گزارش کارآموزی شیرین سازی گاز در واحد تصفیه گاز و گوگردسازی جدید مجتمع پتروشیمی رازی

اختصاصی از یارا فایل گزارش کارآموزی شیرین سازی گاز در واحد تصفیه گاز و گوگردسازی جدید مجتمع پتروشیمی رازی دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:32

فهرست مطالب:

مقدمه
گاز ترش (sour gas):
خاک فسفات:
آب:
هوا:
واحد جذب آب و گاز رسانی مسجدسلیمان:
واحد تصفیه گاز وگوگردسازی مجتمع پتروشیمی رازی:
شرح کلی فرآیند شیرین سازی گاز توسط DEA:
           ((فرآیند تصفیه گاز در واحد تصفیه گاز و گوگرد سازی جدید))
Gas Heater:
فیلتر گاز ترش (Gas Filter):
برج جذب (DEA Absorber Tower):
تریم کولر گاز شیرین (sweet gas Trim cooler):
رزدیو (Residue gas scrubber):
فلش درام (FLASH DRUM):
مبدلهای حرارتی (HEAT EXCHANGER):
برج احیاء (DEA REGEAERATOR):
فین فنهای آمین:
تریم کولرهای آمین:
دوباره جوشاننده ها (REBOILERS):
فیلترهای تصفیه آمین (DEA FILTERS):
فنهای اسید-گاز (ACID-GAS FIN FAN):
تریم کولر اسید-گاز (ACID-GAS TRIM COOLER):
رفلاکس درام (REFLUX DRUM):
دلایل عمده آبگیری اسید-گاز عبارتند از:
ناک-اوت درام اسید-گاز (ACID-GAS KNOCK-OUT DRUM):
عوامل ایجاد کننده پدیده کف در محلول DEA:
اشکالاتی که پدیده کف ایجاد میکند:
روشهای جلوگیری از تشکیل پدیده کف:
(( واحد گوگردسازی ))
کوره اصلی واکنش (REACTION FURNACE):
دیگ بخار (STEAM DRUM):
چگالنده شماره 1:
کوالسیر (COALESCER):
کوره کمکی شماره 1 :
برج تبدیل کننده واکنش (CONVERTOR):
چگالنده 2:
چگالنده شماره3 :
STACK:
COOLING TOWER:

مقدمه

پتروشیمی رازی یکی از عظیمترین کارخانه های تولیدی کودهای ازته و فسفات و مواد شیمیایی در کشور می باشد.این مجتمع بزرگترین تولید کننده آمونیاک,کوداوره,اسید سولفوریک و گوگرد وتنها تولید کننده اسید فسفریک وکود دی آمونیوم فسفات در ایران میباشد.مواد اولیه مصرفی این مجتمع گاز ترش,خاک فسفات کلسیم و آب و هوا میباشد.

به علت قدمت واحدها وصدمات وارده در جنگ ظرفیت تولید در حال حاضر به 2400000 تن در سال رسیده است.که با تکمیل طرح آمونیاک سوم این ظرفیت به 3700000 تن در سال خواهد رسید.صدور سالانه 1200000 تن کود شیمیایی به مراکز توزیع در تقویت وتوسعه اقتصادی کشور مفید و موثر میباشد.

اکنون به توضیح مختصری در مورد مواد اولیه مجتمع میپردازیم:

گاز ترش (sour gas):

اصلی ترین خوراک مجتمع گاز است که از هفت حلقه چاه اختصاصی شرکت واقع در مسجد سلیمان استخراج میگردد.عمق این چاهها از 3960 تا 4270 متر است.که گاز مورد نیاز مجتمع را با فشاری حدود 2200 پوند بر اینچ متر مربع تامین مینماید.

