۱۵۰۰ و با فشا (psia) 1950 تأمین می‌گردد. نفت خام ابتدا به تأسیسات انتهایی خط لوله مستقر در پالایشگاه رسیده و از طریق خطوط به مخازن موجود فرستاده می شود. پالایشگاه شیراز دارای ۳ ایزو بر اساس استاندارهای زیر می باشد:

سیستم مدیریت کیفیت بر اساس استاندارد ISO-9001 در سال ۲۰۰۰

سیستم مدیریت یکپارچه بر حسب استاندارد ISO-14001 در سال ۱۹۹۶

سیستم مدیریت ایمنی و بهداشت حرفه ای بر حسب استاندارد OHSAS-18001 در سال ۱۹۹۱٫

با بسته شدن پالایشگاه آبادان متخصصین پالایشگاه شیراز اقدام به تغییر لازم با توجه به امکانات خود در دستگاهها و روشهای تولید نمودند تا بخشی از محصولات جدیدی را که در قبل توسط آن پالایشگاه عرضه می‌شد تأمین نماید. پس از بازسازی پالایشگاه مذکور تولید آن محصولات نیز کماکان متوقف نگردیده است.

تولید چند نوع حلال و بهبود روش تولید سوخت جت و قیر و کوشش در بالا بودن ظرفیت تولید پالایشگاه و دستگاههای مختلف آن از جمله اقدامات فوق بوده است.

در این زمینه نصب ۲ عدد دیگ بخار جدید نصب دستگاه تصویه آب صنعتی، طراحی و خریداری اجناس و نصب واحد جدید قیر دمیده توسط پالایشگاه و همچنین آغاز عملیات نصب چند مخزن جدید از جمله پروژه های توسعه این پالایشگاه می باشد.

حضور گروههای جهاد خود کفایی و بروز استعدادهای کارشناسان ایرانی در پالایشگاه شیراز درخشش و کارایی پرثمری داشته است. در اثر هماهنگی گروههای عملیاتی و مهندسی و تعمیراتی و سیستم تدارکاتی و با بهره گیری از امکانات آزمایشگاهی و نیز گروههای ایمنی و آتش نشانی و بهداری در پیش گیری و مقابله با سوانح و همچنین هدایت و رهبری مدیران صنعت و نفت و حمایت اولیاء امور سطح تولید پالایشگاه تا ۷۶۳۰ مترمکعب در روز یعنی ۲۰درصد بالاتر از ظرفیت طراحی شده ارتقاء پیدا کرده است.

                فهرست مطالب

عنوان                                                                         صفحه

پیشگفتار ………………………………………………………………………………… ۱

فصل اول : مقدمه‌ای درباره پالایشگاه شیراز ……………………………… ۲

فصل دوم : ارزیابی بخشهای مرتبط با رشته علمی کارآموزی ……. ۵

           – نگاهی گذرا به پالایشگاه شیراز ………………………………………………………….. ۶

           – دستگاه تقطیر نفت خام ………………………………………………………………………… ۶

           – فراورده‌های دستگاه تقطیر در جو و خلاء ………………………………………… ۱۰

           – دستگاه گوگردزدایی نفتا و تبدیل کاتالیستی ……………………………………. ۱۳

           – دستگاه بازیابی گاز مایع و تصفیه آن با مراکس …………………………….. ۱۴

           – دستگاه قیر دمیده ………………………………………………………………………………… ۱۵

           – دستگاه کاهش گرانروی ……………………………………………………………………… ۱۵

           – دستگاه گوگردزدایی نفت سفید ………………………………………………………….. ۱۶

           – دستگاه تصفیه نفت سفید با مراکس ………………………………………………….. ۱۶

           – دستگاه تصفیه نفتای سبک با مراکس ……………………………………………….. ۱۷

           – دستگاه تصفیه گاز با آمین ………………………………………………………………… ۱۷

           – دستگاه تهیه هیدروژن ……………………………………………………………………….. ۱۷

           – دستگاه آیزو ماکس …………………………………………………………………………….. ۱۸

           – دستگاه بازیافت گوگرد ………………………………………………………………………. ۱۹

           – مجتمع نیروگاهی پالایشگاهی پالایشگاه شیراز ……………………………….. ۱۹

           – بارگیری مواد نفتی ……………………………………………………………………………… ۲۱

فصل سوم : آزمون آموخته‌ها از واحد تقطیر نفت خام …………………….. ۲۴

           – مقدمه ……………………………………………………………………………………………………. ۲۵

           – اصول تقطیر نفت …………………………………………………………………………………. ۲۷

           – تقطیر تبخیر ناگهانی …………………………………………………………………………… ۲۸

           – تقطیر با مایع پس‌ریز ………………………………………………………………………….. ۲۸

           – انواع پس‌ریز ………………………………………………………………………………………… ۳۰

           – نسبت مایع پس‌ریز ……………………………………………………………………………… ۳۲

           – انواع روشهای تقطیر مواد نفتی ………………………………………………………….. ۳۲

           – تقطیر محموله‌ای یا نوبتی …………………………………………………………………… ۳۳

           – تقطیر مداوم …………………………………………………………………………………………. ۳۴

           – اصول تقطیر ………………………………………………………………………………………… ۳۵

           – محلول مایعات ایده‌آل …………………………………………………………………………. ۳۶

           – محلول مایعات غیرایده‌آل …………………………………………………………………… ۳۷

           – دستگاه‌ها و وسائل تقطیر نفت خام …………………………………………………… ۳۹

           – انواع وسایل تماس بخار و مایع ………………………………………………………… ۳۹

           – سینی با کلاهک ……………………………………………………………………………………. ۴۰

           – سینی دریچه‌ای ……………………………………………………………………………………. ۴۳

           – برجهای انباشته ………………………………………………………………………………….. ۴۴

           – اشکالات مکانیکی که باعث مختل شدن عمل تقطیر

            و تفکیک می‌شوند ………………………………………………………………………………….. ۴۶

           – برجهای تقطیر، تفکیک و جذب …………………………………………………………… ۴۸

           – بدنه سینی‌ها ………………………………………………………………………………………… ۵۱

           – فاصله سینی‌ها …………………………………………………………………………………….. ۵۲

           – سرپوشها یا کلاهک ها ……………………………………………………………………….. ۵۲

           – طراحی اصلی ……………………………………………………………………………………….. ۵۳

           – تشریح سیال ……………………………………………………………………………………….. ۵۵

           – واحد اتمسفریک نفت خام …………………………………………………………………… ۵۶

           – Belending – Naphta ……………………………………………………………………….. 60

           – Kerosene (نفت سفید) ……………………………………………………………………….. ۶۱

           – Gas oil (نفت گاز) ………………………………………………………………………………. ۶۱

           – ته مانده نفت خام ………………………………………………………………………………… ۶۳

           – Debutanizer ………………………………………………………………………………………. 63

           – برج جداکننده ……………………………………………………………………………………….. ۶۴

           – واحد خلاء …………………………………………………………………………………………….. ۶۵

           – نفت گاز سبک خلاء …………………………………………………………………………….. ۶۷

           – ته‌مانده برج خلاء …………………………………………………………………………………. ۶۹

           – کوره …………………………………………………………………………………………………….. ۷۰

 

فصل چهارم :

           – نفت خام و مشخصات و ترکیبات آن ……………………………………………….. ۸۱

           – Carprock ……………………………………………………………………………………………. 81

           – توزیع سیال در سنگ مخزن ……………………………………………………………… ۸۱

           – سیالات …………………………………………………………………………………………………. ۸۲

           – تجزیه نهایی نفت خام …………………………………………………………………………. ۸۲

           – مشخصات نفت خام گچساران – خوراک پالایشگاه

           شیراز ………………………………………………………………………………………………………. ۸۳

           – هیدروکربن‌های موجود در نفت خام ………………………………………………… ۸۳

           – الکن‌ها …………………………………………………………………………………………………… ۸۳

           – آرنها یا آروماتیک‌ها ………………………………………………………………………….. ۸۴

           – ترکیبات گوگرد در نفت خام ………………………………………………………………. ۸۴

           – ترکیبات ازت ……………………………………………………………………………………….. ۸۵

           – ترکیبات اکسیژن …………………………………………………………………………………. ۸۵

         – ترکیبات فلزی ……………………………………………………………………………………… ۸۵

           – نفت خام و توسعه پالایشگاه‌ها …………………………………………………………… ۶

           – کاتالیست ……………………………………………………………………………………………… ۸۷

           – کراکینگ ……………………………………………………………………………………………….. ۸۷

           – کراکینگ کاتالیستی …………………………………………………………………………….. ۸۹

           – عملیات هیدروکراکینگ ……………………………………………………………………….. ۹۰

           ‌‌‌‌- Catalit Reforming unit (CRU) ………………………………………… 91

           – هیدروژن‌گیری (ساختن الفین‌ها) ………………………………………………………. ۹۴

فصل پنجم :

           – Unifining  ………………………………………………………………………………………. ۹۶

           – مسیر خوراک ………………………………………………………………………………………. ۹۷

           – Unicor …………………………………………………………………………………………….. 101

           – Plat forming ……………………………………………………………………………….. 102

           – مسیر خوراک ……………………………………………………………………………………… ۱۰۲

           – Debutanaizer ……………………………………………………………………………… 105

           – کمپرسور ……………………………………………………………………………………………. ۱۰۶

           – واکنشهای Uniformer ………………………………………………………………….. 107

فصل ششم :

           – تبدیل کاتالیستی …………………………………………………………………………………. ۱۱۲

           – اکتان یا درجه آرام‌سوزی ………………………………………………………………… ۱۱۲

           – چگونگی کارکرد فعل و انفعالات انجام شده در CRU …………………. 113

           – ایزومر شدن ……………………………………………………………………………………….. ۱۱۴

           – هیدروژن‌گیری در حین حلقوی شدن ………………………………………………. ۱۱۴

           – هیدروکراکینگ ……………………………………………………………………………………. ۱۱۵

           – سرعت فعل و انفعال ………………………………………………………………………….. ۱۱۵

           – خوراک ………………………………………………………………………………………………… ۱۱۷

فصل هفتم :

           – رأکتورها …………………………………………………………………………………………….. ۱۱۹

           – طراحی رأکتورها ……………………………………………………………………………….. ۱۲۰

           – رأکتورهای با جریان شعاعی …………………………………………………………… ۱۲۲

           – رأکتورهای با جریان بالا و پایین …………………………………………………….. ۱۲۲

           – تهیه کاتالیست ……………………………………………………………………………………. ۱۲۳

           – ترکیبات کاتالیست …………………………………………………………………………….. ۱۲۴

           – آلومینا ………………………………………………………………………………………………… ۱۲۶

           – کاتالیست‌هایی که در صنعت مصرف می شوند …………………………….. ۱۲۶

           – نشانه فلزی روی پایه کاتالیست ………………………………………………………. ۱۲۷

           – اندازه کاتالیست …………………………………………………………………………………. ۱۲۸

           – سموم کاتالیست ………………………………………………………………………………… ۱۲۸

فصل هشتم :

           – درجه حرارت فعل و انفعال ……………………………………………………………….. ۱۳۳

           – فشار ……………………………………………………………………………………………………. ۱۳۴

           – استحصال بوتان و هیدروکربورهای سبکتر از آن ………………………… ۱۳۶

           – کنترل مقدار کلر و آب ……………………………………………………………………….. ۱۳۶

           – کنترل کلر ……………………………………………………………………………………………. ۱۳۸

           – کنترل آب ……………………………………………………………………………………………. ۱۳۹

           – رفع عیب ……………………………………………………………………………………………… ۱۴۰

           – تقلیل بازدهی ………………………………………………………………………………………. ۱۴۱

           – مسمومیت کاتالیست ………………………………………………………………………….. ۱۴۲

           – رنگ محصول …………………………………………………………………………………….. ۱۴۲

           – گرفتگی و خورندگی …………………………………………………………………………… ۱۴۳

فصل نهم :

