دانلود گزارش کارآموزی شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق

اختصاصی از یارا فایل دانلود گزارش کارآموزی شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

مشخصات این فایل
عنوان: شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق
نوع فعالیت محل کارآموزی : تحقیق و جمع آوری اطلاعات و تهیه گزارش
فرمت فایل :word(قابل ویرایش)
تعداد صفحات :  65

این گزارش کارآموزی درمورد شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق می باشد.

بخشی از تیترها به همراه مختصری از توضیحات هر تیتر از گزارش کارآموزی شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق

شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق
شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق دومین شرکت زیر مجموعه نفت مناطق مرکزی ایران از ابتدای سال 1379  با هدف تولید ،تفکیک اولیه و انتقال گاز و میعانات گازی به منظور تامین خوراک پالایشگاه شهید هاشمی نژاد در منطقه شرق ایران با مرکزیت مشهد مقدس شروع به فعالیت نمود. حوزه فعالیت این شرکت در حال حاضر استان خراسان رضوی است. تولید گاز و میعانات گازی از میدان خانگیران و میدان مشترک مرزی گنبدلی در سرخس از مهمترین فعالیتهای این شرکت می باشد. تولیدات این شرکت تامین کننده نیاز واحدهای خانگی و صنعتی استانهای خراسان شمالی و رضوی، مازندران، گلستان، سمنان و گیلان و نیز واحد پتروشیمی خراسان و سوخت نیروگاه نکاء در شمال ایران است. .....(ادامه دارد)

مخزن مزدوران
این مخزن نیز در سال 1347 کشف گردید. طول مخزن حدود 32 کیلومتر و عرض آن 15 کیلومتر است . پس از حفر چاههای بیشتر و طراحــی و ساخـت تأسیســات تولید و پالایشگــاه گاز ترش شهیــد هاشمـــی نـژاد، بهره بـرداری از آن از زمستـان 1362 آغاز گردید . در حــال حاضر 32 چاه به سیستم بهره برداری از مخزن مزدوران متصل میباشنـد که 2 حلقه از آنها ظرف یکـی دوســال گذشتــه بعلت تولید آب سازند بالا تا رفع احتمالی اشکال با تعمیر توسط دکل حفاری از مدار تولید خــارج شده اند .در زمستــان گذشتــه از 30 چاه تولیــدی مخزن مــزدوران در مواقــع نیــاز شرکت ملـی گاز تا 5/48 میلیون متــر مکعب در روز بهره برداری بعمـل آمد . حجم گاز اولیه در جای مخزن به میزان 20.28 تریلیون فوت مکعب استاندارد برآورد گردیده است که با در نظر گرفتن ضریب بازیافت 73 درصد ذخیره گاز قابل استحصال 14.804 تریلیون فوت مکعب استاندارد   می باشد. با توجه به نیاز روز افزون به گاز طبیعی، حفاری و تکمیل چاه های جدید، افزایش ظرفیت پالایش پالایشگاه و با توجه به توانایی مخزن برنامه ریزی جهت تولید روزانه 1500 میلیون فوت مکعب انجام شده است. گـاز تولیدی منطقه خانگیـــران پشتوانـه اصلــی تولید و تامین گــاز مصرفی در شرق کشور می‌باشــد. گـاز پرفشار مخـزن مزدوران گــاز تــرش می باشد که با دارا بودن 5/3 درصد سولفوره و 5/6 درصد گاز کربنیک گازی بسیار خورنــده برای چاههــا و تاسیسات و خطوط لولــه بوده و با توجــه به سمـی بودن حـاد گازهیدروژن - سولفوره آزاد شدن آن در محیط نیز برای انسان و محیط زیست بسیار خطرناک است. .....(ادامه دارد)

میدان گازی گنبدلی
میدان گازی گنبدلی در فاصل 25 کیلومتری جنوب غربی شهرستان سرخس و در نزدیکی مرز ترکمنستــان واقع شده است. اولیـن چاه اکتشافی حفر شده در سـال 1348 نتیجــه ای نداشت. حفاری مجدد در سال 1360 منجر به کشف ذخائر گازی این مخزن گردید و بهره برداری از این مخزن در سال 1365 آغاز شد . طول میدان 21 و عرض آن 14 کیلومتر می باشد.
از مجموع 9 چاه حفاری شـده در این مخزن در حال حاضر از 3 حلقه چاه در بهترین شرایط روزانه 1/1میلیون متر مکعب بهره برداری میشود . تولید متوسط از این مخزن در سال 1384 روزانه 7/0 میلیون متـر مکعب بوده است جنس مخزن ماسه سنگ با تخلخل و تراوائی بالا است ولی بعلت ذخیره گاز قابل استحصـــال کم در حـــدود 8/7 میلیـارد متـر مکعـب کــه تا پایان ســال 1384 قریب 91 درصــد آن تولیــد شـده و مخـــزن دچـــار افت فشــــاری در حد 230 اتمسفر نسبت به  فشار اولیــه گردیـده و 3 چاه تولیـدی فعلــی نیز آب نمک زیادی تولیــد مینماینــد. علی ایحــال، با توجـه به مرزی و مشترک بودن مخزن، تولید از آن بدون وقفــه و با توپکرانی عملیاتی انجـام میشود. گــاز این مخــزن از نوع شیــرین میباشد و فقط مقداری کمتــر از 1 درصــد گاز کربنیک دارد. حجم گاز درجا و ذخیره در بخش مرکزی به ترتیب 66 و 49 میلیارد فوت مکعب استاندارد و در بخش شرقی 330 و 338 میلیارد فوت مکعب استاندار می باشد .....(ادامه دارد)

ازدیاد برداشت از مخازن گاز میعانی
مقدمه
برحسب تعریف مخزن گاز میعانی عبارت از مخازنی می باشد که در تقسیم بندی انواع مخازن در حد فاصل بین مخازن نفت فرار و مخازن گاز تر قرار داشته باشد و یا به عبارت دیگر دمای فرار و مخازن گاز تر قرار داشته باشد و یا به عبارت دیگر دمای مخزن بین دمای بحرانی و حداکثر دمای دو فازی (حداکثر دمای چگالش) قرار می گیرد.
در این قبیل از مخازن سیالات موجود در مخزن تحت تاثیر کاهش فشار مخزن، از خود پدیده ای به نام «میعان قهقرائی» یا «معکوس» نشان می دهند که طی آن به محض رسیدن فشار مخزن به فشار نقطه اشباع، مقادیری از هیروکربورهای قابل مایع شدن شروع به چگالش از فاز بخار نموده و به صورت غشایی جداره سنگ مخزن را می پوشانند. با کاهش فشار مخزن به زیر نقطه شبنم، گاز «مخازن گاز میعانی» شروع به مایع شدن می کند و به صورت قطرات مایع روی سنگ مخزن پدیدار می گردد. این مایعات به وجود آمده با کاهش فشار بیشتر افزایش می یابند، به طوری که بعد از مدتی درصد اشباع آنها  از مقدار بحرانی بیشتر شده و شروع به حرکت  می کنند و در دهانه چاه تولید می شوند. به وجود آمدن میعانات گازی در درون مخزن باعث به وجود آمدن مشکلاتی می شود که مهمترین و جدی ترین آنها جمع شدن مایعات در درون مخزن و تولید نشدن آنها می باشد که از دو جنبه قابل توجه است:
از یک طرف تشکیل این میعانات در درون مخزن، به معنی از دست دادن آنها می باشد، چرا که دیگر امکان تولید این میعانات ممکن نمی باشد و از طرف دیگر بالا رفتن درصد اشباع این مایعات کاهش دبی جریان گاز را به همراه دارد. به طور کلی رو شهای گوناگونی برای ازدیاد برداشت از مخازن گاز میعانی وجود دارد که مهمترین آنها روش تزریق مجدد گاز می باشد. .....(ادامه دارد)