این گاز حاوی 64% متان(CH4) و24% H2S و11%گاز کربنیک (CO2) است.و بقیه آن راهیدروکربنهای سبک و مقدار کمی CS و CS2 و... تشکیل میدهد که مخلوط آن را گاز ترش (SOUR GAS) مینامند.گاز ترش پس از نم زدایی در واحد جذب آب مسجد سلیمان به وسیله یک خط لوله 20 اینچ وبه طول 174 کیلومتر که ظرفیت آن در حال حاضر 220 میلیون فوت مکعب در روز میباشد به مجتمع فرستاده میشود.که در پاره ای از موارد میزان گاز مذکور جوابگوی نیاز مصرفی مجتمع نمیباشد که کمبود آن از طریق شرکت ملی گاز اهواز تامین میشود.

خاک فسفات:

ماده خام و اساسی دیگری که در مجتمع استفاده میشود,خاک فسفات است که از کشورهایی نظیر مراکش و توگو و اردن تامین شده و بوسیله کشتی در اسکله اختصاصی مجتمع تخلیه میشود. منابع موجود درخاک فسفات در اطراف یزد از نظر کمیت و کیفیت پاسخگوی نیاز این مجتمع نمیباشد.

آب:

آب مصرفی این مجتمع بوسیله یک خط لوله کانال آبرسانی منطقه از رودخانه کارون واقع در اهواز به مسافت 80 کیلومتر به سه مخزن آب مجتمع هر کدام با گنجایش 33000 مترمکعب که اخیرا" جهت افزایش ذخیره آب مورد نیاز کارخانجات مجتمع احداث شده اند به صورت زیر مصرف میشود:

- آب صنعتی که پس از تصفیه شیمیایی وگرفتن املاح آنها جهت مصرف واحدها و دیگهای مولد بخار استفاده میشود.

-آب اشامیدنی

-آب آتشنشانی

در ضمن بخشی از آب مورد نیاز چگالندههای واحد آمونیاک از طریق آب دریا تامین میشود که بوسیله تلمبه خانه مجهزی مشتمل بر شش دستگاه تلمبه با ظرفیت 80000 مترمکعب درروز که در کنار اسکله قرار دارد به واحد ارسال میشود.

گزارش کارآموزی شرکت پتروشیمی رازی واحد تصفیه گاز جدید

اختصاصی از یارا فایل گزارش کارآموزی شرکت پتروشیمی رازی واحد تصفیه گاز جدید دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:23

فهرست مطالب:
موضوع                                                                               صفحه
پیشگفتار .................................................................................4
بازیافت مایعات هیدروکربوری .................................................5
    برشهای مایع گاز طبیعی ........................................................................5         
    تفکیک جزء به جزء بوسیله سرماسازی .................................................5
    تفکیک جزء به جزء بوسیله تقطیر در دمای پایین .................................8
    جذب توسط نفت ................................................................................9
    جداسازی بوسیله جذب سطحی ...........................................................9
جداسازی گازهای اسیدی ......................................................10
    عوامل انتخاب فرآیند ........................................................................10
    فرآیندهایی که بر اساس حلال های شیمیایی قرار دارند .....................11
         شستشو با آمین ...............................................................................11
         شستشو با کربنات پتاسیم ................................................................15
    فرآیندهایی که بر اساس حلال های فیزیکی قرار دارند ......................16
    جداسازی گازهای اسیدی بوسیله فرآیندهای جذب سطحی ...............17
    جداسازی گازهای اسیدی بوسیله تراوایی گازی .................................17
     تفکیک جزء به جزء گازهای اسیدی .................................................18
     شیرین سازی برش های مایع(LPG)  ...............................................19
     تبدیل سولفید هیدروژن به سولفور ....................................................19

فهرست مطالب
موضوع                                                                              صفحه
فراوری تکمیلی گاز طبیعی ......................................................21
حذف نیتروژن و هلیوم ............................................................22
جداسازی جیوه ......................................................................22
نتیجه گیری ...........................................................................23