           – احیاء جوان‌سازی ………………………………………………………………………………. ۱۴۷

           – سوزاندن کک ……………………………………………………………………………………… ۱۴۷

           – مرحله دوم کک سازی ………………………………………………………………………. ۱۴۸

           – جوان‌سازی ………………………………………………………………………………………… ۱۴۹

           – احیاء ……………………………………………………………………………………………………. ۱۴۹

           – سولفوره کردن و راه‌اندازی ……………………………………………………………… ۱۴۹

           – محاسبه میزان کک سوخته شده کاتالیست …………………………………….. ۱۵۰

           – مرحله حذف گوگرد …………………………………………………………………………… ۱۵۱

           – شستن و تمیز کردن گردشی محلول کاستیک ………………………………… ۱۵۱

           – احیاء در خارج از پالایشگاه ………………………………………………………………. ۱۵۳

           – خارج از کنترل شدن درجه حرارت ………………………………………………….. ۱۵۳

منابع …………………………………………………………………………………………………………………. ۱۵۶

نوشته بررسی واحد تبدیل کاتالیستی و واحد تقطیر پالایشگاه شیراز ۱۵۶ ص اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

گزارش کارآموزی پالایشگاه تبریز ۷۰ ص

Word2007777

مقدمه :

پالایشگاه تبریز در کیلومتر ۱۵ جاده تبریز سردرود واقع شده است طراحی و ساختمان این واحد صنعتی در اسفندماه ۱۳۵۳ طی قراردادی بین شرکت ملی نفت ایران و یک شرکت ایتالیایی به نام شرکت Snamprogetti» به امضا رسید و در بهمن ماه ۱۳۵۶ آغاز به کار کرد .

خوراک نفت خام مورد نیاز پالایشگاه تبریز به وسیله خط لوله از منابع نفت اهواز تامین می شود . طراحی پالایشگاه و مراحل تصفیه براساس یک تکنولوژی پیچیده و خیلی پشرفته پایه گذاری شده و به گونه ای است که می تواند صدرصد نفت خام اهواز و یا مخلوط ۸۰ درصد نفت ۲۰ درصد خام اهواز با نفت خام سرخان را تصفیه و به فرآورده های مورد نیاز منطقه استان آذربایجان شرقی و استانهای مجاور تبدیل نماید ، که به لحاظ نیازهای داخلی کشور اغلب فرآوردهای میان تقطیر نظیر نفت سفید و نفت گاز مورد نظر بوده است . ظرفیت اسمی پالایشگاه ۰۰۰/۶۰۰/۳ تن در سال معادل ۰۰۰/۸۰ بشکه در روز می باشد که با پیاده کردن طرح افزایش ظرفیت در سالهای اخیر ظرفیت آن به ۰۰۰/۱۰۰ بشکه در روز رسید . علاوه بر این در سالعای بعدی از انقلاب پروژه هایی توسط متخصصین مسلمان پالایشگاه مطالعه و با سرمایه گذاریهایی ناچیز به مرحله اجرا درامده است از آن جمله می توان طرح بهبود کیفیت فرآورده ها ، طرح ازدیاد تولید قیر ، پروژه تولید قیر پشت بام ، پروژه تغییر سوخت پالایشگاه ، کاهش ضایعات و را نام برد . در نظر است به یاری حق طبق برنامه ریزی با تغییراتی که در دستگاههای پالایش به عمل خواهد آمد ظرفت پالایشگاه تا مقدار ۰۰۰/۱۲۰ بشکه در روز توسعه داده شود .

علاوه بر واحدهای اصلی و جانبی پالایشگاه ، جهت حفظ محیط زیست وپرهیز از هر گونه آلودگی ، واحدهای تصفیه نظیر واحد تصفیه گاز با آمین ، بازیافت گوگرد ، واحد آب تراش و تصفیه آبهای آلوده در نظر گرفته شده است و مشکل فرآورده های سنگین اضافی تولید شده در دستگاه تقطیر در خلا با استفاده از آن در ساختن اسفالت خیابانی و نیز به عنوان غذای واحد غلظت شکن بر طرف می شود . همچنین ته مانده این واحد می تواند با هوا اکسید شده و اسفالت با نقطه ذوب بالا و نقطه نفوذ پذیری متوسط به وجود آورد که به عنوان محافظ پوشش اجسام اکسید شونده به کار   میرود . ارقام زیر یک ایده کلی نسبت به دامنه کار انجام شده در ساختمان پالایشگاه را به دست  می دهد :

۰۰۰/۳۰۰/۱ متر مکعب خاک جابه جا شده .

۰۰۰/۳۶ تن سیمان و ۲۰۰/۳ تن آهن جهت تقویت بنای پالایشگاه به کار رفته .

۸۰۰/۲ تن رنگ و موادعایق کننده مصرف شده است .

و بالاخره وزن کلی آهن و فولاد به کار برده شده در لوله کشی ساختمان پالایشگاه در حدود ۰۰۰/۵۹ تن برآورد می‏شود.

شمای کلی:

اولین مرحله پالایش نفت خام ، تقطیر در فشار جو می باشد تقطیر که یک عمل فیزیکی است به برشهای اصلی نفت خام را که دارای نقطه جوش متفاوت می باشد از یکدیگر جدا می نماید برای این منظور نفت خام در کوره تا ۳۷۰ درجه سانتی گراد گرم شده ، سپس به برج تقطیر در فشار جو وارد می شود و فرآورده های زیر از این برج به دست می آید :

محصولات بالای برج : گاز ، گاز مایع ، بنزین و نفتا ( به طور مخلوط )

محصولات جانبی برج : نفتای سنگین ، نفت سفید ، نفت گاز

ته مانده برج : که به دستگاه تقطیر در خلا جریان می یابد .

از محصولات فوق فقط نفت سفید چون مطابق مشخصات مورد نیاز می باشد مستقیماً به بازار فرستاده می شود . محصولات بالای برج ، در برج های دیگر ، ، از یکدیگر تفکیک می گردد که نفتای آن به منظور اصلاح درجه آرام سوزی به مراجل بعدی فرستاده می شود محصول بنزین حاصل از این مرحله با بنزین دستگاه تقطیر مخلوط شده و به بازار عرضه می گردد .

در مورد نفت گاز در پالایشگاه تبریز امکانات تصفیه این محصول به منظور کاهش مواد گوگردی در آن  وجود  دارد . نفتای سنگین حاصل از برج تقطیر به محصول نفت گاز افزوده می شود . ظرفیت طراحی شده دستگاه تقطیر نفت خام ۸۰۰۰۰ بشکه در روز ( ۱۲۷۱۹ ) متر مکعب در روز ) می باشد .

نوشته گزارش کارآموزی پالایشگاه تبریز ۷۰ ص اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

گزارش کارآموزی پالایشگاه گاز و گاز مایع ان جی ال ۱۳۰۰ گچساران (ngl1300)

Word2007777

تاریخچه :

خلاصه فرایند مجتمع پالایشگاه ۱۳۰۰

اهداف طرح :

خوراک مجتمع پتروشیمی بندر امام از پالایشگاههای گاز و گاز مایع تأمین می‌شود . مایعات گازی به عنوان خوراک اصلی فرآیند پتروشیمی و گاز خشک خروجی NGL-1300 به ایستگاه تقویت فشار قوی (HPCS) جهت تزریق به مخازن نفتی و یا مصارف سوخت مورد استفاده قرار می‌گیرد .

کمبود مایعات گازی تولیدی جهت تأمین خوراک پتروشیمی بندر امام در شرایط کنونی ، احداث پالایشگاههای گاز و گاز مایع جدید را ایجاب می‌نمود . براساس برنامه ریزی انجام شده ، می‌بایست خوراک مجتمع پتروشیمی بندر امام به میزان ۱۳۲۰۰۰ بشکه در روز کاری تأمین شود .

بررسی های به عمل آمده نشان می‌داد که با توجه به پیش بینی تولید نفت و گاز و میزان گازهای هماراه ، با استفاده از امکانات موجود میزان مایعات گازی شیرین استحصالی به طور متوسط حدود ۷۰۰۰۰ بشکه در روز بود و در صورتی که اجرای پروژه های جدید مد نظر قرار نمی‌گرفت حداکثر میزان تولید مایعات گازی در سال های آتی به همین میزان ثابت و حتی کاهش می‌یافت .

بنابراین با توجه به کمبود مایعات گاز و در مقابل حجم عظیم سرمایه گذاری در مجتمع پتروشیمی بندر امام ، لازم بود که طرح های جدید به منظور افزایش تولید مایعات گازی به اجزاء درآید . از جمله طرح هائی که در این راستا مد نظر قرار گرفت . احداث پالایشگاه گاز و گاز مایع ۱۳۰۰ به منظور فرآورش گازهای همراه نفت مناطق گچساران و بی بی حکیمه بود .

برآورد هزینه کل سرمایه گذاری پالایشگاه مزبور ۲۰۴ میلیون دلار بوده و زمان بازگشت سرمایه گذاری حدود ۲۳ ماه پیش بینی گردیده است .

پروژه احداث پالایشگاه گاز و گاز مایع و ۱۳۰۰ به استناد تبصره ۲۱ قانون پنج ساله دوم توسعه اقتصادی ، اجتماعی و فرهنگی جمهوری اسلامی ایران ، براساس فلسفه کلید گردان (Turn key) در اسفند ماه ۱۳۷۴ به مناقصه بین المللی گذاشته شد .

به موجب مصوبه شماره ۱۱۴۷ مورخ ۱/۲/۷۲ شرکت ملی صنایع پتروشیمی را به عنوان نماینده تام الاختیار شرکت ملی نفت ایران و مسئولین اجرایی این پروژه اعلام نمود .

قرارداد اجرای پروژه ها در بهمن ماه ۷۷ بین شرکت ملی صنایع پتروشیمی و شرکت مهندسی و ساختمان صنایع نفت امضاء و مبادله شد .

تقویم اجرای پروژه مجتمع پالایشگاه NGL-1300 :

۱٫ تاریخ عقد قرارداد :                                     ۲۲/۱۱/۷۷

۲٫ مدت اجرای پروژه (مندرج در قرارداد ) :        ۳۳ ماه

۳٫ مدت اجرای پروژه (توافق شده) :                  ۳۰ ماه

۴٫ تاریخ شروع واقعی پروژه :                          ۰۱/۰۶/۷۸

۵٫ تاریخ اتمام پروژه (مندرج در قرارداد) :          ۰۲/۱۱/۸۰

۶٫ تاریخ راه اندازی آزمایشی پوژه NGL-1300     ۱۶/۰۱/۸۲

v به منظور انجام سرعتر کار با توجه به توافق حاصل شده ، پیمانکار زمانبندی اجرای کار را ۳۰ ماهه اعلام نمود در صورتیکه تاریخ واقعی اتمام پروژه ۱۳ ماه بعد از تاریخ مندرج در قرارداد می‌باشد .