روش مواد فعال درسطح
روش شیمیایی شامل تزریق مایعات شیمیایی مخصوص است که به علت رفتارهای فازی خاص، که به کاهش چسبندگی سطحی بین مایع جابه جا کننده و نفت منجر می شوند، به صورت موثر نفت را جابه جا می کنند. روش مواد فعال درسطح و پلیمرها بیشترین پتانسیل بازیافت نهایی نفت را در این دسته از روش های ازدیاد برداشت دارند. دراین روش توده اولیه (مایع جابه جا کننده) یک سیستم شیمیایی مرکب به نام محلول میسلار (Micellar) است. این محلول حاوی یک ماده فعال درسطح (معمولاً یک سولفور نفتی) یک مکمل ماده فعال درسطح (Co-Surfactrant) (یک الکل)، نفت، الکترولیت ها و آب است. توده ماده فعال درسطح نسبتاً کوچک است (مثلاً10 در صد حجم کل فضاهای خالی). این توده با یک حائل پویایی، که محلولی حاوی پلیمر با غلظت چند صد جزء در میلیون (PPM) است، به پیش رانده می شود. این محلول پلیمری غالباً از نظر غلظت درجه بندی و با افزایش حجم محلول تزریقی رقیق تر می شود. حجم کلی محلول پلیمر در حدود واحد حجم فضاهای خالی است.
محلول میسلار حلالیت کمی درنفت دارد و برای ایجاد کشش سطحی بسیارکم با فاز نفت طراحی می شود. هنگامی که این محلول با قطرات نفت باقی مانده تماس می یابد قطرات تحت گرادیان فشار و در نتیجه کشش سطحی کم تغییر شکل می دهند و میان گلوگاه منافذ جابه جا می شوند. به هم پیوستن قطرات نفت منجر به تشکیل یک توده نفتی همراه با آب می شود که در جلوی توده شیمیایی جابه جا کننده حرکت می کند. توده میسلار همچنین برای ایجاد یک نسبت پویایی دلخواه به توده نفت و آبی که درجلوی آن در جریان است طراحی می شود تا از بروز حالت انگشتی در توده نفتی جلوگیری کند و بازدهی ماکروسکوپیک جابه جایی افزایش یابد.
محلول پلیمری حائل پویایی برای جابه جایی موثرتر محلول میسلار تزریق می شود. کشش سطحی بین محلولهای پلیمری و میسلار بسیار کم است وفقط اشباع کمی از محلول میسلار در محیط متخلخل باقی می ماند. وجود یک نسبت پویایی دلخواه بین محلولهای پلیمر و میسلار به جابه جایی موثرتر کمک می کند. در این روش جابه جایی ها امتزاج ناپذیرند؛ یعنی انحلال کامل بین محلول میسلار و نفت و یا بین محلولهای پلیمری و میسلار وجود ندارد. کشش سطحی کم بین سیال های جابه جا کننده در هر دو طرف توده بسیار مطلوب است. کشش سطحی کم بین محلول میسلار و .....(ادامه دارد)

روش تزریق گاز همراه با ریزش ثقلی
همانطور که پیشتر بیان شد تزریق تناوبی آب – گاز برخی معضلات تزریق پیوسته گاز مانند پویایی بالای آن؛ پدیده انگشتی شدن و همچنین ریزش ثقلی (روراندگی) را رفع می کند اما خود معضلات دیگری همچون افزایش اشباع آب در مخزن را به دنبال دارد. عملکرد حدود 5 تا 10درصد این شیوه در میادین نیز بیانگر این کاستی هاست.
برای جایگزینی روش تزریقی تناوبی آب – گاز، روش تزریق گاز همراه با ریزش ثقلی ابداع شد. در این شیوه برخلاف روش قبلی از مزیت ریزش ثقلی بین گاز تزریقی و نفت خام استفاده می شود. این شیوه بر خلاف روش قبلی از مزیت ریزش ثقلی بین گاز تزریقی و نفت خام استفاده می شود. این شیوه در مخازن بسیاری از مخازن شیبدار آزمایش شده است تا با توسعه کامل برای استفاده گسترده در مخازن کاربردی شود. در این شیوه از یک چاه تولیدی افقی در پایین لایه و چند چاه عمودی و یا یک چاه افقی برای تزریق گاز استفاده می شود .
    با آغاز تزریق گاز به علت ریزش ثقلی، گاز به سمت بالا حرکت می کند و محفظه ای را در بالای لایه تولیدی شکل می دهد و هم زمان آب و نفت به پایین رانده می شوند. با ادامه تزریق گاز محفظه گازی رشد می کند و به سمت پایین و طرفین گسترش می یابد. لذا حجم بیشتری از مخزن جاروب می شود بدون اینکه اشباع آب، مانند تزریق تناوبی آب – گاز، افزایش یابد.
مکانیزم ریزش ثقلی به رشد تعادل محفظه گاز و جلوگیری از انگشتی شدن آن کمک و از رسیدن گاز به چاه تولیدی و به اصطلاح گسست (Breakthrough) گاز و یا حداقل گسست زود هنگام آن .....(ادامه دارد)