پیشگفتار

از سری گزارش های کارآموزی ( گزارش کارآموزی سه ماهه ششم ) و در ادامه مباحث مربوط به فراوری گاز طبیعی و سیر مراحل آن، ابتدا روش های مختلف بازیافت مایعات هیدروکربوری ( بویژه روش تفکیک جزء به جزء بوسیله سرماسازی )  بررسی می شود و سپس نحوه جداسازی گازهای اسیدی با ذکر علل و عوامل انتخاب فرآیندهای مختلف مورد استفاده در این زمینه بخصوص روش شستشو با آمین تشریح می گردد.
در ادامه گزارش، مبحث فراوری تکمیلی گاز طبیعی و نیز چگونگی حذف گازهای نیتروژن و هلیوم و روشهای جداسازی جیوه ذکر خواهد شد.
    

برشهای مایع گاز طبیعی :

اگر گاز طبیعی، حاوی مقدار زیادی مواد هیدروکربوری غیر از متان باشد (گازهای مایع یا گازهای همراه)، در صورت لزوم می توان تا حد امکان قسمتی از این هیدروکربن ها را از گاز جدا کرد تا بدین ترتیب از تشکیل فاز مایع در حین انتقال گاز جلوگیری شود.این جداسازی معمولا بوسیله کاهش دما و تشکیل یک فاز مایع، انجام
 می گردد. همچنین می توان با استفاده از فرآیندهای جذب یا جذب سطحی، به این منظور دست پیدا کرد. برشهای مایع زیر به ترتیب در اثر کاهش دما، به دست می آیند :
الف : بنزین طبیعی یا مایع شده که یک بنزین سبک بوده و نشان دهنده برش C5+ است.
ب : برش LPG که شامل پروپان و بوتان ها ( نرمال و ایزو ) می باشد، مخلوط بنزین طبیعی و  LPG (که حاوی اتان نیز می باشد) با کاهش دمای گاز طبیعی تا نقطه میعان LPG به دست می آید، در این حالت جداسازی بین بنزین طبیعی و  LPG صورت نمی گیرد و ماده حاصل به نام مایعات گاز طبیعی (NGL) خوانده می شود.
ج : با کاهش دمای گاز طبیعی تا حدود ْc160- ، امکان میعان متان فراهم می شود، به این ترتیب گاز طبیعی را می توان در فشار اتمسفری و به صورت گاز طبیعی مایع شده (LNG) انتقال داد. این برش اساسا از متان تشکیل شده است و عموما دارای اتان می باشد؛ در صورتی که برش LPG در واحد مایع سازی جدا نشده باشد، گاز طبیعی مایع شده ممکن است که دارای LPG نیز باشد.

مقاله موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

اختصاصی از یارا فایل مقاله موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:156

فهرست مطالب:

 

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

1. سیاستهای تزریق گاز و مقایسه ای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان
2. فقدان سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز
3. سوابق استعماری
4. مروری بر موقعیت صنعت نفت ایران در سال های قبل از انقلاب و نحوه اعمال مقاصد شرکت های عامل نفت
1-5- ایجاد محیط استعماری
2-5- مقاومت ها و تلاش ها
3-5- تغییر شرکتهای عامل نفت به شرکتهای خدمات ایران (OSCO)
5. مروری بر 22 سال گذشته
6. اولین پیشنهاد سرمایه گذاری در ایران از طرف شرکت ژاپنی جپکس
7. عدم توفیق برنامه افزایش تولید
8. قرارداد سیری توتال
9. قرارداد « الف» درود
10. پروژه نوروز سروش شل
11. پروژه سلمان
12. پروژه مسجد سلیمان
13. پروژه LNG
14. پروژه ارتقاء سقف تولید به 5 میلیون بشکه در روز
15. مقایسه قرارداد شرکت سابق خدمات نفتی ایران (OSCO) با قراردادهای بیع متقابل
16. چگونه می توان سقف تولید فعلی را ثابت نگه داشت
17. جمع بندی و نتیجه گیری
مقاله دوم: ضرورت تزریق گاز به میدان های نفتی
1. مبنای برنامه ریزی وزارت نفت
2. روش اجرایی سیاست افزایش تولید و توسعه ظرفیت
3. نگاهی به پروزه های انجام شده یا در دست انجام
1-4. پروژه سیری «A» و «E»
2-4. میدان درود
3-4. میدان سروش نوروز
4-4. پروژه فروزان اسفندیار
5-4. پروژه سلمان
6-4. پروژه پارس جنوبی
7-4. پروژه مسجد سلیمان
8-4. پروژه تبدیل میدان گازی سراجه جهت قله تراشی گاز تهران
5. جمع بندی و نتیجه گیری
منابع اصلی