محدوده کار قرارداد :

محدوده کار قرارداد احداث پالایشگاه گاز و گاز مایع ۱۳۰۰ شامل مواد زیر می‌باشد :

۱٫ انجام و ارائه خدمات طراحی و مهندسی پایه

۲٫ انجام و ارائه خدمات طراحی و مهندسی تفضیلی

۳٫ تهیه و تدارک تجهیزات ، مواد و خدمات مورد نیاز

۴٫ تحویل تجهیزات و مواد در محل احداث

۵٫ اجرای عملیات ساختمان ، نصب تجهیزات ، پیش راه اندازی و راه اندازی

محل اجرای پروژه های ۱۳۰۰ :

v پالایشگاه گاز و گاز مایع ۱۳۰۰ ، در منطقه بی بی حکیمه در ۶۰ کیلومتری جنوب غربی شهرستان گچساران و در سمت شرقی جاده آسفالته گچساران – بندر دیلم واقع شده است مساحت کارخانه حدود ۴۳۹۰۰ مترمربع و ارتفاع آن از سطح دریا ۸۲ متر می‌باشد .

پروژه مجتمع گاز و گاز مایع ۱۳۰۰ بی بی حکیمه :

گازهای همراه نفت بی بی حکیمه – رگ سفید در شرایط کنونی پس از فشار افزایی در ایستگاه فشار قوی سیاهمکان به مخزن نفتی بی بی حکیمه تزریق می‌شود . با احداث کارخانه NGL-1300 د جوار ایستگاه فشار قوی سیاهمکان گازهای ترش غنی به میزان ۱۸۰ میلیون فوت مکعب استاندارد در روز و مایعات ترش جدا شده از گاز در لخته گیرهای سیاهمکان به میزان ۴۲۰۰ بشکه در روز وارد این مجتمع شده و مشابه کارخانه NGL-1200 پس از طی مراحل فرآیندی ، مایعات گازی به ظرفیت ۲۳۰۰۰ بشکه در روز ، طبق مشخصات مورد نیاز مجتمع بندر امام تولید می‌شود . مایعات گازی تولیدی توسط خطوط لوله “۸ به خط لوله ارتباطی خوراک مجتمع پتروشیمی بندر امام منتقل گردیده و گاز سبک تولیدی به میزان ۱۴۵ فوت مکعب استاندارد به عنوان خوراک ایستگاه فشار قوی سیاهمکان جهت فشار افزایی و سپس تزریق در مخزن بی بی حکیمه به این کارخانه ارسال می‌گردد .

فهرست مطالب

عناوین…………………………………………………………………………………… صفحه

فصل اول : عملیات گاز مایع

مقدمه…………………………………………………………………………………….. ۱

واحد شیرین سازی گاز………………………………………………………………….. ۲

واحد بازیافت مایعات گازی……………………………………………………………… ۹

برج متان زدا…………………………………………………………………………….. ۱۳

کمپرسورهای تقویت فشار گاز برج متان زدا…………………………………………… ۱۷

سیستم تبرید………………………………………………………………………………. ۱۸

کمپرسورهای تقویت فشار گازهای اسیدی………………………………………………. ۲۴

مخزن جمع آوری آب ترش و گاز سوخت………………………………………………. ۲۸

مجموعه اکسیژن زدای آب مصرفی…………………………………………………….. ۳۰

سیستم هوای ابزار دقیق پالایشگاه……………………………………………………….. ۳۲

مجموعه تولید و ذخیره آب غیر معدنی…………………………………………………. ۳۳

مخازن ذخیره اسید سولفوریک و محلول بازی و مجموعه جدا کننده……………………. ۳۴

مخزن ذخیره آب آتش نشانی…………………………………………………………….. ۳۵

گودال خنثی سازی ضایعات شیمیایی …………………………………………………… ۳۶

سیستم تزریق محلول ضد کف آمین و فیلتراسیون آمین………………………………… ۳۷

مجموعه منطقه مشعل…………………………………………………………………… ۳۸

مخازن ذخیره روغن روغن کاری………………………………………………………. ۳۹

مخزن ذخیره گازوئیل……………………………………………………………………. ۴۰

مخازن ذخیره آمین………………………………………………………………………. ۴۱

مخزن ذخیره متانول و مجموعه تزریق مواد شیمیایی………………………………….. ۴۲

عناوین…………………………………………………………………………………… صفحه

گودال سوخت و مخزن ذخیره متانول…………………………………………………… ۴۳

فصل دوم : شرح آزمایشگاهی

دستورالعمل های ایمنی آزمایشگاهی……………………………………………………. ۴۴

رقیق کردن و شرایط حفاظتی کار با اسیدها…………………………………………….. ۴۵

دقت در اعمال آزمایشگاهی و شناسایی مواد شیمیایی…………………………………… ۴۶

شناسایی اسیدها و بازها …………………………………………………………………. ۴۸

طرز تهیه پاره ای از محلول های آزمایشگاهی…………………………………………. ۵۲

نمونه گیری نفت خام و سایر محصولات نفتی………………………………………….. ۵۵

نمونه گیری از خطوط لوله و جداکننده های گاز از نفت……………………………….. ۵۹

نمونه گیری مواد نفتی با بمب…………………………………………………………… ۶۰

نمونه گیری گاز با بمب…………………………………………………………………. ۶۱

نمونه گیری نفت به روش جابجایی……………………………………………………… ۶۲

تئوری های تشکیل نفت………………………………………………………………….. ۶۳

نفت و اهمیت آن ………………………………………………………………………… ۶۴

ترکیبات نفت خام………………………………………………………………………… ۶۵

صنایع وابسته به نفت……………………………………………………………………. ۶۶

خواص فیزیکی نفت خام…………………………………………………………………. ۶۶

اندازه گیری چگالی مایعات با استفاده از چگال سنج……………………………………. ۶۹

فشار بخار ……………………………………………………………………………….. ۷۲

اندازه گیری هیدروژن سولفوره موجود در نفت خام…………………………………….. ۷۴

اندازه گیری مقدار آب در نفت خام و نسایر مواد نفتی به روش تقطیر…………………. ۷۸

روش های اندازه گیری نمک با محلول های شیمیایی IP……………………………….. 80

عناوین…………………………………………………………………………………… صفحه

روش های اندازه گیری نمک با دستگاه نور سنج………………………………………… ۸۰

اساس کار دستگاه سنجش نمک نفت از نظر فیزیکی ……………………………………. ۸۵

تهیه محلول استاندارد نفت………………………………………………………………. ۸۹

تعیین نقطه اشتعال بوسیله دستگاه بسته پنسکی ماراتنز…………………………………. ۹۰

اندازه گیری گرانروی…………………………………………………………………… ۹۳

اندازه گیری مواد معلق …………………………………………………………………. ۹۵

اندازه گیری مقدار ماسه نفت……………………………………………………………. ۹۷

اسیدیته نفت………………………………………………………………………………. ۹۸

تست سولفات…………………………………………………………………………….. ۱۰۱

تست کلر…………………………………………………………………………………. ۱۰۲

تست بی کربنات ………………………………………………………………………… ۱۰۲

انواع تقطیر………………………………………………………………………………. ۱۰۲

اندازه گیری آهن به روش تیتراسیون……………………………………………………. ۱۰۷

اندازه گیری کلسیم در آب نمک …………………………………………………………. ۱۰۹

اندازه گیری سختی کل در آب…………………………………………………………… ۱۱۱

اندازه گیری PHدر نمونه های جامد……………………………………………………. ۱۱۲

ادنازه گیری PH در نمونه های آلی…………………………………………………….. ۱۱۴

اندازه گیری اکسیژن محلول…………………………………………………………….. ۱۱۶

فصل سوم : آزمون و آموخته های تحقیق

نتیجه گیری………………………………………………………………………………. ۱۱۷

پیشنهادات………………………………………………………………………………… ۱۱۸

نوشته گزارش کارآموزی پالایشگاه گاز و گاز مایع ان جی ال ۱۳۰۰ گچساران (ngl1300) اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

گزارش کارآموزی ان جی ال ۱۲۰۰ (گچساران) (ngl 1200)

 Word2007777

مقدمه :

 

مجتمع پالایشگاهی گاز و گاز مایع ۱۲۰۰در ۱۰ کیلومتری جنوب غربی گچساران به منظور فراورش روزانه MMSCF 300 گازهای همراه ایستگاههای تقویت فشار ضعیف گچساران (ایستگاههای ۱،۲،۳،۴) و تولید روزانه ۲۸۰۰۰ بشکه مایعات گازی تاسیس گردیده است.

این مجتمع از سه واحد مرتبط به هم تشکیل شده است :

۱-واحد شیرین سازی گاز و بازیافت مایعات گازی که شامل دو ردیف مشابه می باشند.

۲-واحد جذب مرکپتانها(POLISHING UNIT) که وظیفه جداسازی ترکیبات گوگردی غیر قابل جذب توسط آمین را بر عهده دارد .

۳-واحد UTILITY شامل سیستم تصفیه آب غیر معدنی جهت تولید بخار آب و جوشانده های مربوط به آن (STEAM BOILERS) ، آب مصرفی کارخانه ، آب آتش نشانی ، گاز سوخت و مجموعه تزریق و احیاء گلایکول می باشد.

گازهای فشار ضعیف ایستگاههای تقویت فشار گچساران (۱،۲،۳،۴) ابتدا وارد مخازن لخته گیری که در ورودی مجتمع قرار دارند، می شوند. پس از جداسازی مایعات همراه ان ، گاز از طریق خط لوله ²۲۴ با فشار ۳۵ بار دمای ۴۴ درجه سانتی گراد ، وارد پالایشگاه می شود. پس از ورود گاز به مجتمع، توسط دو انشعاب ²۱۶ بین ردیفهای (۱و۲) واحد شیرین سازی گاز تقسیم می گردد.

گاز ورودی به واحد شیرین سازی پس از طی دومرحله جداسازی مایعات همراه و عبور از صافی، وارد برج تماس آمین /گاز می گردد و قسمت عمده ترکیبات CO2, وH2S همراه گاز جذب می گردد. سپس گاز شیرین به واحد بازیافت مایعات گازی ارسال و طی چهار مرحله انجام عملیات تبادل حرارت در مبدلهای لوله پوسته ای با گاز سرد خروجی قسمت بازیافت مایعات گازی وهمچنین در چیلراولیه و چیلر ، توسط پروپان تا حدود ،۲۹ درجه سانتی گراد کاهش دما یافته و مایعات گازی از گاز جدا می گردد.

بخارات آب همراه در هر مرحله تبادل حرارت توسط گلایکول تزریقی به قسمت ورودی مبدل جدا کننده مایع-گاز (V-12302-1-GAS-LIQ.SEPRATOR) می شود . گلایکول غنی از اب از پاشنه (BOOT) این مخزن خارج و به قسمت احیاء گلایکول ارسال می گردد.

مایعات گازی تولید شده جهت تثبیت به برج متان زدا هدایت گردیده و پس از انجام فرآیندتثبیت به واحد جذب مرکپتانها (POLISHING UNIT) هدایت می گردد.

ترکیبات گوگردی نظیر مرکپتانها در POLISHING UNIT توسط جاذبهای جامد مانند سیلیکال و مولکولارسیو از مایعات گازی جدا گردیده و مایعات با درصد قابل قبول ناخالصی توسط پمپ از طریق خط لوله ۸اینچی به سمت ماهشهر هدایت می گردد.