روش های حرارتی
روش های حرارتی را می توان به زیرمجموعه های سیلابزنی با آب داغ (Hot-Water Flood) روش های تزریق بخار و احتراق درجا (In-Situ Combustion) تقسیم کرد. سیلابزنی با آب داغ که مشابه سیلابزنی معمولی است به ندرت استفاده شده و موفقیت محدودی داشته است. بخار با دو روش متفاوت تزریق تناوبی بخار (Cyclic Steam Injection) (خیساندن با بخار (Steam Soak) یا روش دمیدن و مکیدن (Huff ‘n’ Puff)) و تزریق پیوسته بخار، بخار رانشی(Steam Drive) یا سیل زنی بخار (Steam Flood) استفاده می شود.
روش تزریق تناوبی بخار روشی تک چاهی است و درآن بخار برای یک دوره معین به درون یک چاه تولیدی تزریق می شود. سپس چاه برای مدتی بسته می شود که بخش خیساندن روش نامیده می شود. در مرحله بعد چاه برای تولید باز می شود و تازمانی که میزان جریان (Flow Rate) تا حد معینی کم شود تولید ادامه می یابد، سپس تمام روش مجدداً تکرار می شود. مثلاً ممکن است چندین چرخه دریک چاه تکرار شوند که اثر بخار به تدریج با کار برد پیوسته کاهش می یابد. تولید با ترکیبی از مکانیزم ها شامل کاهش گرانروی، متورم شدن نفت و تخلیه بخار (Steam Flash) افزایش می یابد. اثر جمعی این مکانیزم ها روی نفت های سنگین تر (درجه API پایین) با گرا نروی زیاد بیشتر است. بنابراین تمایل به تزریق بخار برای نفت های با گرانروی بالا و درجه API پایین است.
دومین روش متداول تزریق بخار یا سیل زنی بخار است. در این شیوه بخار از چاه های تزریقی تزریق می شود و سیالات به سمت چاه های تولیدی که با الگوهای معینی حفرشده اند جابه جا می شوند. مکانیزم های بازیافت در این شیوه نیز بر مبنای کاهش گرانروی متورم شدن نفت تخلیه بخار و رانش بخاراند. با توجه به اینکه بخار انرژی خود را در حین حرکت از میان مخزن از دست می دهد تبدیل بخار به آب اتفاق می افتد بنابراین این روش از یک جابه جایی با آب داغ در ناحیه میعانی و به دنبال آن جابه جایی با بخار تشکیل می شود. این روش برای نفت هایی با گرانروی بالا و درجه API پایین به کار رفته اما برای نفت های سبک تر نیز قابل استفاده است.
مشکل اصلی روش های تزریق بخاردانسیته بسیار کم بخار نسبت به آب و نفت است بنابراین بخار تمایل دارد به سمت بالای مخزن حرکت کند و حالت روراندکی را برای قسمت بزرگی از نفت به وجودآورد. رسانش گرمایی از راه ناحیه درحال تماس با بخار بخشی از این پدیده را جبران می کند و در هرصورت بخش گرم شده می تواند درصد زیادی از حجم مخزن باشد. حجم گرم شده عمدتاً به ساختار مخزن بستگی دارد. کنترل پویایی نیز مشکل دیگر در فرآیند رانش بخاراست زیرا گرانروی بخار کوچکتر از گرانروی های آب و نفت است. نکات قابل توجه دیگر اتلاف گرما، مشکلات عملیاتی در دماهای بالا و نشت آلاینده های ناشی از تولید بخار در سطح اند.
یک روش حرارتی دیگراحتراق درجاست. دراین روش گرم کننده حرارتی مشعل گازی و یا تولید خود به خود احتراق در مخزن موجب تولید انرژی حرارتی می شوند. اکسیژن به صورت هوا یا به صورت جزیی خالص شده، در سطح متراکم و به طورپیوسته (روش خشک) وگاهی اوقات همراه با آب (روش تر) تزریق می شود. پس ازگرما دادن و احتراق ترکیبات سبک تر نفت بخار می شوند و در جلو حرکت می کنند. ممکن است کراکینگ حرارتی اتفاق بیافتد و بخارهای حاصل از این واکنش نیز به سمت پایین دست حرکت کنند که این به حداکثر دمای به دست آمده وابسته است. بخشی از نفت به صورت کک روی سنگ مخزن رسوب می کند و به عنوان سوخت در این روش به کار می رود. بنابراین مادامی که تزریق اکسیژن ادامه می یابد، یک جبهه احتراق به آرامی درمیان مخزن منتشر می شود و همراه آن اجزای واکنش مایعات و بخارجابه جا کننده در جلو به سمت چاه های تولیدی حرکت می کنند. .....(ادامه دارد)

روش تزریق ژل های پلیمری
در این فرآیند، محصول یا محلول های آبی شامل ژل های پلیمری با گرانروی متوسط به لایه هایی با تراوایی بالا و یا شکاف ها تزریق می شوند؛ سپس مواد در داخل مخزن واکنش می دهند تا یک ژل گرانرو (سیالی با گرانروی بالا) پدید آید. این ژل کلاً غیرمتحرک است و باعث کاهش تراوایی ظاهری قسمت موردنظر می شود.
با توجه به سیستم شیمیایی و شرایط مخزن، دستورالعمل تهیه و ترکیب مواد شیمیایی واکنش دهنده تغییر  می کند. گاهی یک همزن مواد شیمیایی را قبل از تزریق در سطح ترکیب می کند. سایر وقت ها، از جمله برای بیوپلیمرها، ترکیبات در یک تانکر ترکیب می شوند. در حالاتی نیز ترکیب در داخل مخزن و در اثر پراکندگی (Dispersion) و جا به جایی کروماتوگرافیک به دست می آید.
با بررسی یک فرآیند سیلابزنی با دبی bbl/d 2000 در این مخزن به کمک شبیه سازی های رایانه ای، دیده   می شود که تنها 500 روز پس از آغاز عملیات درصد بالایی از حجم سیال تزریقی از درون لایه با تراوایی بالا عبور خواهد کرد. باتوجه به حجم کم این لایه برداشت نفت از آن بسیار خواهد بود و سایر لایه ها نیز، به دلیل آنکه تزریق موثری در آنها انجام نمی شود، نفت قابل ملاحظه ای تولید نخواهند کرد؛ لذا می بینیم که وجود یک لایه با تراوایی بالا اثرات نامطلوبی برکل فرآیند .....(ادامه دارد)

بخشی از فهرست مطالب گزارش کارآموزی شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق

1-1مقدمه 7
1-2شرکت بهره برداری نفت و گاز شرق 8
1-3هدف از ایجاد و محدوده فعالیتهای شرکت 8
1-4استراتژی شرکت 9
1-5واحد مهندسی نفت 11
1-5-1وظایف مهندسی مخازن 11
1-5-2وظایف مهندسی بهره برداری 12
1-5-3وظایف مهندسی فرآورش 13
1-6-1میدان گازی خانگیران 15
1-6-11مخزن مزدوران 16
1-6-12مخزن شوریجه" B" 17
1-6-13مخزن شوریجه "D" 18
1-6-2میدان گازی گنبدلی 18
1-7سیستم جمع آوری، انتقال و فرآورش 19
1-7-1مخزن مزدوران 19
1-7-2مخزن شوریجه 20
1-7-3مخزن گنبدلی 20
1-8خصوصیات میادین گازی 21
1-8-1خانگیران 21
1-8-11مخزن مزدوران 21
1-8-12مخزن شوریجه" B" 22
1-8-13مخزن شوریجه "D" 23
1-8-2گنبدلی 24
1-8-21شوریجه "D" 24
فصل دوم:  ازدیاد برداشت از مخازن گاز میعانی
2-1مقدمه 26
2-2روش چرخش گاز متان 28
2-3تزریق گاز دی اکسید کربن 29
2-4تزریق گاز نیتروژن 29
2-5سیلاب زنی 30
2-6تزریق هوا 30
2-7شکاف دهی هیدرولیکی 30
2-8تزریق آب و گاز به صورت متناوب 31
فصل سوم: فرآیند ازدیاد برداشت نفت
3-1مقدمه 32
3-1-1برداشت اولیه 33
3-1-2برداشت ثانویه 33
3-1-3برداشت ثالثیه 33
3-1-4ازدیاد برداشت نفت 34
3-1-5بهبود برداشت نفت 34
3-3خصوصیات ایده آل یک فرآیند ازدیاد برداشت نفت 37
3-3-1جا به جایی میکروسکوپیک و ماکروسکوپیک 37
3-3-2ملاحظات کاربردی 39
3-4-1روش های شیمیایی 41
3-4-11کنترل پویایی 41
3-4-12روش مواد فعال در سطح 43
3-4-3روش های حرارتی 47
3-4-4روش های نوین 49
3-4-41روش تزریق بخار همراه با ریزش ثقلی 49
3-4-42روش تزریق گاز همراه با ریزش ثقلی 50
3-4-43روش استخراج بخار هیدروکربنی 51
3-4-44روش ازدیاد برداشت میکروبی 52
3-4-45روش ازدیاد برداشت الکتریکی 53
3-4-46روش ازدیاد برداشت هیبریدی 54
3-4-47روش تزریق ژل های پلیمری 55
مراجع            58

دانلود گزارش کارآموزی انتقال گاز

اختصاصی از یارا فایل دانلود گزارش کارآموزی انتقال گاز دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

مشخصات این فایل
عنوان: انتقال گاز
فرمت فایل :word(قابل ویرایش)
حجم فایل: 9 مگابایت
تعداد صفحات : 60

این گزارش کارآموزی درمورد انتقال گاز می باشد .