 

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

ملاحظه می شود که تزریق گاز در مخازن نفتی، با صرفه ترین نحوه استفاده از آن است. در عین حال، این روش از نظر اصول، تنها راه صیانت از مخازن نفتی و تبدیل نفت بالقوه به نفت بالفعل برای نسل­های آینده کشور است.

 

 

 

2.سیاستهای تزریق گاز و مقایسه­ای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان

 

ذخایر واقعی نفت عربستان حدود 200 میلیارد بشکه است، در حالی که ذخایر نفت و گاز ایران 37 میلیارد بشکه نفت بالفعل و 50 میلیارد نفت بالقوه و حدود 800 تریلیون پای مکعب گاز را شامل می­شود. در نتیجه، مجموع حجم نفت و گاز ایران حدود 220=133+37+50 میلیارد بشکه ( معادل نفت خام) است. در صورتی که فرض شود ایران روزانه به طور متوسط 5/3 میلیارد بشکه نفت و عربستان به طور متوسط روزانه حدود 10 میلیون بشکه نفت بهره­برداری می کند در نتیجه در 15 سال آینده، ذخایر نفت ایران در حدود 201=19-220 میلیارد بشکه و ذخایر نفت عربستان حدود 145=55-200 میلیارد بشکه خواهد بود.

 

ملاحضه می شود که در 15 سال آینده، ایران در مقام اول و عربستان در مقام دوم از نظر ذخایر نفت و گاز در خاورمیانه خواهند بود. لازم به تذکر است ذخایر گازی که احتمالاً در عربستان در فرایند اکتشاف تولید خواهد شد، به مصارف داخلی، شامل تولید برق و تهیه آب آشامیدنی ( شیرین سازی آب) خواهد رسید. ایران نیز امکان کشف ذخایر گازی جدید را داراست.

 

اعتبار سیاسی در منطقه بدون امکانات و توانایی اقتصادی ممکن نیست. از طرف دیگر تقاضای گاز در جهان در 15 سال آینده به نحو شدیدی افزایش خواهد یافت علت این امر کمبود عرضه نفت در برابر تقاضا از یک طرف و بالا رفتن روند مصرف گاز در سال­های آینده می­باشد. بنابراین ارزش گاز در آن زمان به میزان بیشتری در مقایسه با ارزش فعلی آن  ـ یعنی هزار پای مکعب گاز معادل حرارتی یک ششم قیمت یک بشکه نفت ـ خواهد رسید. ضمن آنکه باید توجه داشت که ما نمی توانیم هم روزانه 20 میلیارد پای مکعب گاز در مخازن خود تزریق کنیم و هم حجم قابل ملاحظه ای از گاز را صادر نماییم.

 

در این جا لازم است توضیح داده شود که 800 تریلیون پای مکعب ذخایر گاز ایران، گازهای همراه نفت و کلاهک گازی مخازن نفتی و مخازن مستقل گازی را شامل می شود. حجم گازهای همراه با میزان نفت استخراجی متناسب است. بنابراین تنها از میدانهای مستقل گازی است که می توان با حجم بالایی گاز استخراج نمود.

 

 

 

باید توجه داشت که در کشورهای غربی از هم اکنون برنامه تامین انرژی مصرفی خود را 25 سال آتی، برنامه ریزی می کنند. بنابراین باید راه­های موجود و مطمئن تامین آن را با کم ترین قیمت ممکن بررسی و برنامه ریزی نمایند. لذا تامین منابع گازی غرب از سال 2015 به بعد ایجاب می کند که ایران موضوع تزریق گاز را در مخازن خود فراموش نموده و از هم اکنون در راه صادرات گاز به کشورهای همسایه اقدام کند. 