برجهای جاذب ترکیبات گوگردی واحد جذب مرکپتانها POLISHING UNIT توسط گاز شیرین با دمای ۲۴۰ درجه سانتی گراد احیاء گردیده و گاز احیاء پس از خروج از برجها به عنوان گاز فشار ضعیف به همراه گاز خروجی از قسمت بالای برج به سمت کمپرسورهای گازی برج متان زدا (C-12302A\B DEMETHANIZER OVHD GASCOMPRESSORS) فرستاده شده و پس از فشار افزائی با گاز شیرین وگاز خروجی از کمپرسورهای گازی اسیدی مجتمع ، مخلوط و با فشار تقریبی ۳۳ بار به سمت ایستگاه فشار قوی گچساران ارسال می گردد.

آمین غنی از گازهای اسیدی پس از تماس در برج آمین /گاز ، جهت احیاء به واحد بازیافت آمین ارسال گردیده و در برج احیاء آمین با از دست دادن ترکیبات گازی CO2,H2S همراه ، به مدار گردش امین بازگردانده می شود .

ترکیبات گازی جدا شده در برج احیاء آمین نیز به عنوان گازهای اسیدی به سمت کمپرسورهای تقویت فشار گازهای اسیدی (C-12501/2/3/A/B ACID GAS COMPRESSORS)  فرستاده شده و پس از فشار افزائی با گاز خروجی پالایشگاه مخلوط گردیده و به سمت ایستگاه فشار قوی گچساران ارسال میگردد.

واحد UTILITY در این مجتمع شامل قسمتهای زیر می باشد:

۱-سیستمهای تولید بخار آب و جوشانده های مربوطه (STEAM BOILERS) جهت استفاده در مبدلهای حرارتی و باز جوشاننده ها (REBOILERS) .

۲-سیستم تولید آب غیر معدنی جهت تولید بخار اب و MAKE UP WATER و مصارفی از قبیل شستشوی صافیهای امین (AMIN FILTERS)

۳- سیستم تزریق واحیاء گلایکول جذب بخارات آب همراه گاز

۴-سیستم تزریق متانول جهت جلوگیری از بروز یخ زدگی در قسمتهایی که احتمال یخ زدگی وجود دارد.

۵-سیستم آب آتش نشانی و آب مصرفی پالایشگاه

۶-مخازن ذخیره مواد شیمیایی موردنیاز در مجتمع و ادوات جانبی آنها.

 

واحد بازیافت مایعات گازی(NGL RECOVERY UNIT)

گاز شیرین خروجی از دریفهای ۱و۲ واحد شیرین سازی با فشار ۷/۳۲ بار ودمای ۶۲ درجه سانتی گراد از طریق یک خط لوله ۱۶ اینچ وارد ردیفهای ۱و۲ قسمت بازیافت مایعات گازی می گردد. گاز ورودی به هر کدام از ردیفهای از طریق خط لوله ۱۴ اینچ ابتدا وارد تیوبهای مبدل پوسته ای لوله ای (HOT GAS/GAS EXCH) 1-1230-E گردیده و با گاز خروجی از مخزن جدا کننده (V-12302-1 GAS/LIQ. SEPERATOR) تبادل حرارت نموده و دمای ان تا حدود ۳۲ درجه سانتی گراد کاهش می یابد جهت آب زدایی از گاز و جلوگیری از یخ زدگی در ورودی این مبدل امکانات تزریق گلایکول و متانول ها مهیا می باشد. همچنین به منظور اکسیژن زدایی در هنگام کارهای تعمیراتی امکانات تزیریق نیتروژن از طریق خط لوله ۲ اینچ در قسمت ورودی مبدل  مذکور پیش بینی شده است. نشان دهنده اختلاف فشار       ۰۱-۳۰۱-PDI به منظور آگاهی اختلاف فشار دو سر مبدل در محل نصب گردیده است. امکانات تزریق بخار آب از طریق خط لوله ۲ در مواقع انجام کارهای تعمیراتی روی این مبدل حرارتی مهیا می باشد. (نقشه شماره ۰۰۱-۱۲۳۰۱) .

برای جدا نمودن بخارات آب و هیدورکربنهای سنگین همراه گاز که پس از تبادل حرارت در این مبدل مایع گردیده اند، گاز از طریق خط لوله ۱۴ اینچ وارد مخزن جدا کننده آب (V-12301-1-WATER SEPERATOR)  می گردد مایعات جدا شده در ابن مخزن از طریق خط لوله ۲  و شیر کنترل سطح مایع (LV-301-01) به قسمت تخلیه هیدروکربن ها (HCB DARIN) فرستاده می شوند. همچنین انشعاب لوله ۲ اینچ جهت ارسال مایعات این مخزن به سیستم احیاء گلایکول در صورت تزریق گلیکول به مبدل حرارتی (E-12301-1-HOT-GAS.GAS. EXCHENGER) در نظر گرفته شده است. انشعاب ۲ اینچ که از هدر بخار اب منشعب شده و به مخزن مذکور متصل شده است جهت بخار زنی مخزن در مواقع کارهای تعمیراتی مورد استفاده قرار می گیرد.

فشار بیش از حد در اتاق فرمان ظاهر می شود . همچنین خط لوله ۲ اینچ بخار آب جهت بخار زنی در مواقع کارهای تعیمرات اساسی به قسمت پوسته و لوله این مبدل متصل گردیده است . سطح پروپان مایع در پوسته این مبدل (E-12301-1-PRCHILLER) از طریق شیر کنترل سطح ۴  اینچ (LV-301-05) که روی مسیر پروپان ورودی  پروپان به چیلر اولیه نصب گردیده است کنترل می گردد. (نقشه ۰۰۴-۱۲۳۰۱) .

گاز خروجی از چیلر اولیه با دمای ۵/۰ درجه سانتی گراد از طریق خط لوله ۱۴ اینچ پس از تزریق گلایکول وارد چیلر (E-12301-CHILLER)  می گردد.

گاز و مایعات گازی همراه ، در چیلر با پروپان ورودی از مخزن مکش مرحله دوم کمپرسورهای پروپان (V-12304-2 STAGESUCTION DRUM)  تبادل حرارت نموده و دمای آن تا ۲۹درجه سانتی گراد کاهش می یابد. سطح پروپان مایع در پوسته چیلر نصب گردیده است کنترل (L V-301-06) که در مسیر پروپان ورودی به پوسته چیلر نصب گردیده است کنترل می شود . همچنین اختلاف فشار ۰۹-۳۰۱-PDI    جهت نمایش و ظاهر شدن اخطار مربوطه به اختلاف فشار دو سرگاز ورودی و خروجی از چیلر در اتاق فرمان، در محل نصب شده است.

امکانات تزریق متانول در مواقع لازم از طریق خط لوله ۱ اینچ به ورودی مسیر گاز پروپان تدارک دیده شده است. همچنین جهت اب زدایی از گاز ، گلایکون از طریق خط لوله ۲ توسط افشانکهائی به ورودی تیوبهای این چیلر تزریق می گردد.

شیرهای ایمنی A/B 04-301-PSV با نقطه تنظیم فشار ۵/۲۵ بار روسی مسیر پروپان خروجی از پوسته چیلر نصب گردیده است.

به منظور کنترل فشار در پوسته چیلر، شیر کنترل کننده فشار ۱۶ (۰۶-۳۰۱-PV) روی مسیر پروپان خروجی چیلر نصب شده است.

در مواقع انجام کارهای تعمیراتی اساسی بخار اب از ظریق خط لوله ۲ اینچ که به قسمت ورودی تیوپها و پوسته چیلر متصل می باشد، جهت بخار زنی استفاده می گردد.(نقشه ۰۰۵-۱۲۳۰۱) گاز و مایعات خروجی از چیلر با دمای ۲۹ درجه سانتی گراد و فشار ۶/۳۱ بار از طریق خط لوله ۱۴ اینچ وارد جدا کننده های سه فازی (V-12302-1-NGL/GLAYCOL/GAS SEP) می گردد.

در جدا کننده سه فازی گلایکول ، مایعات گازی و گاز از یکدیگر جدا گردیده و محلول گلایکول غنی با استفاده از شیر کنترل سطح(۲/۱) ۱ اینچ (LV-301-11) با فشار ۶/۳۲ بار و دمای ۲۹ درجه سانتی گراد به واحد بازیافت گلایکول ارسال می گردد. (نقشه شماره ۰۰۳-۱۲۱۰۰)

گاز خروجی از مخزن جداکننده با دمای ۲۹ درجه سانتی گراد و فشار ۶/۳۲ بار از طریق لوله ۱۲ اینچ وارد مبدلهای حرارتی پوسته ای /لوله ای ورودی بخش باز یافت مایعات گازی می شود و پس از تبادل حرارت طی دومرحله ، با دمای ۹/۴۸ درجه سانتی گراد و فشار ۳/۳۰ بار از هر ردیف تحت عنوان گاز شیرین و خشک خارج و با گاز متراکم شده خروجی کمپرسورهای برج متان زدا در یک خط لوله ۱۸ اینچ مخلوط و پس از عبور از خط لوله ۱۸ اینچ و شیر کنترل فشار( (PV-100-010 و افزایش قطر لوله به ۲۴ اینچ ، همراه گازهای خروجی کمپرسورهای اسیدی به ایستگاه فشار قوی گچساران ارسال می گردد.

ضمنا روی مسیر لوله ۱۸ اینچ گاز خروجی جریان سنج (FE-100-04) جهت اندازه گیری میزان جریان گاز طراحی و نصب گردیدع است.

مایعات گازی جدا شده ازگاز در مخزن ۱-۱۲۳۰۲-V با فشار ۶/۳۲ بار و دمای ۲۹ درجه سانتی گراد از طریق خط لوله ۶ اینچ و پس از عبور از شیر کنترل جریان ۳ اینچ (FV-301-05) جهت تثبیت به برج متان زدا (۱۲۳۰۱-T)فرستاده می شود .

شیرهای ایمنی A/B 05-301-PSV با فشار تنظیمی ۷/۳۹ بار روی مخزن نصب  گردیده اند.

همچنین شیر تخلیه فشار اضطراری ۰۳-۳۰۱-E DPV روی مسیر گاز خروجی از مخزن نصب و در مواقع اضطراری گاز خروجی از طریق خط لوله ۸ به هدر (HEADER) مشعل پالایشگاه هدایت می گردد. به هنگام انجام کارهای تعمیرات اساسی از انشعاب ۲ اینچ بخار آب که از هدر بخار آب منشعب شده و به مخزن متصل گردیده است ، استفاده می گردد.

(نقشه شماره ۰۰۶-۱۲۳۰۱)

 

برج متان زدا(DEMETHANIZER TOWER)

مایعات خروجی از مخازن جدا کننده مایع/گاز(GAS /LIQUID SEPERATORS) 2و۱-۱۲۳۰۲-V) پس از خروج از این مخازن با هم مخلوط گردیده و با دمای ۳۷ درجه سانتی گراد و با فشار ۲۰ بار وارد سینی شماره ۹ برج متان زدا می شوند. قطر داخلی برج ۲ متر و ارتفاع آن ۸۵/۱۷ متر و فشار و درجه حرارت طراحی آن به ترتیب ۹/۲۰ بار و (۸۳+/-۶۰ ) درجه سانتی گراد می باشد. به منظور جلوگیری از تبادل حرارتی سیال درون برج با محیط، بدنه برج متان زدا با عایق حرارتی پوشانده شده است .

برج متان زدا (۱۲۳۰۱-T) جهت تثبیت مایعات گازی و جداسازی ترکیبات سبک دارای ۹ عدد سینی بوده و مایعات گازی به عنوان خوراک اصلی وارد سینی شماره ۹ می گردد.

جهت تزریق متانول هر یک از سینی های این برج، انشعابات ۱ اینچ از هدر ۲ متانول در نظر گرفته شده است تا در مواقعی که احتمال یخ زدگی درون برج وجود داشته باشد به نقاط لازم تزریق گردد.