بخشی از تیترها به همراه مختصری از توضیحات هر تیتر از گزارش کارآموزی انتقال گاز

بخش خروجی بدنه کمپرسور
بخش خروجی بدنه کمپرسور بزرگترین قسمت بدنه کمپرسور می باشد که از یکسور به بخش میانی متصل است و از سوی دیگر به ساپورتهای انتاوی کمپرسور منجر میشود.
بخش خروجی بدنه کمپرسور وظیفه بالانس نمودن را به عهده داشته و مانع از سرج کمپررسور می گردد.
شکل بوداره های خروجی بدنه کمپرسور دیفیوزر و کسل است که باعث افزایش فشار می گردد . بخش خروجی بدنه کمپرسور دیفیوزر از دو سیلندر متحدالمرکز ساخته شده است . سیلندر داخلی روتور کمپرسوررا در بر می گیرد . و سیلندر بیرونی ادامه بدنه کمپزسور می باشد .
بخش خروجی بدنه کمپرسور دارای شش استیج ثابت است که تعداد بلیدهای عضو در هر استیج بین ده تا پانزده عدد می باشد و بلیدهای هر استیج در شیارهای ماشنیکاری شده در بدنه قرار گرفته اند و توسط خاری نصب شده باعث قل شدن بلیدها در شیارها می گردد. .....(ادامه دارد)

روتور توربین و دیسک آن   TURBIN ROTOR AND WHEEL
در توربین گازی دو روتور توربین فشار قوی (H.P.T)  و توربین بار از هم جدا هستند و به شرح زیراند.

• روتور توربین فشار قوی توسط کمپرسور محوری به حرکت در می آید . که توسط یک محور گرداننده فرعی به حرکت در می آید .
• روتور توربین فشار ضعیف که توسط بار داده شده به آن حرکت در می آید .
• هر دو روتور توربین در یک ردیف و در بخش توربین قرار داده شده اند . مکانیزم هر کدام از آنها بستگی به دیگری دارد و هر دو توربین می توانند در دو سرعت متفاوت کار کنند .
• دیسک توربین فشار قوی مستقیما به ریشه روتور کمپرسور متصل شده است.
• محور توربین فشار قوی و کمپرسور توسط یاطاقانهای 1و 2 حمایت می شوند.
• دیسک توربین بار به روتور آن پیچ شده است و توسط دو عدد یاطاقان حمایت می گردد.
• یاطاقان شماره سه که از نوع جرنال رینگ است که در قسمت جلوی بخش اگزوز قرار گرفته است .
• یاطاقان شماره چهار که از نوع جرنال تراست برینگ می باشد که در محفظه قرار گرفته است . و محل استقرار آن پس از فریم اگزوز می باشد . .....(ادامه دارد)

حد و حدود بار
افزایش بار از عوامل بغرنج توربین گاز می باشد.
طراحی توربین گاز توسط (N.P) آنچنان انجام شده است که اجازه می دهد که توربین در مرز بی خطر و ایمنی برای مدت طولانی مورد بهره برداری قرار گیرد.
این توربینها چنان طراحی شده اند که تامین کننده حداکثر بهره برداری بودن اشکال می باشد. بنابر عملکرد آنها موارد زیر را تامین می نمایند:
الف – استرسهای دینامیکی کمپرسور و توربین در اثر گرما یا لرزش
ب – استرسهای دیسک توربین
ج – سیستم خنک کننده و غیره
شرکت N.P با توجه به طراحی بالای این توربین ها و اعتماد کامل به آن معتقد است که مشتری نیز باید هر دستورالعمل عمل نماید و اهمیت لازم به رسیدگی به توربین قائل گردد.
بنابراین نمی توان محدودیت بار برای بهره برداری مطمئن از آنها برای آنها قائل شد. ولی باید به این نکته توجه داشت که پیامد بهره برداری بیش از حد و تامل بار افزونتر باعث افزایش تعمیرات می گردد . و همچنین بهره برداری غلط نمی تواند مسئولیتی متوجه شرکت N.P کند.
البته موضوعی که باید توجه داشت این است که حداکثر توانائی و بهره برداری بیش از اندازه از پلاک مشخصات الصاق شده به توربین بستگی به عوامل زیادی دارد.
الف – غلظت هوا
ب – درجه حرارت هوا
ج – درجه حرارت اگزوز
.....(ادامه دارد)

دیفیوزر و دیافراگم PCL
دیافراگم نصب و قرار گرفته است اطراف روتور که باعث شکل دهی و کمپرس هوا می گردد. حلقه عبور داده شده از میان دیافراگم باعث تشکیل دیفیوزر در قسمت خروجی ایمپلر می گردد که باعث تبدیل انرژی جنبشی گاز به انرژی فشاری می گردد .
دیفیوزر فلویی گاز را در امتداد محور و به سمت ورودی اولین ایمپلر انتقال انتقال می دهد . در قسمت ابتدای ورودی دیافراگم دیفیوزر تشکیل شده است از یک عدد رینگ که در قسمت بالای بدنه نصب شده است . اتصالاتی که از بالای پوست خارجی کمپرسور و از قسمت دیفیوزر خارج شده اند برای وصل به سیستم ارار دقیق پیش بینی شده اند که با استفاده از اختلاف فشار بین ورودی دیفیوزر  فلوی گاز را اندازه گیری می کند .
دیافراگم توسط یک خط افقی به دو قسمت تشکیل شده است که توسط پیچ و میخ پرچ به یکدیگر متصل و محکم شده اند .
مجموعه دیافراگم با میله هائی و اهرمهائی به بدنه متصل شده است که با قسمت داخلی به شکل بشکه در آمده است .
سیل های شانه ای بر روی دیافراگم و در نزدیک چشم پروانه قرار گرفته اند که باعث کاهش نشت بین خروجی و ورودی دیافراگم و به حداقل رساندن آن می گردد .
حلقه سیل o شکل در نشیمنگاه مرحله سوم دیافراگم و محیط بدنه آن در نقاط اتصال بهم قرار گرفته است. .....(ادامه دارد)