مقاله برنامه ریزی استراتژیک برای مدیریت مخازن نفت و گاز ایران

اختصاصی از یارا فایل مقاله برنامه ریزی استراتژیک برای مدیریت مخازن نفت و گاز ایران دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:83

فهرست مطالب:

برنامه ریزی استراتژیک برای مدیریت مخازن نفت و گاز ایران. ۱
مقدمه. ۳
تعریف مخزن شکاف دار. ۵
فرایند جا به جایی نفت با گاز یا با آب تحت « ریزش ثقلی»۸ ۶
۱-۱٫ میدان نفتی فهود ( عمان )۳۷ ۱۸
۲-۱٫ میدان نفتی «ابکتون» (مکزیک)۴۱ ۱۹
۳-۱٫ میدان نفتی «اسپرابری» (امریکا)۴۲ ۲۰
۴-۱٫ بررسیهای آزمایشگاهی۴۴ ۲۱
۱-۲٫ تاریخچه مختصر بررسیهای میدانی. ۲۴
۱-۱-۲٫ میدان نفتی « زلتون» ( ناصر)۴۷ ۲۴
۲-۱-۲٫ میدان نفتی « قوار »۴۹ ۲۵
۳-۱-۲٫ میدان نفتی « انتظار»۵۲ ۲۶
۴-۱-۲٫ میدان نفتی « لیک ویو»۵۵ ۲۶
۵-۱-۲٫ میدان نفتی « فهود»۵۷ ۲۷
۶-۱-۲٫ میدان نفتی هفتکل۵۹ ۲۸
۷-۱-۲٫ میدان نفتی « هندیل »۶۱ ۲۹
۸-۱-۲٫ میدان نفتی « ابکتون »۶۳ ۳۰
۱۰-۱-۲٫ « دکسترا»۷۵ ۳۱
۲-۲٫ سایر تجربههای آزمایشگاهی. ۳۳
۱-۲-۲٫ آزمایش« ترویلگر و همکاران»۷۹ ۳۳
۳-۲-۲٫ آزمایشهای تخلیه نفت با روش گرانروی توسط انستیتو نفت فرانسه۸۳ ۳۴
۴-۲-۲٫ آزمایشهای سروش و سعیدی۸۶ ۳۶
۵-۲-۲٫ آزمایشهای فشار موئینگی توسط انستیتو نفت فرانسه۹۰ ۳۶
۷-۲-۲٫ آزمایشهای «هاگورت»۹۳ ۳۸
۳٫ مهم ترین عوامل اقتصادی بازیافت نفت از مخازن نفتی ایران کدامند؟. ۴۵
۱-۳٫ تزریق گاز غیر امتزاجی. ۴۶
۱-۱-۳٫ تزریق گاز هیدروکربوری.. ۴۶
۲-۱-۳٫ تزریق گاز غیر هیدروکربوری.. ۵۰
۱-۲-۱-۳٫ تزریق هوا یا تزریق گاز ازت غیر خالص…. ۵۳
۲-۳٫ تزریق گاز امتزاجی. ۵۴
۳-۳٫ تزریق «آب توان یافته»۱۲۷ ۵۷
۴-۳٫ حفاری افقی و بهبود تجهیزات روی زمینی. ۶۱
۱-۴-۳٫ بهبود تجهیزات روی زمینی. ۶۲
۱-۴٫ الگوی بهینه تخصیص گاز. ۶۴
۲-۴٫ بازار آینده نفت.. ۶۴
۶٫ جمع بندی و نتیجه گیری.. ۶۹
منابع. ۷۲

مقدمه

ایران دارای یکی از بزرگ ترین ذخایر « نفت در جا »1 در دنیاست که حجم اولیه آن بیش از 450 میلیارد بشکه تخمین زده می­شود. از این مقدار حدود 400 میلیارد بشکه در مخزن « شکاف دار»2 و بقیه آن در مخازن « تک تخلخلی »3 قراردارند.