به منظور تامین حرارت مورد نیاز پائین برج متان زدا از دو دستگاه باز جوشاننده (W-12305A/B DEMET .COLUMN REBOILER) استفاده می شود .

مایعات گازی از زیر سینی شماره یک از طریق خط لوله ۱۰ اینچ وارد بازجوشاننده ها (REBOILERS) می شوند و پس از تبادل حرارت با پروپان در جوشاننده ها، با دمای  ۳۳٫۱ درجه سانتی گراد به صورت مایع و بخار از طریق دوخط لوله ۱۰ اینچ به قسمت زیرین برج برگشت داده می شود. باز جوشاننده ها حرارت موردنیاز خود جهت گرم کردن .

                     فهرست مطالب:

 

عنوان

صفحه

مقدمه

۴

واحد بازیافت مایعات گازی

۵

برج متان زدا

۷

سیستم تبرید (سیکل پروپان)

۸

شرح کلی

شرح کلی واحد

۱۳

۱۳

خوراک

۱۴

محصولات Products

شرح فرآیند

۱۵

۱۶

ناحیه استخراج NGL

۱۷

قسمت برج تفکیک متان

۲۰

سیستم خنک سازی پروپان

۲۲

سیستم گازهای بالای برج تفکیک متان

۲۶

ناحیه احیاء گلایکول

۲۷

بازیابی  ناحیه  NGL

۳۱

ثبت کننده اختلاف فشار

تزریق گلایکول

۳۴

۳۴

 تزریق متانول

۳۴

برج تفکیک متان ، جوش آورنده، مبدل گرم کننده گاز TOP

۳۵

کنترل دمای برج

۳۶

کنترل فشار

۳۶

کمپرسورهای سرما ساز

۳۸

کنترل کننده ضد پدیده SURG

۳۹

شرح مراحل سه گانه کمپرسور پروپان

۴۰

جمع آوری کندانس ها قبل از ورود به کمپرسور

۴۱

مرحله دوم کمپرسور ۳۰۸V

۴۱

کنترل ارتفاع

۴۱

بخارات خروجی

۴۱

جریان حداقل

۴۲

کندانسورها و ظرف Accumulator

۴۳

سیستم کنترل نوسان گیر

۴۵

کنترل عملکرد

۴۶

کولرهای مسیر خروجی کمپرسور A-1330A/B

۴۷

پمپ های اصلی انتقال NGL

               ۴۸

سیستم متانول

۴۹

مسائل ایمنی در مورد گاز H2S و هیدروکربن

۵۰

تست خطوط با فشار سیال

۵۱

شستشو و خشک کردن

۵۱

چک نهایی تجهیزات

۵۲

چک تجهیزات الکتریکی

۵۲

ابزار دقیق

۵۲

تلمبه ها و کمپرسورها

۵۳

سایر فعالیت های آماده سازی

۵۳

سفت بودن مارپیچ

۵۳

سیستم تولید ازت

۵۳

                                                                                    PURGIN

۵۴

آماده سازی و نرمال کردن بخشهای کمکی

۵۴

گلایکول

۵۴

در سرویس آوردن متانول

۵۶

آماده سازی و راه اندازی بازیابی NGL

۵۶

آماده سازی سیستم PEFRIGRANT برای فشار گیری

۵۸

سیستم مشعل

۶۰

راه اندازی سیستم مشعل

۶۱

خارج سازی هوا قبل از روشن کردن

۶۲

جرقه زنی

۶۳

                                                                             Autoiginting                                

۶۴

سیستم انبار مواد شیمیایی و آب DM

۶۵

سیستم انبار مواد شیمیایی

۶۶

محلول اسید سولفوریک

۶۶

سیستم آب DM

۶۷

مواد خطرناک

۶۸

سیستم روغنکاری و روانکاری

۶۹

خطوط ارتباطی

۷۰

انشعاب پنجه ای شکل

               ۷۰ 

شرح فرآیند POLISHING

۷۰

شرح ادوات واحد POLISHING

۷۳

شرح SEQUNCING

۷۵

شرحSEQUNCE  واحد POLISHING                                                                 ۷۵

 

 

 

نوشته گزارش کارآموزی ان جی ال ۱۲۰۰ (گچساران) (ngl 1200) اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

کارخانه گاز و گاز مایع ان جی ال ۹۰۰ – NGL900

Word2007777

مقدمه:

کارخانه گاز مایع ۹۰۰ ، واقع در ساحل رودخانه خیر آباد در پازنان  برای فرآورش چهل میلیون متر مکعب استاندارد (۱۵۰۰ میلیون متر مکعب در روز ) گاز کلاهک پازنان، با فشار ۱۷۲بار (۲۵۰۰ پوند) برای تولید گاز سبک به منظور تزریق به مخازن نفتی گچساران و محصولات جنبی گاز مایع و نفتای سبک و سنگین بوسیله شرکت فلور انتخاب شد و نوع فلز به کار رفته در کارخانه و مقاوم نبودن آن در مقابل کلر موجود در گاز بعد از آنکه کارخانه آماده بهره برداری شد . به دلیل وجود یون کلر ، عملا در عملیات  قرار نگرفت و کارخانه به حالت تعطیل در آمد .

بعد از جنگ تحمیلی و محدودیتهای موجود در کشور از جهت تولید فرآورده های میان تقطیر به نظر رسید . شاید بتوان از مایعات گازی حاصل از جدا کننده های پازنان که مستقیم به واحد بهره برداری فرستاده می شوند در کارخانه گاز مایع ۹۰۰ نفتای سنگین تولید نموده که قابل جذب در نفت گاز می باشد .

در این زمان اداره کل گاز و گاز مایع مناطق نفت خیز دایره پروژه های عمده مامور بررسی طرح گردید و پس از مدل سازی به کامپیوتر و کار شبانه روزی و هماهنگی با اداره  برنامه ریزی تلفیقی وزارت نفت قرار شد نفتای سنگین، با نقطه اشتعال (۷۰-۸۰) درجه فارنهایت ساخته شود و در نفت و گاز وارداتی جذب گردد. پس از آن که طرح جدید در تاریخ ۲۳/۱۲/۱۳۶۰ مرحله نهایی طراحی خود را به پایان رسانید کارهای ساختمانی طرح به کمک اداره مهندسی  ساختمان مناطق نفت خیز آغاز گردید و در دی ماه سال ۱۳۶۱ به پایان رسید . مراحل راه اندازی کارخانه توسط ادارات کل گاز و مایع تعمیرات بازرسی فنی و خدمات خوردگی فلزات و به طور کامل تمام ادارات کل مناطق نفت خیز از اوایل دی ماه سال ۱۳۶۱ شروع شد و در اوایل بهمن ماه سال ۱۳۶۱ ، کارخانه عملا در عملیات قرار گرفت. در طول راه اندازی به علت منطقه جنگی بودن، ماهشهر و عدم ورود فراورده از این بندر، اداره کل گاز و گاز مایع تصمیم گرفت تغییراتی در سیستم تولید نفتای سنگین بدهد تا بتوان به جای نقطه اشتغال (۷۰-۸۰) محصولی با نقطه اشتغال ۱۱۰ که در واقع نفت سفید است ، تهیه نماید .

خوشبختانه این عمل، با موفقیت همراه شد و علاوه بر آن که محصول با نقطه اشتعال تهیه شد مشخص گردید که می توان  محصولاتی با نقطه اشتال ۱۳۰  (نفت وگاز )هم تهیه نمود  و پس از این موفقیت ضمن هماهنگی مناطق نفت خیز و ادارات پخش آرم جهت بار گیری تانکرها نصب گردید و عملا بارگیری از این منطقه شروع شد .

طرح اولیه کارخانه برای تولید نفتای سبک آر وی پی ۱۲ و یا گاز مایع و نفتای سنگین بوده که در هر صورت کوره قسمت، مایع کارخانه که بالای آن تا ۶۴۰  درجه سانتی گراد گرم میشود و مایع داخل لوله ها تا به ۳۰۰  درجه سانتی گراد می رسد که محصولی بود قابل انفجار و اگر خدای ناکرده یکی از لوله های داخل کوره سوراخ می شده انفجار کوره به سایر قسمتهای کارخانه لطمه وارد می نمود . اکنون که با طراحی جدید، لوله داخل کوره سوراخ گردد، در آن صورت یک آتش سوزی معمولی به وجود می آید و  دیگر انفجار صورت نخواهد گرفت ، ثانیا نفتای سبک و سنگین که در طراحی اولیه در نظر گرفته شده بود در نفت صادراتی وارد می شد و مسئله وابستگی مملکت جمهوری اسلامی ایران را از نظر ورود نفت سفید و نفت گاز حل نمی کرد .

تاریخچه کارخانه :

طرح ایجاد کارخانه های گازمایع ۱۰۰۰/۹۰۰ به دنبال برنامه ریزی تولید شش تاهفت میلیون بشکه نفت خام برای سالهای ۱۹۸۰-۱۹۷۶ درسال ۱۹۷۴ ریخته شد .

مطالعات نشان می داد که برای تولید یک  میلیون دویست هزاربشکه نفت خام ازمخزن گچساران و ۱۶۵۰ هزاربشکه ازمخزن مارون درسالهای ۱۹۸۰-۱۹۷۶ ، تزریق جمعاً  ۵۳۰۰ میلیون فوت مکعب استاندارد در روز دراین دو مخزن برای تأمین فشارآنها ضرورت دارد مخازن گنبدی پازنان برای تأمین ۲۶۰۰ میلیون فوت مکعب استاندارد وبقیه درجای دیگر درنظر گرفته شد .  طرح تأسیسات لازم برای تزریق این مقدار گاز مراحل پیچیده  ای را پیمود وبراساس دلایل زیر تصمیم گرفته شد که بهتر است گاز تزریقی ، مورد فرآورش قرارگیرد :

  1.   ۱٫   جلوگیری ازموانع ومشکلات انتقال گاز به صورت دوفاز ، موانع عبارت بودند از ابهام درتخمین مقدار مایع جداشده درلوله ها ، خوردگی که به واسطه جداشدن آب همراه گاز به وجود می آید ومشکلات جمع آوری مایع داخل لوله ها .
  2.       ۲٫        تزریق ترکیبات سنگین تراز پنتان دربازیافت نفت خام اثرکمی دارد .
  3.   ۳٫   برآورده ها نشان می داد که درصورت تزریق گاز سنگین فقط ۵۹ هزار بشکه در روز نفتای سنگین ازتأسیسات مربوط به آن حاصل می شد ، درصورتیکه تزریق گاز سبک و ایجاد یک کارخانه فرآورش میزان تولید نفتای سنگین رابه ۸۸ هزار بشکه در روز میرساند وبرای این ۲۹ هزار بشکه محصول اضافی فقط کافی است که یازده میلیون دلار بیشتر سرمایه گذاری شود درحالیکه ۲۹ هزاربشکه محصول اضافی ۹۰ میلیون دلار درسال ارزش دارد .  براساس توجیهات فنی و اقتصادی بالا بود که ساختمان کارخانه های ۱۰۰۰/۹۰۰ با برآورد اولیه ۸۷ میلیون دلار برای کارخانه ۹۰۰ ، ۶۱٫۳ میلوین دلار برای کارخانه ۱۰۰۰ درسال ۱۹۷۴  به تصویب شرکت ملی نفت ایران رسید .  مطالعات اولیه طرح به شرکت فلور انگلستان واگذار شد وبرای مطالعات مهندسی ، تفضیلی ، تهیه کالا و ماشن آلات ، ساختمان کارخانه وکنترل مالی ، دوقرارداد جداگانه .  یکی برای فعالیتهای خارج ازایران ودیگری برای فعالیتهای داخل ایران باشرکت  فلور کنتینتال واقع در هلند بسته شد .  قرارداد برمبنای هزینه به اضافه درصد معینی از هزینه به عنوان کار مزد با نظارت بسیار ضعیف شرکت خاص ضات سابق تنظیم گردید .