شیوه کار آزمایش :
شیر با استفاده از توپی های مشابه که در آزمایش های اول به کار گرفته شد سر هم شد.همه کشپارها (elastomers) در آزمایش جدید بودند . شیر برای راحتی مونتاژ وجداسازی در حالت عمودی نصب شد. لوله کشی برای محصور کردن  یک انتها متصل شد تا اجازه دهد فشار بالای نیتروژن در یک انتهای دیگر فراهم شود.فقط یک محل حلقه در زمان تست، آزمایش شد تا آسیب با تزریق کردن به  محل حلقه ها بیشتر آب بندی نشود.شیر با شیارهای .030 اینچی در سر و قسمت سالم توپی در محل کف مونتاژ شد. قسمت کف محل حلقه آسیب ناچیز نشان داد که نتیجه آزمایش اول و جداسازی بود. قسمت کف تا 1440 psig تحت فشار قرار داده شد و نشت گیری نیاز نشد. یک نشت خیلی کوچک از .020 تا   CFM .030اندازه گرفته شد. به محل حلقه ، Total-Lube #911 به وزن 12 اونس ( 1 اونس = 28.35 گرم = .02835 کیلوگرم) تزریق شد ویک حباب فشرده 100% حاصل شد. برای سر حلقه ، 12 اونس نشت گیر 5050 و 1440 psig فشار نیتروژن فراهم شد.
یک نشت جزئی 0.5 CFM بعد از 2 تا 3 دقیقه به وجود آمد. نشیمنگاه حلقه با 1 تا 2 اونس اضافی از نشت گیر 5050 was “topped up” و و یک حباب فشرده 100% حاصل شد.بعدا، هنگامی که شیر جداسازی و بازدید شد. ذرات PTFE در داخل نشت گیر 5050 به صورت فشرده دیده می شدند. قسمت کف توپی به عمق .010 اینچ در 5 محل تراشیده شد. یک نرخ 9.50 CFM اندازه گرفته شد . Total-Lube #911 به داخل کف نشیمنگاه حلقه تزریق شد و یک حباب فشرده 100% نشت گیری به دست آمد. نتایج موفق این آزمایش ها نتایج آزمایش هایی که دو سال قبل انجام شدند را تائید کردند. شیارهای قسمت سر تا .037  تا .040  گود شد و 5 شیار اضافی به عمق .010 در مقابل آن (180 درجه مخالف محل   شیارهای قبلی) افزوده شد.
سرحلقه آب بند با 12 اونس از نشت گیر 5050 تزریق شد و 10000 psig فشار گاز نیتروژن به کار برده شد. یک نشت گیری موقت و گذرا حاصل شد. سپس نشت اتفاق افتاد و به تدریج تا 10.00 تا 15.00  CFM افزایش یافت. .....(ادامه دارد)

بخشی از فهرست مطالب گزارش انتقال گاز

.    مقدمه3
2.    متن گزارش
2-1 تاریخچه و مشخصات واحد صنعتی  
تاریخچه سازمان4
  آشنایی اولیه با واحد صنعتی  5
2-2 شرح کارهای انجام شده توسط دانشجو در طول دوره کارآموزی
  مقدمه شرح کارآموزی7
 بخش اولیه : آشنائی با توربوکمپرسور8
 بخش دوم : تعمیرات و اورهال توربوکمپرسور در ایستگاه ها33  
3.    پروژه دوره کارآموزی
ترجمه متن علمی : نشت گیری شیرآلات صنتی بوسیله تست غیر مخرب  41  
4.    نتایج و پیشنهادات
 نتایج  58
 پیشنهادات 58
5.    ضمائم و منابع
  ضمائم60  
منابع

دانلود مقاله پستهای توزیع برق عایق شده با گاز sf6

اختصاصی از یارا فایل دانلود مقاله پستهای توزیع برق عایق شده با گاز sf6 دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

پستهای فشار قوی:برای اینکه بتوان تلفات انرژی الکتریکی را در خطوط انتقال نیروی برق کاهش داد ، مجبور به افزایش ولتاژ خواهیم بود و همچنین در قسمت توزیع و مصرف نیروی برق باید ولتاژ را کاهش داد که برای مصرف کننده‏ ها استفاده از برق میسر شود .در راستای این اهداف باید پستهایی در مناطقی از شبکه طراحی و ساخته شوند که در اینجا به بحث در رابطه با پستهای فشار قوی می‏پردازیم .

تعریف پست:مجموعه تجهیزات وسایل الکتریکی و یا الکترومکانیکی است که چند ورودی را به چند خروجی وصل می‏کند و عملیاتی همچون مراقبت ،  نظارت و فرمان قطع و وصل در آن انجام شود .

تقسیم‏بندی کلی پستها :

الف) پست تولید : پستی است که ورودی آن مستقیما” ً از نیروگاه می‏آید .

ب) پست انتقال : به پستی اطلاق می‏گردد که یک یا چند ورودی را به چندین خروجی تبدیل کند .

KV 132         KV230        و            KV230           KV 400      و         KV 132         KV400         

ج) پست فوق توزیع : پستهای 63 کیلوولت و پایین‏تر از 63 کیلوولت  را پست فوق توزیع می‏نامند .

انوع پستها بر اساس نوع عایق:

الف) پست نوع خشک Coventional

عایق‏ بین هادیها در این گونه پستهای هوا می‏باشد .    Air in sulation sub -A.I.S

 ب) پست با عایق گازی            Gas  in sulation sub-G.I.S

عایق‏ بین هادیها در این گونه پستهای گاز SF6 می‏باشد .

هر چه قدرت مصرفی بالا باشد باید ولتاژ مصرف نیز افزایش یابد و برای افزایش ولتاژ مصرفی به نصب پست های فشار قوی نیاز داریم و با توجه به اینکه ولتاژ بالا است احتیاج به میزان عایق بیشتری خواهد بود . از طرفی در شهر های بزرگ مسئله گرانی زمین مطرح است بنا بر این از پستهای G . I. S استفاده می کنند که تمام تجهیزات این پستها G.I.S در داخل گاز SF6 قرار دارد .

مزایای پستهای G.I.S  :

الف) فضای کمی را اشغال می کند .

ب) مدت زمان نصب آن کم می‏باشد .

ج) برای مناطق زلزله‏خیز و مناطق آلوده بسیار مناسب است .

د ) قابلیت  اطمینان بالا است ( بدلیل عدم وجود اتصال کوتاه درون لوله)

ه) عدم شدت میدان الکتریکی ( زیرا تمام تجهیزات در داخل لوله عایق قرار دارد و شدت میدان برروی بدنه  تأثیری نمی‏گذارد و بدنه زمین شده است ) .

معایب پستهای G.I.S:

ممکن است آب بندی خود را از دست دهد به عبارت دیگر در مقابل نشت گاز حساس یا حساس به فشار گاز است . اگر گاز SF6 در پست نشتی پیدا کند چون هیچ کلیدی  را نمی‏توان قطع کرد ( بخاطر اینکه عایقی کم شده ) در نتیجه قطع برق این پستها باید از سیستمهای باشد که از آنجا تغذیه می‏شود .

گاز SF6

گاز SF6  در صنعت برق، به عنوان یک ماده عایقی در تجهیزات فشار قوی و در سطوح ولتاژ بالا بسیار کاربرد دارد.اگرچه SF6 خالص به لحاظ شیمیایی خنثی می باشد، اما در عین حال یک گاز گلخانه ای قوی با یک شبکه مولکولی است که خواص آن در شرایط گرما، بسیار فراتر از دی اکسید کربن خواهد بود. ساختمان مولکولی گاز SF6 به صورت یک هشت ضلعی است که در هر گوشه آن یک اتم فلوئور و در مرکز آن یک اتم گوگرد قرار گرفته و فاصله هر اتم از اتم فلوئور 58 آنگستروم است .

وزن اتمی این گاز برابر با 06/146 و در فرمول شیمیایی آن 95/21% گوگرد و 05/78% فلوئور موجود است .در حالت گازی از قانون گازهای طبیعی پیروی میکند و لذا تغییر فشار فقط با تغییر درجه حرارت و آن هم در محدوده به نسبت بزرگی از آن صورت می گیرد . ویژگی فشار- حرارت  گاز SF6 نمایانگر حالت تعادل بین گاز و مایع است یعنی در همان حالتی که در سیلندرهای حامل خود وجود دارد.