از این مجموعه بیش از 91 میلیارد بشکه نفت خام یعنی بیش از 20 درصد قابل برداشت است. به علاوه باید توجه داشت که متوسط بازیافت نفت خام از مخازن شکاف دار تا حدودی کمتر از مخازن تک تخلخلی با همان خصوصیات است.

هدف اصلی این نوشته بررسی بازیافت اقتصادی و قابل قبول نفت از این مخازن عظیم است. این امر نه­ تنها به سود کشور ایران است بلکه سایر کشورهای جهان نیز از آن منتفع می­شوند. برای بررسی این موضوع کلیدی لازم است هر یک از عوامل اصلی مهندسی مخازن نفت به شرح زیر مطالعه شوند.

• چرا ضریب بازیافت نفت از مخازن ایران در مقایسه با نقاط دیگر جهان پایین تر است؟
• موقعیت عملی بازیافت نفت از مخازن « تک تخلخلی » و « شکاف دار» ایران چگونه است؟
• مهم ترین عوامل اقتصادی بازیافت بیشتر نفت از مخازن ایران کدام­اند؟
• حداکثر برداشت از نفت در جا با در نظر گرفتن فرایند تولید اولیه و ثانویه به چه میزان است؟
• چگونه می­توان سرمایه گذاری لازم جهت تزریق گاز مورد نیاز به میزان 20 میلیارد پای مکعب در روز به مخازن نفتی را تامین کرد؟

برای بررسی ظرفیت­های ممکن بازیافت و استحصال نفت از مخازن کشف شده موجود، مطالعه گسترده مخازن نفت و گاز کشور چه در خشکی و چه در مناطق دریایی لازم به نظر می­رسد.

به منظور انجام این مطالعات به زمان، نیروی انسانی متخصص و حمایتهای مالی نیازمندیم. این کار لزوماً باید از طریق «مدل سازی مفهومی »4 از تمام مخازن موجود کشور انجام گیرد. با انجام این روش می­توان کلیه مخازن نفت و گاز کشور را طی دوره زمانی قابل قبول و با هزینه معقول مطالعه نمود، و این در حالی است که از کیفیت کار نیز کاسته نخواهد شد.

قبل ورود به مباحث اصلی، بهتر از به طور اجمال فرق­های اساسی بین مخازن شکاف­دار و تک تخلخلی را بیان کنیم. تفاوتهای اصلی مخازن نفتی شکاف­دار و تک تخلخلی به شرح زیر خلاصه می­شود:

تعریف مخزن شکاف دار

مخزن شکاف دار مخزنی است که در ساختار آن شکستگی یا ترک وجود داشته باشد ضمن آن که این شکاف­ها شبکه­ای را ایجاد کنند. این شبکه می­تواند تمام یا بخشی از مخزن نفت را شامل شود. در ساختار این شبکه هر یک از سیال­ها می­توانند درون شبکه شکاف­ها از هر نقطه به نقطه دیگر جریان یابند. مثال­های بارز مخازن شکاف­دار در ایران به مفهوم کامل آن، مخازن نفتی هفتکل، گچساران و آغاجاری است. مخازن کرکوک در عراق و « کان ترل»5 در مکزیک از نمونه­های دیگر این مخازن به شمار می­روند. نمونه­های مخازن شکاف دار غیر کامل، مخازن بی بی حکمیه، بینک، مارون و اهواز است. به بیان دیگر، در مخازن مذکور وجود شبکه­ شکستگی­های نامنظم در مخزن، کل ساختار مخزن را شامل نمی­شود.