قرارداد با نظارت بسیار مخدوشی که از طرف شرکت خاص خدمات سابق اعمال می شد کاملاً به نفع شرکت فلور تمام شد .  در پیچ وخم توسعه این پروژه شرکتهای عضو کنسرسیوم سابق سعی کردند که تخصص خود را به نحوی به شرکت خاص خدمات سابق بفروشند بطوریکه این پروژه بصورت آزمایشگاهی برای دستیابی به ایده های جدید درآمد .  شرکت نفتی شل به عنوان مشاور فنی شرکت خاص خدمات سابق دراین پروژه انتخاب شد .  روش فلور بدین صورت بودکه ابتدا مسئله ای را بطورساده مطرح می کرد وپس از آنکه به اندازه کافی ایجاد علاقه می نمود آنرا توسعه می داد .  روش وی باعث شد که بودجه ۸۷ میلیون دلاری پیشنهادی برای کارخانه ۹۰۰ به ۳۲۷٫۲ میلیون دلار و بودجه ۶۱٫۳ میلیون دلاری برای کارخانه ۱۰۰۰ به ۲۳۶٫۸  میلیون دلار در اواخر سال ۱۹۷۸ افزایش یابد و تا آخر سال ۱۳۶۰ بیش از ۲۷۴ میلیون دلار برای کارخانه ۹۰۰ و ۲۳۵ میلیون دلار برای کارخانه ۱۰۰۰ پرداخت شده است .

طراحی کارخانه براساس آنالیز گاز چاه شماره ۱۰  پازنان که به وسیله آزمایشگاه کر (core ) واقع در تگزاس در ژانویه سال ۱۹۷۴ انجام گرفته بود ، به عمل آمد .  آزمایش براساس گاز خشک انجام گرفت .  دراین نوع آزمایش به دلیل اینکه یون کلر در آب همراه گاز است ، مقدار آن درترکیبات گاز خشک نشان داده نمی شد.

پس از تکمیل شش واحد جدا کننده های اولیه ولوله “۲۶ تزریق گاز از پازنان به گچساران ، تزریق گاز از ماه مه سال ۱۹۷۷ شروع می شد و آزمایشاتی در زمینه تعیین یون کلر انجام می گردید ونشان می داد که گاز پازنان دارای مقدار زیادی یون کلر میباشد . 

فهرست مطالب

عناوین                                                                                     صفحه

مقدمه                                                                                              ۱

تاریخچه کارخانه                                                                               ۳

جریان ورودی به کارخانه                                                                   ۸

 جریان ورودی به  ان جی ال                                                                ۹

 جریان گاز                                                                                      ۱۲

 جریان هیدروکربن ها                                                                        ۱۳

تشکیل هیدرات                                                                                  ۱۷

مخزن جدا کننده گاز خنک ۱۰۲ –دی                                                    ۲۰

۳۰۴- H  کوره ورودی خشک کننده ها                                                ۲۲

A 303 – شکل ( ۲-۲ ) چرخه خشک کردن زمان ۸ ساعت                   ۲۵

 فشار گیری زمان ۳۰ دقیقه                                                              ۲۶

 کمپرسور گاز برگشتی ۳۰۵ –                                                       ۲۷

 چرخه گازهای برگشتی زمان ۸ ساعت                                            ۳۰

فشار انداز زمان ۳۰ دقیقه                                                               ۳۱

 گاز برگشتی احیاء کننده زمان ۴ ساعت                                            ۳۲

 گاز برگشتی خنک کننده زمان ۵/۲ ساعت                                         ۳۴

سیستم by pass  گاز برگشتی کمپرسور                                             ۳۵

 توربواکسپندر / کمپرسور اکسپندر ( A,B  ۳۰۱ – C  )                             ۳۵

 کنترل و اداره کمپرسور                                                                  ۳۹

 کنترل آنتی سرج کمپرسور اکسپندر                                                    ۴۲

 ۳۲۰ – D  ( مخزن فشار بالا کمپرسور ۳۰۴ – D  )                                       ۴۴

کمپرسور HP ( 304 – C)                                                             ۴۶

 ۳۱۴ – Em  خنک کننده ها بعد از کمپرسور فشار قوی                      ۴۷

۳۱۸ – D  مخزن تلاتم گیر                                                           ۴۹

 مایع گرم                                                                                  ۵۰

مایعات  سرد                                                                               ۵۱

۳۰۸ – D ( مخزن سیفونی مایعات گرم فشار پائین )                           ۵۲

 ۳۱۶ – D    و ۴۱۶ – D  ( مخازن سیفونی مایع سرد فشار متوسط )       ۵۴

 ۱۱۷ – D   ( مخزن سیفونی مایع سرد فشار پائین )                              ۵۵

 سیستم کنترل سطح مایع در ۱۰۱- T  و سیستم R.V.P  ۱۲                        ۵۶

کوره  ۳۰۳ – H                                                                         ۶۷

 علائم خاموش شدن کوره ۳۰۳۵ – H                                                         ۶۸

 کمپرسور های LP  و LP 103 /102- C  / ظرفیت و کنترل سرج                ۶۹

 Pic  سرعت توربین ۱۰۲ – CGT  را کنترل می کند                                      ۷۱

سیستم های ویژه shut down  و تخلیه فشار                                                 ۷۳

 دیگر تجهیزات عمل کننده در سیستم ESD                                            ۷۴

دوباره راه اندازی ( reset  ) بعد از shut down                                          ۷۷

نوشته کارخانه گاز و گاز مایع ان جی ال ۹۰۰ – NGL900 اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

پروژه کمپرسورها ۱۰۴ ص

Word2007777

مقدمه

ماشینهایی که جذب کننده قدرت مکانیکی می باشند و این قدرت را به صورتهای مختلفی از قبیل انرژی حرارتی ، انرژی جنبشی و یا پتانسیل به سیال ( تراکم پذیر ) اعمال می کنند طیف وسیعی را شامل می شوند از قبیل : فن ها ، دمنده ها ، کمپرسورها .

فن ها دارای نسبت تراکم کمتر از ۱۵/۱ بوده و افزایش فشار توسط آنها در حد صدم اتمسفر می باشد ( به ماشینهایی که فشار مکش در آنها زیر اتمسفر می باشد و فشار خروجی نزدیک اتمسفر باشد پمپ خلاء گفته می شود ) دمنده ها یا بلورها نسبت تراکم بالاتر در مقایسه با فن ها دارند ( بیشتر از ۱۵/۱ و معمولاً کمتر از ۳ ) و در آنها خنک کاری گاز صورت نمی گیرد ، و در نهایت کمپرسورها که دارای نسبت تراکم بیشتری بوده و در آنها غالباً خنک کاری گازی صورت می گیرد .

یکی از موارد استفاده از کمپرسورها ، جهت افزایش فشار گازها تا یک حد معین برای کاربردهای صنعتی می باشد .

در ابتدا قبل از بررسی اجمالی انواع کمپرسورها نگاهی گذرا به انواع و دسته بندی آنها و سپس به طور جداگانه بررسی کمپرسورهای پر مصرف ترین نوع آنها خواهید کرد .

تقسیم بندی کلی و تفاوت عمده

کمپرسورها را بر حسب مکانیزم و اصول کارکرد و نحوه اعمال انرژی به سیال به دو گروه عمده تقسیم می کنند .

۱- کمپرسورها (Positive displacement ) یا (intermittent ) جریان متقاطع

۲- کمپرسورهای (dynamic ) یا (continues ) جریان پیوسته

تفاوت های مهم این دو گروه از نظر فرایند متراکم سازی می توان به صورت زیر بیان کرد :

۱- کمپرسورهای جابجائی مثبت برای فشارهای زیاد و متوسط و شدت جریانهای پائین بکار می روند در حالی که کمپرسورهای دینامیکی برای فشارهای متوسط و پائین با جریانهای متوسط و بالا بکار می روند .

۲- فشارهای ایجاد شده در کمپرسورهای دینامیک ( سانتریفیوژ ) مقدار ثابت و محدودی دارد . در صورتی که فشارهای ایجادد شده توسط کمپرسورهای جابجائی مثبت می تواند متغیر و قابل تنظیم بوده و اصولاً تابع نیاز سیستم می باشد .

۳- همانطوریکه از نامگذاری این دو گروه ملاحظه می شود جریان در کمپرسورهای رفت و برگشتی ناپویسته بوده بگونه ای که مقداری گاز به درون کمپرسورها کشیده شده عمل تراکم روی ان انجام ، سپس تخلیه و دوباره سیکل تکرار می شود ولی کمپرسورهای سانتریفیوژ طبیعت سیکلیک نداشته و جریان پیوسته ممتد می باشد .

۴- کمپرسورهای جا به جایی مثبت با کاهش حجم هوا ، فشار هوا افزایش پیدا می کند . کمپرسورهای پیستونی و اسکر و متداولترین نوع این کمپرسورها می باشند رابطه قانون گازهای کامل PV/T = constant در مورد این کمپرسورها صادق می باشند اما در کمپرسورهای سانتریفیوژ با دادن شتاب به ذرات هوا و سپس برخورد این ذرات با diffuser انرژی جنبشی به انرژی پتانسیل با همان فشار تبدیل می شود .

۵- کمپرسورهای دینامیکی ( سانتریفیوژ ) بر اساس نیوری گریز از مرکز در طول پره ایمپلر ایجاد انرژی کرده و این انرژچی جنبشی در خروجی کمپرسور به فشار مبدل می شود ( مقداری نیروی سانتریفیوژ و در نتیجه فشار ایجاد شده به سرعت دورانی و دانسیته گاز بستگی دارد ) کمپرسورهای جابجائی مثبت مستقیماً فشار گاز را توام با کاهش حجم ، افزایش می دهند .

کمپرسورهای دینامیک اساساً به دو گروه محوری و سانتریفیوژ مقسم شده و کمپرسورهای نوع جابجائی مثبت هم در دو گروه Rotary و رفت و برگشتی قرار می گیرند .

فاکتورهای دخیل در انتخاب :

به منظور تعیین مشخصه های یک کمپرسور نخستین پارامترهائی که می باید معلوم باشند ، شدت جریان نرمال ، حداکثر و حداقل ، فشار مکش و فشار خروجی خواهند بود .

خواص گاز

خواص گاز در تعیین مشخصه کاری کمپرسور دارای اهمیت زیادی می باشد و در مرحله انتخاب می باید آنالیز گاز ، وزن مولکولی متوسط ، گرمای ویژه ،‌مقادیر احتمالی مایعات ، ذرات جامد موجود و ترکیبات آنها تعیین گردند . با توجه به اینکه کمپرسورها به ندرت قادر به کمپرس گازها کثیف هستند لذا حتی الامکان بهتر است ناخالصیها توسط دستگاههای (Scrubber ) و (Separator ) تفکیکی شوند .