شامل 13 صفحه فایل word قابل ویرایش

دانلود پروژه بررسی روشهای تزریق گاز به مخازن نفتی جهت افزایش راندمان پالایش

اختصاصی از یارا فایل دانلود پروژه بررسی روشهای تزریق گاز به مخازن نفتی جهت افزایش راندمان پالایش دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

با گذشت زمان تولید،مخازن نفتی کشور از تولید اولیه و طبیعی خود خارج گشته و نیاز کشور به دست یابی به طراحی اقتصادی و عملی برای ازدیاد برداشت کاملا محسوس می گردد.

ازدیادبرداشت نفت به تولید نفت توسط تزریق موادی به درون مخزن اطلاق میشود که بطور طبیعی در مخزن حضور ندارند.این تعریف، عملیات ازدیادبرداشت را تنهابه یک محدوده از عمر تولید مخزن (اولیه ، ثانویه ، ثالثیه)محدود نمیکند.یکی از روشها که میتواند سهم عمده ای در افزایش برداشت از مخازن کشور را ایفا کند،تزریق امتزاجی گازهای تولیدی به مخازن نفتی میباشد اما به علت وجود عدم قطعیت زیاد در مهندسی پروژه های صنعت نفت،نیاز به انجام آزمایش و بدست آوردن داده های آزمایشی و مقایسه ای انها با روشهای نظری،در بیان شرایط اقتصادی هر پروژه ی عملیاتی،کاملا احساس می شود و یکی از این گونه پروژه ها که مملو از عدم قطعیت های ناشی از طبیعت محیط متخلخل و سیالات درگیر میباشد،پروژه ی تزریق گاز امتزاج پذیر به نفت مخازن میباشد.به همین منظور دستگا ههای آزمایشی زیادی برای مطالعه ی پیشاپیش این عملیات طراحی شده اند که مقبولترین و قابل اعتمادترین آنها،دستگاه لوله قلمی میباشد.

انواع برداشت نفت بطور خلاصه در شکل آورده شده است.

در طی دهه گذشته تزریق امتزاج پذیر در بسیاری از مخازن به عنوان یک روش موفق گسترش یافته است که نوع روش تزریقی به خصوصیات سیال و سنگ مخزن بستگی دارد.

برای انجام هر پروژه تزریق ، ناگزیر از انجام شبیه سازی مخزن برای بررسی پارامترهای کلیدی مثل نفوذپذیری نسبی، فشار تزریق، تکمیل چاه و نسبت تحرک میباشیم که بر عملکرد مخزن و تزریق امتزاجی و غیر امتزاجی تاثیر میگذارد.

در بین تمامی پارامترهای ذکر شده ،تعیین MMP بسیار مهم است.

 MMP  مرز بین فرایند امتزاجی و غیر امتزاجی را مشخص میکند و برای تعیین آن ، با توجه به یک مدل ترمودینامیکی ، از یک معادله حالت متناسب با محاسبات MMP استفاده میکند.

افزایش برداشت مناسب زمانی مشاهده شده است که از منحنی نفوذپذیری نسبی امتزاج پذیر استفاده شده باشد. نفوذپذیری نسبی امتزاج پذیر ، به مفدار کشش سطحی بین سیال جابجا کننده و سیال جابجا شده وابسته است.

در بین تمامی روشهای ازدیادبرداشت سهم روشهای تزریق امتزاجی بدین ترتیب است :

تزریق گازهای هیدروکربنی : 25 درصد

تزریق گازهای خنثی : 19 درصد

تزریق دی اکسید کربن : 7 درصد

انواع تزریق گازها عبارت است از:

• تزریق امتزاج پذیر       ( Miscible injection )
• تزریق امتزاج ناپذیر ( Immiscible injection )
• کاهش ویسکوزیته
• افزایش دانسیته و انبساط نفت
• ایجاد نیروی رانش

مکانیسم های تزریق امتزاجی در ازدیادبرداشت:

مکانیسم تزریق غیر امتزاجی برای تثبیت فشار مخزن بکار میرود.

امتزاج پذیر را به دو دسته فرآیندهای FCM ,MCM تقسیم میکنیم .

  ,FCMبه فرایندی گفته میشود که طی آن گاز و نفت با هر ترکیب درصدی که شوند،دراولین تماس،امتزاج پذیری حاصل شود.

MCM فرایندی است که شرط امتزاج پذیری درتماس های متعدد وانتقال جرم درمخزن ایجاد می شود و به 3 دست تقسیم می شوند :

1- Vaporizing gas displacement process

2- condensing and condensing / vaporizing gas  (Enriched gas Displacement process)

3- CO2 - Displacement

روشهای تزریق امتزاجی گاز در مخازن نفتی:

1. Co2 injection
2. تزریق نیتروژن
3. تزریق گازهای هیدروکربونی

تزریق دی اکسید کربن و نیتروژن میتواند به دو صورت امتزاجی و غیر امتزاجی برای اهداف مختلف بکار می رود.

تزریق گازهای هیدروکربونی به سه صورت انجام میشود :

• Miscible Slug Process
• Enriched Gas Process
• High Pressure Lean Gas

در ادامه به تشریح هر یک از مکانیسم ها و همچنین مقایسه آنها خواهیم پرداخت.

 در اولین گام باید اشاره کرد که تزریق گاز در مخازن نفت به سه طریق ازدیاد برداشت نفت را به دنبال دارد :

• تثبیت فشار (Pressure Maintaining )
• تبخیر ترکیبات میانی و سنگین نفت (که منجر به امتزاج پذیری در مخزن میشود )
• جابجایی نفت ( ایجاد نیروی رانش جهت ازدیاد برداشت )

دریک تقسیم بندی مهم ، انواع تزریق گاز را اینگونه نام میبریم :

• تزریق امتزاج پذیر ( Miscible injection )
• تزریق امتزاج ناپذیر ( Immiscible injection )

  که در ادامه به تفصیل به تشریح هر کدام خواهیم پرداخت .

1. تعریف امتزاج پذیری سیال در سیال:

در اینجا به مفهوم  امتزاج پذیری اشاره خواهیم کرد که در درک چگونگی مکانیسم هایی که  به آنها خواهیم پرداخت کاربرد دارد:

تعاریف ارا ئه شده در منابع از امتزاج پذیری به شرح ذیل است.امتزاج پذیری به شرایط فیزیکی بین دو یا تعداد بیشتری از سیالات گفته میشود که به انها اجازه می دهد در هر نسبتی و بدون بوجود امدن سطحی با هم مخلوط شوند.دو سیال در حالتی با هم امتزاج پذیرند که وقتی با هر نسبتی مخلوط شوند،تنها یک فاز تشکیل گردد و بدین ترتیب هیچ سطح و در نتیجه تنش سطحی بین فازهای سیال وجود ندارد.

بنابراین پیداست که امتزاج پذیری در واقع همان عدم ایجاد سطح بین سیالات(IFT=0)،یعنی تنش صفربین دو فاز سیال می باشد.

حال اگر دو سیال به هر نسبتی با هم ترکیب نشوند تا تشکیل یک فاز را بدهند فرایند را امتزاج ناپذیر می گوییم

 تزریق امتزاج پذیر به سه دسته تقسیم میشود :

• Co2 injection
• Inert gas injection
• Miscible Hydro carbon Displacement

Co2  injection خود به دو دسته تقسیم میشود :

• Co2 Flooding
• Co2 Stimulation

که در جای خود به تشریح مکانیسم هرکدام خواهیم پرداخت .