مخازن شکاف دار، مرکب از سنگهای شکسته با فضاهای کوچک خالی بین آنها است و این شکستگی­ها به صورت منظم و غیرمنظم تشکیل شده­اند. در این گونه مخازن « حفره­ها »6 و حتی غارهای بزرگ می­تواند نیز وجود داشته باشد. فواصل شکاف­های افقی معمولاً از مواد غیر قابل نفوذ پر شده­اند، در حالی که فواصل شکاف­های عمودی غالباً خالی هستند. بنابراین چنین مخازنی دارای دو گونه بریدگی است: یکی شکافها یا شکستگی­های باز و توخالی و دیگری لایه­های افقی نازک غیر قابل نفوذ.

« بلوک­های ماتریسی»7 بر حسب فاصله بین دو گسستگی تعریف می­شوند. این گسستگی­ها می­توانند فاصله بین دو لایه قابل نفوذ یا دو لایه غیر قابل نفوذ افقی و یا فاصله بین دو لایه قابل نفوذ و غیر قابل نفوذ باشند.

فرایند جا به جایی نفت با گاز یا با آب تحت « ریزش ثقلی»8

جا به جایی نفت چه در مخازن تک تخلخلی و چه در مخازن شکاف دار شبیه یکدیگر است9، هر چند که مکانیسم تزریق گاز یا آب در هر یک از این دو نوع مخزن با یکدیگر متفاوت است. به بیان دیگر، در مخازن شکاف­دار به علت نفوذ­پذیری کم سنگ مخزن، بخشی از گاز یا آب تزریقی وارد سنگ مخزن شده و بقیه گاز یا آب تزریقی به ناچار از طریق شکافها سنگ­های با نفوذ­پذیری کم را دور می­زند، در حالی که در مخازن تک تخلخلی، سیال تزریق شده از خلل و فرج به هم پیوسته عبور می­کند.

به هر حال جریان سیال تزریقی چه در مخازن تک تخلخلی و چه در مخازن شکاف­دار از قوانین خاص خود تبعیت می­کند، ولی سازوکار حاصل در هر دو حالت تقریباً یکسان است.

وجود شکستگی­های موجود در مخازن شکاف­دار در مقایسه با مخازن تک تخلخلی دارای ویژگیهای زیر است:

الف ـ فرایند « ریزش ثقلی» و در مخازن شکاف­دار در مقایسه با مخازن تک تخلخلی سرعت نسبی بالاتری دارد. دلیل این امر آن است که نفوذپزیری بسیار پایین تر سنگ مخزن در مقایسه با نفوذپذیری شکافها موجب می­شود که سطح گاز و نفت در شکافها پایین تر از سطح آب و گاز در بلوک­های ماتریسی نفتی قرار گیرد. به ترتیبی مشابه می­توان گفت که سطح آب و نفت در شکافها از سطح آب و نفت در بلوکهای ماتریسی بالاتر است.

بر طبق آزمایشهای انجام شده در مخازن تک تخلخلی با نفوذپذیری مثلاً یک میلی دارسی، جریان « ریزش ثقلی» به زمان بسیار طولانی تری در مقایسه با مخازن شکاف­دار با همان نفوذپذیری نیاز دارد.

ب ـ در سیستم مخازن شکافدار، نفت تولید شده از سنگ مخزن، در فاصله­های دورتری از « چاه­های تولیدی » به دست می­آید. لذا به دلیل بهره­وری بالا در مخازن شکاف­دار، فاصله چاه­های تولیدی از یکدیگر به مراتب بیش از فواصل چاه
­های تک تخلخلی در نظر گرفته می­شود.

ج ـ وجود شکافها، به تفکیک گاز یا آب از نفت کمک می­کند. این امر باعث می­شود که میزان گاز اضافی یا آب اضافی قابل تولید در ستون نفت، کمتر شده و بدین ترتیب انرژی مخزن با بازدهی بیشتری حفظ می­شود.