ماهیت خورندگی

سیالات خورنده و یا مواد خورنده افزوده شده به آنها ، به منظور انتخاب اجزاء کمپرسور آبندها و روغن کاری برای سازندگان بایستی معلوم گردند . ممکن است گازی خورنده نبوده اما با اضافه شدن چند ppm از ماده دیگر داخل آن خاصیت خورندگی شدیدی از نظر شیمیائی ایجاد بکند .

 

تراکم

تراکم رفتار مهمی در عملکرد کمپرسورها داشته و بهتر است در چند نقطه از نظر حرارت و فشار معادل در محدوده کاری گاز تراکم ( حتی در صورت منحنی تغییرات آن ) برای سازنده معلوم گردد .

رطوبت

رطوبت ممکن است از طریق بخارات آب موجود در هوا (Water scrubber ) باشد و یا از طریق (Over – Carry ) قابل تقطیر دیگری که به همراه گاز است . این مقدار و رطوبت و یا بخارات قابل دیگر در محاسبات حجم بایستی منظور گردد .

حرارت مکش

وضعیتهائی در فرایند پیش میاید که محدودیتهای را در انتخاب را اعمال
می کند . این شرایط می تواند شامل درجه حرارت های تشکیل واکنش های شیمیائی حرارت اضافی مزاحم برای روغن کاری ، انفجار در بالا و غیره باشد . بنابراین درجه حرارت ورودی و درجه حرارت ایجاد شده توسط کمپرسور از دیدگاههای فوق می بایست مورد مطالعه قرار بگیرد .

 

 

فشار

فشار مابین سیستم و ما بین مراحل در ارتباط با تعیین فشار خروجی و نیز تلفات مصرفی کمپرسور نقش پیدا می کنند . معمولاًٌ افقی معادل ۳-۵Psig ما بین مراحل قابل قبول خواهد بود .

تأمین قدرت مورد نیاز و سرعت دورانی

کمپرسورها را می توان با ماشین های محرک متفاوتی از قبیل توربین های بخار ، توربین های گازی ، موتورهای احتراق داخلی و موتورهای الکتریکی بکار بست سهولت دسترسی به هر کدام از ماشین های یاد شده و سرعت دورانی آنها در نوع کمپرسورها انتخابی تأثیر خواهند داشت . کمپرسورهای رفت و برگشتی در دورهای پائین و نوع سانتریفیوژ در دورهای خیلی زیاد ساخته و مورد استفاده قرار می گیرند .

کاربرد کمپرسورها

کمپرسورها جهت افزایش فشار سیالات قابل تراکم ( گاز و بخار ) تا حد معینی مورد استفاده قرار می یگرند . این فشار ممکن است نیازهای مختلفی را تأمین کند از قبیل : غلبه کردن بر اصطکاک و تلفات مسیر ، تأثیر در یک واکنش معین در نقطه تحویل گاز ،‌ و بهبود خواص ترمودینامیکی گاز .

گازهای جابجا شده از نقطه نظر وزن مولکولی و دیگر خواص شیمیائی و فیزیکی دامنه وسیعی را تشکیل می دهند . امروزه از سبکترین گازها همانند هیدروژن تا سنگینترین آنها هگزافلورید اورانیم توسط کمپرسورهای گوناگون جابجا می شوند .

صنایع و زمینه های متعددی وجود دارند که هر کدام از آنها نیازهای بخصوصی با انتخاب کمپرسور مناسب تأمین می گردد که این زمینه عبارتند از :

·       تهویه ساختمان ها ، تونل ها ،‌ معادن و کوره ها

·       تأمین هوای فشرده جهت احتراق در ماشین های احتراق داخلی و دیگ های بخار

·       انتقال گاز ( تأمین فشار لازم جهت جریان گاز و افت های مسیر )

·       تأمین فشار مخازن ذخیره تحت فشار

·       تزریق گاز به میدانهای نفتی

·       سیستمهای تبرید

·       فرایندهای شیمیائی و تصفیه گاز

کمپرسورهای دینامیکی ( سانتریفیوژ و محوری ) توانائی جابجای گازها را در حجم های زیاد با فشارهای متوسط و پایین دارا بوده و در مقابل کمپرسورهای جابجائی مثبت قادرند فشارهای فوق العاده را با مقدار جریان اندک تأمین کنند .

در مواردی که امکان همراه شدن مایعات با گاز ( به مقدار کم ) وجود داشته باشد و یا ذرات جامدی در گاز موجود باشد تنها از کمپرسورهای سانتریفیوژ قابل استفاده خواهند بود در صورتی که تغییرات وزن مولکولی و دانسیته برای این کمپرسورها مشکل غیر قابل علاجی تلقی می شود .

کمپرسورهای پیستونی در فشارها و وزن های مولکولی متغیر براحتی کار می کند اما نیاز به تعمیرات بیشتر و فندانسیونهای بزرگ و پر هزینه استفاده از این ماشین ها را محدود می کند .

ما بین کمپرسورهای رفت و برگشتی و سانتریفیوژ ، کمپرسورهای اوتاری
 ( از نظر حجم جریان ) قرار می گیرد . این ماشین ها از نظر هزینه طراحی و ساخت نیز مقرون به صرفه تر می باشند . در صورت نیاز به کمپرسورهای 
oil free کمپرسورهاتی روتاری ( نوع Screw ) انتخاب مناسبی خواهد بود .

اصولاً کمپرسورهای روتاری برای جابجائی گازهای چسبنده ، گازهای تشکیل دهنده پلیمر ، و گازهای حاوی ذرات و قطرات مایع مورد استفاده قرار می گیرند . عیب اصلی آنها ایجاد سر و صدای زیاد و عدم توانایی آنها برای جابجائی گازها حاوی ذرات جامد شناخته شده است .

برای گازهای مثل اسیتیلن که نسبت به افزایش درجه حرارت حساس هستند و نیز برای گازهای خورنده از کمپرسورهای بخصوصی به (Liquid ring piston ) استفاده می کنند که در این کمپرسورها تحول تراکم یک فرایند نزدیک به ایزوترمال را طی می کند .

در مواردی که گاز سمی و خورنده شدید کمپرس و جابجا می شوند از کمپرسورهای دیافراگمی که ذاتاً (Leakage Free ) بدون نشت هستند و همچنین برای مقاصد خلوص صد در صد گاز (High Purity ) از این کمپرسور استفاده می شود .

انواع کمپرسور مورد استفاده در صنایع نفت :

کمپرسورهای پیستونی – مایعی LIQUID – PISTON – OMPRESSOR کمپرسورهای پیستونی قدیمی ترین و متداول ترین نوع کمپرسورهای جابجائی مثبت بشمار می روند این کمپرسورها بیشتر در فشارهای بالای ۱۳ بار تا ۳۵۰ بار با ظرفیت های کم مورد استفاده قرار می گیرند . استفاده از این کمپرسورها در فشارهای زیر ۱۳ بار تنها در حجم های کم زیر ۱٫۵ متر مکعب در دقیقه متداول می باشد.

نوشته پروژه کمپرسورها ۱۰۴ ص اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.

پروژه کامل سوابق و چگونگی پیدایش نفت ۱۳۶ ص

Word2007777
سوابق و چگونگی پیدایش نفت

صنعت نفت در جهان تاریخی بسیار کهن دارد قدیمیترین تمدن که تا بحال شناخته شده در دره های نیل ,دجله و فرات و در چین بوده است . اسناد تاریخی و کاوشهای باستان شناسان نشان می دهد که مردم مزبور از کهن ترین روزگاران نفت را میشناختند چهار هزار سال قبل از میلاد مسیح مردم دجله و فرات قیر را بعنوان ملاط ساختمانها بکار میبردند و همچنین در آن زمان قیر برای جلوگیری از نفوذ آب و اندود کردن قایق و کشتی و همچنین برای سوخت و معلجه برخی از بیماریها بکار می رفته از جمله موارد استفاده مصرف طبی بیماریهای جلدی رمانتیسم و سایر بیماریها بوده است در ایران کاوشهای باستان شناسان معلوم داشته که ساکنین کشور ما از ۵ تا ۶ هزار سال پیش قیر را بعنوان ملاط در ساختمان و یا برای نصب و بهم چسباندن جواهرات  و ظروف سفالین و اندو کردن کشتیها و غیره بکار میبرند .                           اولین چاه  در دنیا در شهر تیستو از ایالات پنسوالیوانیای آمریکا توسط شخصی بنام (ادوین دریک)در سال ۱۸۵۹ حفر شد که قبل از آن صنعت نفت در هیچ کشوری وجود نداشته و عمیق ترین چاه در دنیا چاهی در لویزینا (آمریکا)است که ۶۵۰۰ متر عمق دارد .امروزه بزرگترین منابع نفتی جهان در خاور میانه ,ایالات متحده آمریکا ,افریقا ی شمالی و شوروی است . در سال ۱۹۰۸ نفت در خاور میانه برای اولین بار در ایران و در شهر مسجد سلیمان کشف شد و بعد از آن در بعضی از کشور های خاور میانه مقداری نفت کشف شد در سال ۱۹۳۲ در جزیره بحرین اکتشاف نفت شروع شد و بعد از آن کاوش در اطراف منطقه خلیج فارس آغاز گردید که امروز خاور میانه بزرگترین منطقه نفتی جهان است و بیشترین نفت در خاور میانه از چهار کشور عربستان , کویت , ایران و عراق تولید می شود .                                                                                                                                    بیشتر منابع بزرگ نفت و گاز ایران در کوهپایه های زاگرس و فلات قاره خلیج فارس در تله های طاقدیسی و در مخازن سنگ آهک هستند که پوششی از انیدریت و گچ دارند . در دیگر نقاط ایران منابع گاز در  خراسان (سرخس)و نزدیکی کاشان (سراجه)و نفت در دشت مغان و نزدیکی قم (البرز)وجود دارد همانطوری که قبلا” گفته شد نفت در جایی یافت می شود که لایه غیر قابل نفوذ یا نفت گیر وجود داشته باشد و تا کنون بشر با این همه  پیشرفت علمی و تکنیکی خود نمی تواند ادعا نماید که درجه منطقه ای از زمین نفت یافت می شود فقط در جستجوی لایه سخت یا IMPEREVOUS ROCK     می بایست  مراحلی انجام دهد ولی وجود نفت زیرا این لایه سخت را فقط عملیات حفاری می تواند روشن نماید ,لذا قبل از عملیات حفاری اقداماتی را جهت شناسائی منطقه بشرح ذیل انجام می دهند .

۱- عکسبرداری هواییPHOTOGRAPH THE LAND AIR CRAFT                                         بوسیله هواپیمای مخصوصی از مناطق مورد نظر عکسبرداری می نمایند و با دستگاهی بنام استرسکوپ (STERESCOPE)آن عکسها را مورد مطالعه قرار می دهند و به این طریق کلیه پستی و بلندیهای سطحی زمین را مشخص می نمایند و یکی از ویژگیهایی که این روش دارد این است که از کلیه پستی و بلندیهای سطحی جنگل عبور می کند و سطح زمین را کاملا” عکسبرداری می نماید.