1.1.        فرایندهای جابجایی امتزاج پذیرواهمیت آنهادر روشهای ازدیاد برداشت نفت:

نزدیک به 3/2 نفت اولیه درجا ، پس از برداشت اولیه وسیلاب زنی ثانویه در مخازن نفتی دست نخورده باقی میماند که این مسئله به علت نیروی های مویینه میباشد که از جریان نفت در محیط متخلخل مخزن جلوگیری میکند.نیروی مویینه برابر است با :         Pc = 2 ∂ cos α / r 

که در اینجا  ∂  کشش سطحی بین آب و نفت و  r  شعاع تخلخل میباشد.

تولید اولیه حدود 10 درصد و سیلاب زنی ثانویه حداکثر 40 درصد اولیه را برداشت می کنند. همانطور که گفته شد علت عدم برداشت بیشتر با سیلاب زنی ثانویه وجود نیروی مویینه بین سیال تزریقی است که دو سیال را از یکدیگر جدا نگه میدارد و به علت اختلاف چگالی و تحرک پذیری آنها،بازدهی جاروبی تزریق افت می کند.نیروی مویینه یا فشار مویینه نیرویی است که از بر همکنش سطوح سیال و سنگ ونیروهای بین سطحی سیال و سیال،و هندسه محیط متخلخل که سیالات در آن جریان دارند ناشی می شود.

نیروی مویینه درصورتی که تنش سطحی بین سیال تزریقی و نفت درجای بدام افتاده به سمت صفرمیل کند،کمینه می گردد و تنش سطحی صفر نیز چیزی نیست جز امتزاج پذیری سیال تزریقی و نفت مخزن.

بنابراین لزوم گسترش امتزاج پذیری بین گازو نفت در جهت متحرک سازی مقادیر وسیعی از نفت از طریق تبدیل آن به یک فاز متحرک تر و بهبود کارایی بردا شت کلی نفت،واضح می باشد

پس در تزریق گاز به درون مخزن ،ناگزیر از امتزاج پذیری میباشیم ،تا اینکه بتوانیم کشش سطحی را از بین برده و بر نیروی مویینه غلبه کرده و موجب حرکت نفت بشویم..

برای درک بیشتر مفهوم امتزاج پذیری در اینجا به مبانی رفتار فازی وابسته به امتزاج پذیری میپردازیم.

فهرست مندرجات:

مقدمه 1

مکانیسم های تزریق امتزاجی در ازدیادبرداشت: 3

روشهای تزریق امتزاجی گاز در مخازن نفتی: 4

فصل اول

مفاهیم تزریق گاز در ازدیاد برداشت نفت

1. تعریف امتزاج پذیری سیال در سیال: 6
2. 1.فرایندهای جابجایی امتزاج پذیرواهمیت آنهادر روشهای ازدیاد برداشت نفت: 7
3. 2.مبانی رفتار فازی وابسته به امتزاج پذیری: 8
4. 2.1.نمودارهای فشار برحسب دما: 9
5. 2.2.نمودارهای فشار / ترکیب : 12
6. 2.3.نمودارهای سه گانه ( مثلثی) : 14
7. 3. فرآیندهای FCM ,MCM: 17
8. 4.انحلال پذیری و امتزاج پذیری: 27
9. 5. Determination of minimum miscibility Pressure: 29
10. 5.1.دستگاه حباب بالا رونده (Rising Bubble Apparatus) : 30
11. 5.2. Slim tube: 31
12. 5.3.آزمایش های تماس : 35
13. 5.4.روش (VIT) Vanishing Interfacial Tension : 39
14. 6.پیش بینی شرایط امتزاج پذیری: 39
15. 6.1.امتزاج پذیری تماس اولیه (FCM): 39
16. 6.2. Vaporizing gas Drive : 41
17. 6.3.مدلهای معادلات حالت : 47
18. 7. روشها ومعیارهای طراحی : 49
19. 7.1. رفتار فازی – انتخاب حلال : 49
20. 7.2.کنترل تحرک: 50
21. 7.3.نیروی گراویتی : 50
22. 7.4.سیلابزنی مغزه : 51
23. 7.5.مدلسازی ریاضی: 51

فصل دوم

بررسی انواع روشهای تزریق گاز

1. 1. Co2 injection. 53

ناهنجاریهای تزریق پزیری: 54

1. 2. Co2 Flooding: 55
2. 3. توجیه ازدیاد برداشت نفت با استفاده از رابطه دارسی : 56
3. 4. رفتار فازی دی اکسید کربن: 57
4. 5. طراحی تزریق دی اکسید کربن: 58
5. 6. شرایط مخزن: 59
6. 7. حجم دی اکسید کربن تزریقی : 60
7. 8. تجربیات آزمایشگاهی: 61
8. 8.1. CO2 swell test: 62
9. 8.2. :Forward Contact Test 64
10. 9. پیشرفت در تکنولوژی تزریق امتزاج پذیر دی اکسید کربن: 64
11. 9.1. WAG (Water Alternating GAS): 64
12. 9.2. Foam Injection : 66
13. 9.3. Direct thickening of CO2 67
14. 10. Rules of Thumb: 67
15. 11. تاریخچه تزریق دی اکسید کربن در ایلات متحده آمریکا: 68
16. 12. دامنه کاربرد تزریق دی اکسید کربن به صورت غیر امتزاجی: 69
17. 13.:CYCLIC CARBON DIOXIDE STIMULATION.. 70

فصل سوم

ارزیابی مقایسه ای انواع روشهای تزریق گاز در ازدیاد برداشت نفت

1. 1.تزریق چرخه ای گاز (Cyclic Gas Injection): 76
2. 2.تزریق امتزاجی نیتروژن: 78
3. 3.معیارهای کاربرد: 79
4. 4.مروری برتحقیقات : 80
5. 5.نتایج وبحث: 84

فصل چهارم

تزریق گازهای هیدروکربنی

1. 1. Miscible Slug Process: 89
2. 2. Process Enriched Gas: 89
3. 3. High Pressure Lean Gas: 91
4. 4. مطالعات موردی: 94

نتایج: 98

1. 5. ضوابط انواع روشهای تزریق گاز در ازدیاد برداشت نفت: 99
2. 6. مقایسه مکانیسمهای انواع روشهای تزریق گاز: 100
3. 9. محدودیت گرانروی در انواع روشهای تزریق گاز: 102
4. 10. محدودیت های نفوذپذیری در انواع روشهای تزریق گاز: 103
5. References. 104

 شامل 107 صفحه فایل word قابل ویرایش

دانلود تحقیق ذخیره سازی گاز طبیعی در مخازن زیرزمینی

اختصاصی از یارا فایل دانلود تحقیق ذخیره سازی گاز طبیعی در مخازن زیرزمینی دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

عملیات ذخیره سازی گاز طبیعی در مخازن زیرزمینی که اولین بار در سال 1916 در مخزن زواره نیویورک انجام گرفت امروزه بصورت یک بخش بزرگ و اساسی از سیستم توزیع گاز طبیعی درآمده است. در طی سالیان متمادی ذخیره سازی جهت اهداف مختلفی مورد استفاده قرار گرفته است و صنعت نفت درصدد یافتن اهداف جدیدی است.

با توسعه بازارهای گاز و فراتر رفتن آنها از حدود منطقه تولیدی مخازن ، ذخیره سازی نقش عمده ای در توازن عرضه و تقاضا در شبکه خط لوله یافت. با افزایش ظرفیت خطوط لوله ، مخازن ذخیره سازی این امکان را به این سیستم می دهد تا در تمامی فصول سال با حداکثر ظرفیت عمل کنند. بدین ترتیب که در روزهای کم مصرف گاز به این مخازن هدایت می شود و به هنگامی که شبکه خط لوله جوابگوی نیاز بیش از حدظرفیت خود نیست ، از این نوع مخازن استفاده شود. همچنین عمل ذخیره سازی می تواند از اتلاف گازی که در مشعل ها سوزانده می شود جلوگیری کند.

اندیشه ذخیره سازی گاز در ایران اولین بار در سال 1338 توسط آقای اشتوکلین ، زمین شناس سوئیسی ، به شرکت ملی نفت ایران ارائه گردید و از آن پس مناطق متفاوتی جهت اجرای این طرح پیشنهاد شده و مورد بررسی قرار گرفته اند. اولویت بندی مخازنی که در ایران جهت ذخیره سازی گاز طبیعی مورد استفاده قرار خواهند گرفت عبارتند از : سفره های آبده ، میدان های گازی و نفتی تهی شده ، و گنبدهای نمکی. از ساختارهایی که جهت اجرای طرح ذخیره سازی پیشنهاد شده اند می توان از تاقدیس های ترکمن ده ، یورت شاه ، تلخه (شرقی ، غربی) پرندک و سراجه در اطراف تهران نام برد.

در صورت عملی شدن این طرح ، علاوه بر صرفه جویی های ارزی ، کشور صاحب تکنولوژی ملی خواهد شد همچنین با توجه به تأمین کمبود گاز طی ماههای پرمصرف سال ، یکنواخت نمودن تولید گاز برای سطوح مختلف مصرف ، برنامه ریزی جهت احداث پالایشگاههای جدید و در نهایت برنامه ریزی مصرف آتی گاز کشور ، فواید بسیاری خواهد داشت.

در این مطالعه علل نیاز به ذخایر زیرزمینی گاز طبیعی ، انواع ذخایر قابل استفاده ، مکانیزم انباشتن و تخلیه این ذخایر ، جایگاه آینده این تکنولوژی در ایران و مناطقی از ایران که می توانند محل مناسبی جهت اجرای این طرح باشند مورد بررسی قرار خواهد گرفت.

سفره های آبده (Aquifers)

شرایط لازم جهت آنکه بتوان از یک آبده جهت ذخیره سازی استفاده کرد عبارتند از :

ـ ارتفاع کافی به منظور داشتن حجم سازند کافی

ـ تخلخل کافی جهت حجم ذخیره سازی

ـ نفوذ پذیری کافی به منظور داشتن حداقل میزان جریان

ـ داشتن سنگ پوش مخزن (Cap Rock) مناسب جهت جلوگیری از مهاجرت گاز

بطور قطع اگر شرایط ذکر شده موجود نباشد احتیاجی به ادامه مطالعات نیست. برای بررسی وجود شرایط فوق روشها و آزمایشات مشخصی وجود دارد.

جهت مطالعات زمین شناسی ابتدا از چاه های حفر شده نمونه مغز و log تهیه می شود. با استفاده از اطلاعات زمین شناسی موجود در داده های مختص چاه ، افقهای مخزن مورد نظر مشخص شده با یکدیگر مقایسه می شوند. در این فاز ، ترتیب استراتیگرافیک (Stratigraphic) در منطقه مطالعه می شود. با ارتباط دادن مناطق مختلف می توان احتمال وجود مخزن و سنگ پوش مخزن را بررسی نمود. سازندهای متعددی از لحاظ سن زمین شناسی ، عمق ، یکنواختی و ارتباط آنها با لایه های بالایی و زیرین بدقت مطالعه می شوند. همکاری زمین شناسانی که بر روی Log مطالعه می کنند و ژئوفیزیست ها منجر به بدست آمدن نقشه های ساختمانی (Structural) و هم ذخامت (Isopac) از منطقه مورد نظر می شود. مغزه های بدست آمده بعد از شستشو و بسته بتندی به آزمایشگاه منتقل می شوند تا مقادیر نفوذ پذیری و تخلخل آنها اندازه گیری شود. با بررسی آب مخزن و مقایسه ذرات جامد معلق در آنها می توان به امکان وجود ارتباط بین سنگ پوشهای مخزن پی برد.

آزمایشات انجام شده بر روی نمونه های تمام مغزه مشخص کننده عمق ، نفوذپذیری عمودی نسبت به آب ، نفوذپذیری سنگ پوش مخزن و فشار آستانه (Threshold Pressure) می باشند.

با آنالیز معمولی (Routine) نمونه مغزه های ساختار مورد نظر ، نفوذپذیری عمودی و افقی نمونه ها و همچنین میزان تغییرات تخلخل با عمق بدست می آید از داده های بدست آمده از چاهها و اعماق مختلف معدل گیری می شود تا مقادیری از نفوذ پذیری و تخلخل که معرف هرچاه باشد حاصل گردد.

آزمایشات نفوذپذیری نسبی و فشار موئینه را می توان در تعیین میزان آب همزاد ، میزان اشباع باقیمانده (Residual Saturation) و منحنی های نفوذپذیری نسبی بکار برد. میزان آب همزاد را می توان بوسیله دستگاه سانتریفوژ نیز بدست آورد. غالباً منحنی های فشار موئینه را هم تحت شرایط آشام و هم تحت شرایط تخلیه بدست می آورند. با استفاده از منحنی های فشار موئینگی تحت شرایط تخلیه می توان میزان فشار آستانه برای سنگ پوش مخزن را تعیین نمود.

علل نیاز به ذخیره سازی گاز در ایران

اندیشه ذخیره سازی گاز در ایران اولین بار توسط آقای اشتوکلین ، زمین شناسی سوئیسی ، در اسل 1338 و سپس توسط آقای هوبر در کوه نمک قم به شرکت ملی نفت ایران ارائه گردید. (البته نتایج اکتشاف های اخیر غیر از ایت رابیان می کند) با توجه به این مهم که ایران دومین کشور صاحب ذخایر گاز طبیعی است و با توجه به رشد فزاینده تقاضای بازار (نیروگاهها ، صنایع و واحدهای خانگی / تجاری) چنانچه ذخیره سازی گاز طبیعی به نتیجه برسد ، علاوه بر صرفه جویی های ارزی کشور صاحب تکنولوژی ملی خواهد شد که فواید زیر را دربر دارد.

ـ تأمین کمبود گاز طی ماههای سرد سال

ـ یکنواخت کردن تولید گاز برای مواقع کم مصرف و پر مصرف

ـ افزایش کنترل ملی بر عرضه و تقاضا و ثبات قیمتها

ـ بالا بردن امنیت ملی در تأمین انرژی به خصوص در شرایط بحرانی

ـ جلوگیری از سوزاندن و به هدر رفتن گاز محول در نفت در مشعل ها

مناطق مناسب جهت اجرای طرح در ایران

قسمت اعظم ذخایر گازی ایران در اعماق خلیج فارس و نواحی جنوب کشور واقع شده است. با نگاهی اجمالی به نقشه شبکه خط لوله گازدرایران (شکل4)مناسب ترین منطقه جهت احداث ذخایرزیرزمینی ، ایران

مرکزی به خصوص در نواحی لرستان به نظر می رسد. میزان برودت هوای زمستانی این منطقه و بالا بودن میزان مصرف سوخت خود می تواند دلیل مهم دیگری در انتخاب این منطقه باشد. اما متأسفانه طی مطالعاتی که انجام شده تا کنون ساختار مناسبی در این منطقه یافت نشده و بالاجبار نواحی اطراف تهران مورد بررسی قرار گرفته اند.

شامل 84 صفحه فایل word قابل ویرایش