۲-زمین شناسی GEOLOGICAL

اداره زمین شناسی طبق نقشه هوایی که قبلا” تهیه شده است منطقه مورد نظر را بررسی می نمایند و از بلندیها و صخره ها نمونه برداری می کنند و با وسایلی که دارند آنرا که اصطلاحا” عمر سنگ می گویند بدست می آورند چنانچه از نوع لایه سخت و غیر قابل نفوذ IMPEREVIOVS ROCK باشد توسط مته های مخصوصی حفره ای به عمق حدود ۱۵ متر ایجاد می کنند و از قسمت حفر شده نمونه برداری می نمایند و چنانچه آنهم مشابه لایه سخت باشد آنرا به آزمایشگاه مرکزی می فرستند و آزمایشات فسیل شناسی روی آن انجام می گیرد چنانچه آثار و بقایای گیاهان و جانداران زمان تشکیل نفت بخصوص جانداران ریز میکروسکوپی (پلانکتون ) در آن مشاهده شود بهترین علامت وجود نفت بشمار می رود از آنجا که نفت در یک منطقه متوقف نمی شود ممکن است در حال حاضر مخزن زیرزمینی در منطقه خالی از نفت باشد لذا عملیات تجسسی بعدی در راه شناخت این موضوع ادامه می یابد.

۳-عملیات ژئوفیزیکیGEOPEYSICAL

برای عملیات ژئوفیزیکی از روشهای مختلفی مانند :

۱-جاذبه سنجی              GRAVIMETRIC                                                       

۲-مغناطیسی                                                            MAGNETIC

۳-لرزه نگاری                                                     S EISMIC               

 استفاده می شود .

ولی روش متداولی که بیشتر مورد استفاده قرار می گیرد لرزه نگاری می باشد که به شرح ذیل است (شکل ۱-الف)

در نقطه ای از محل ارزیابی شده حفره ای به عمق ۱۵ الی ۲۰ متر ایجاد می کنند و آنرا پر از مواد قابل انفجار (دینامیت ) می نمایند و در روی سطح زمین تعداد ۲۰ الی ۳۰ دستگاه  انعکاس گیرنده GEOPHONES نصب می کنند  که طول هر کدام از  این انعکاس گیرنده ها حدود ۳۰ متر می باشد وقتی  که تمام وسایل آماده شد از فاصله دور بوسیله جریان الکتریسیته مواد دینامیت را منفجر می کنند و به این وسیله لرزه مصنوعی تولید می شود و موج انفجار آن از لایه های مختلف به اعماق زمین نفوذ میکند و بمحض برخورد با لایه غیر قابل نفوذ به طرف بالا منعکس می شوند و در سطح زمین انعکاس گیرنده ها گرفته شده و تبدیل به الکتریسیته می شوند و به ماشین مخصوص فرستاده می شود و روی چارتهایی  ثبت می گردند زمان دریافت و ثبت امواج در روی چارت بعلت دور و نزدیکی لایه غیر قابل نفوذ نسبت به سطح زمین با هم اختلاف دارند .

نتیجه ایکه از عملیات ژئوفیزیکی حاصل می شود بشرح ذیل است :

۱-وجود لایه غیر قابل نفوذ IMPEREVIOUS

۲-شکل لایه نفت گیر CAPROCK

۳-عمق لایه تا سطح زمین

۴-تعیین مناسبترین نقطه برای عملیات حفاری

انواع مخازن نفتی

بطور کلی وضعیت  قرار گرفتن گاز و نفت و آب شور در لایه های مختلف زمین به چهار صورت می باشد (شکل ۲)

الف)نفت گیر طا قدیسیANTICLINE PIL TRAP

ب)لایه ای STRATIGRAPHIC TRAP

ج)شکسته یا گسلی FAULT OIL TRAP

د)گنبد نمکی SALT DOME TRAP

صرفنظر از شکل خاصی که نفتگیر ها دارند تا زمانیکه نفت و آب در لایه های رسوبی SEDIMENTRYمی باشد هیچگونه فصل مشترکی در آنها وجود ندارد ولی پس از مهاجرت و قرار گرفتن در تله نفتها به نسبت وزن مخصوصشان از همدیگر جدا می شوند و آب نمک چون سنگین تر است در پائین و نفت و گاز به ترتیب در بالا قرار می گیرد.

انواع چاههای قابل بهره برداری که شامل چاههای نفتی(PRODUCING OIL)و چاههای گازی GAS WEILSاست.

۱-چاههای تحقیقاتی که شامل چاههای زیراند

الف- چاه گازی آزمایشیGAS OBSERVATION WELL

ب)چاه گاز و نفت آزمایشیGAS &OIL OBSERVATION

ج)چاه نفت و آب آزمایشیOIL & WATER

د)چاه آبی آزمایشیWARE OBSERVATION

۲-چاههای متروکه ABANDANT WELIS

۳-چاههای غیر قابل بهره برداری از نظر اقتصادی NON EOMMERCIAL WELLS

چاههای بهره برداری نفتی

الف:وسائلی که روی این چاهها نصب شده است بترتیب از پائین به بالا عبارتند از :

۱-شیرهای جانبی ANNULUS VALVE

۲-شیر اصلی تحتانیBOTTOM MAIN VALVE  

۳-شیر اصلی فوقانیTOP MAIN VALVE

۴-شیر ایمنی سطحیSURFACE SAFETY VALVE  

۵-لوله منحرف کنندهSWEPT BEND

۶-شیر عمقیDIPPING VALAP

۷-تله سنگSTONE TRAP

۸-شیر بهره برداری PRODUCTION VALVE

۹-شیر مخصوص سوزاندن نفتهای زائدBURNING VALVE

۱۰-فشار سنج و ثبت کننده فشارPRESSURE GAUGE & PRESSURE RECORDER

۱۱-شیر نمونه گیریSAMPLING VALVE

ب:شرح و طرز کار وسائل روی چاه

۱-شیرهای جانبیANNULUS VALVES < SIDE VALES

از این شیرها جهت خواندن و تخلیه فشار احتمالی موجود در فضای بین لوله های جداری چاه GASINGاستفاده می شود.

۲-شیر اصلی تحتانی BOTTOM MAIN VALVE

این شیرها هیچگاه در حالت عادی و بدوم مجوز  نباید بسته شود و اجازه باز و بند کردن آن با مدیر کل بهره برداری مناطق نفت خیز می باشد زیرا اگر این شیر بسته شود و بعلتی دیگر باز نگردد می توان گفت که دیگر چاه مزبور قابل استفاده نسبت مگر با تحمل مخارج زیاد که در این صورت باید اداره حفاری با کشتن چاه و تعویض شیر مربوطه چاه را دو بار ه قابل          بهره برداری نماید.

۳-شیر اصلی فوقانی STONE TRAP

این شیر روی شیر اصلی تحتانی قرار دارد و مورد استفاده آن بیشتر برای بستن و باز کردن چاه می باشد در مواقعی که لوله چاه از بالای شیر اصلی فوقانی تاثیر بهره برداری صدمه ببیند از این شیر  برای بستن چاه استفاده می شود و بهمین خاطر است که دسته این شیر و شیر اصلی تحتانی بیرون از محوطه ها چاه قرار داده شده است که در مواقع خطر بتوان برای بستن چاه از آنها استفاده کرد .این گونه شبرها را REMOTE VALVES   می گویند .

نکته :

اکثر چاهها فاقد این دسته در بیرون از محوطه چاه می باشند .

۴-شیر ایمنی سطحی SURFACE SAFETY VALVE

شیر ایمنی سطحی روی بعضی از چاهها بعد از شیر اصلی فوقانی قرار دارد و در برخی دیگر بعد از لوله انحراف دهنده نفت و گاز قرار گرفته .شیر ایمنی سطحی برای چاههائیکه عمل تفکیک روی آنها انجام نمی شود .در موارد زیر عمل می نمایند.

در صورتی که فشار لوله جریان نفت از چاه بکارخانه به علت تولید گاز فراوان بیش از حد تنظیم گردد. به طور خودکار بسته می شود و مانع آن می شود که فشار بیشتری به لوله جریان نفت وارد آید و باعث صدمه شود .

در مواقعی که لوله جریان نفت صدمه ببیند و یا فشار  از اندازه معین کمتر شود به طور خودکار بسته شده و مانع جاری شدن نفت به بیرون می شود .

۵-لوله انحراف دهنده جریان نفت SWEPT BEND

این لوله فقط برای انحراف جریان خروجی نفت است بطوری که چندان اثری روی فشار و یا مقدار نفت بهره برداری چاه ایجاد نکند و از ضربات مستقیم به جداره داخلی لوله و صدمه دیدن آن جلوگیری می کند.

۶-شیر عمقی چاه DIPPING VALVE

شیر مزبور روی لوله انحراف دهنده نفت قرار دارد و این شیر را بیشتر اداره مهندسی نفت برای آزمایشهای مختلف درون چاهها مورد استفاده قرار می دهد.

 

۷-تله سنگ

تله سنگ وسیله ای است برای گرفتن سنگهای کوچک که همراه نفت از چاه به طرف کارخانه در جریان است .تله سنگ بعد از لوله انحراف دهنده نفت قرار گرفته  و لوله جریان نفت درست در وسط آن می باشد و در امتداد تله سنگ شیر سوزاندن مواد زائد قرار دارد.

۸-شیر بهره برداریPRODUCTION

این شیر روی لوله جریان نفت در سر چاه قرار دارد .در مواقع عادی برای بستن چاه باید از شیر  بهره برداری استفاده شود البته از شیر ایمنی سطحی نیز می توان چاه را بست ولی در موقع باز کردن برای آنکه فشار هر دو طرف شیر ایمنی سطحی یکی شود باید حتما” شیر بهره برداری بسته شود از این جهت برای باز کردن چاه باید وقت و انرژی بیشتری صرف کرد.

۹-شیر مخصوص سوزاندن نفت در سر چاهBURNING VALVE  

در مواقعی که سنگ ریزه زیاد از چاه بیاید و تله سنگ جمع شود مانع از آن می شود که نفت به طرف کارخانه جریان بیشتری داشته باشد اگر اختلاف فشار قبل و بعد از تله سنگ خیلی زیاد شد معلوم می شود که صافی تله سنگ کثیف شده و باید اقدام به تمیز کردن آن کرد بدین طریق که شیر بهره برداری را بطور کامل بسته و بعد  شیر مخصوص سوزاندن را به آرامی باز کرد در نتیجه هر سنگ و مواد زائد دیگر که در تله سنگ جمع شده خارج خواهد شد و تله سنگ تمیز می شود .برای تمیز کردن تله سنگ از طریق دیگری نیز استفاده می شود بدین صورت که اول شیر ایمنی سطحی یا شیر اصلی فوقانی را بسته بعد شیر بهره برداری نیز بسته شود و شیر مخصوص سوزاندن نفت را باز کرد تا فشار درون تله سنگ خارج شود .بعدا” باید تله سنگ را در آورده و تمیز کردن این شیر در مواقعی که به چاه اسید زده باشند و بخواهند مدتی چاه را بسوزانند تا مقدار اسیدی که به چاه زده اند تمام شود مورد استفاده نیز قرار می گیرد.

۱۰-فشار سنجها

روی هر چاه معمولا”۳ عدد فشار سنج نصب شده است یکی روی شیر عمقی    دیگری قبل از تله سنگ و سومی بعد از شیر بهره برداری می باشد.

توجه:معمولا” بعد از اینکه فشار اندازه گرفته شد بایستی شیر زیرزمین فشار سنج را بست زیرا این خطر وجود دارد که به مرور زمان فشار در داخل فشار سنج باعث ترکاندن فشار سنج شود.

۱۱-شیر نمونه گیر SAMPLE VALVE

از شیر نمونه گیر ی برای نمونه گرفتن ار نفت چاه برای آزمایشگاه استفاده می شود معمولا” این شیر بعد از لوله انحراف دهنده نفت یا بعد از شیر بهره برداری نصب می شود .

 

نوشته پروژه کامل سوابق و چگونگی پیدایش نفت ۱۳۶ ص اولین بار در مرکز دانلود پروژه ها و مقالات اماده پدیدار شد.