مقاله تعمیرات سیستم های هوای ورودی و تجهیرات سیستم توربین گاز

اختصاصی از یارا فایل مقاله تعمیرات سیستم های هوای ورودی و تجهیرات سیستم توربین گاز دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:156

فهرست مطالب:

توری ورودی (INLET SCREEN) 5
(سپراتورهای اینرسی) 5
پیش فیلترهای میانی (MEDIA PRE- FILTERS) 6
درب بای پاس (BY PASS – DOOR ) 9
کوپه وردی کانال ورودی و صداگیرها(SILENCERS  ) 10
« جداکننده های رطوبت» 10
خنک کننده های تبخیری(EVAPORATIVE- COOLERS ) 11
کارکرد پمپ در وضعیت شان دان واحد 12
صفحه 13
MS 9001 19
فشارها (PAIG) 23
مقادیر اولیه در محاسبه کارائی 25
چک های کرنکنیگ( تنظیمات نهائی) 28
اندازه گیریهای کلیرنس نازل( در صورت نیاز) 30
جدول (1-4) 34
تجهیزات مورد نیاز 36
برنامه ریزی بازرسی با بورسکوپ 37
روش بازرسی 39
NOTE 41
دمونتاژ(DISASSEMBLY ) 42
(a دمونتاژ والو: 53
جدول(CI-1) - 62
مونتاژ مجدد 65
1) چک فلوی هوای نازل سوخت 69
عمل 12- بازرسی لاینرهای احتراق 71
حدهای بازرسی در لاینرهای از نوع (SLOT-COOLED) 75
درپوش کرکره ای احتراق(LOUVERD COMBUSRION CAP) 81
NOTE 84
حدهای بازرسی ترانزیشین پیس MS-9001 85
جدول (CI-6) 86
جدول(GI-7 ) 90
حدهای بازرسی جرقه زن 90
NOTE 92
NOTE 98
چکهای راه اندازی (START UP) 104
کلیات 109
عواملی که بر مقدار و حجم تعمیرات اثر می گذارند: 110
سوخت Fuel 111
میزان تکرار استارت (راه اندازی) Starting frequency 112
محیط Environment 113
انواع بازرسی 115
بازرسی احتراق (Combuston inspection) 118
بازرسی مسیر گاز داغ 119
بازرسی اساسی (Major Inspection) 120
فواصل بازرسی (Inspection Intervals) 121
(peak load) توسط متخصصین مربوطه داده خواهد شد. 121
تعمیر و نگهداری سیستم ها 123
سیستم روغنکاری 123
پمپ های روغن روغنکاری 123
تانک روغن روغنکاری 123
خواص روغن روغنکاری 124
مبدل های حرارتی 124
مجموعه های رادیاتور و هدر (HEADER) 125
هیترهای غوطه ور در روغن روغنکاری 126
کوپلینگهای (DRESSER) 126
سیستمهای آب خنک کننده 127
چکهای فلو (میزان جریان) 128
فلو در سرعت نامی * ـــــــــــــــــــــــــ = فلو در سرعت واقعی 129
فلو نسبت به افت فشار FLOW VERSUS PRESSURE DROP 131
تانک آب 132
پمپ آب خنک کننده که با گیربکس بکار می افتد Gear- driven 133
سیستم فورواردینگ سوخت مایع 134
سیستم گازوئیل 135
استاپ والوگازوئیل 136
پمپ اصلی سوخت 136
سلکتور والو (والو انتخاب کننده (selector-valve) نوزل سوخت 137
والوهای درین استارت ناموفق (False start) 137
سیستم سوخت گاز (در صورت مصداق) 137
والو Stop ratio و کنترل والو سوخت 138
سیستم روغن کنترلی فشار قوی- تغذیة هیدرولیک 139
پمپ کمکی تغذیة هیدرولیک 139
مانیفولدهای تغذیه هیدرولیک 140
والوهای هواگیری (Air bleed valves) 141
آکومولاتور (انباره) 141
سیستم هوای خنک کننده و سیل کننده 142
سیستم لوله کشی 142
سیستم هوای اتمایزینگ 143
کمپرسورهای اتمایزینگ (در On-base یا off-base) 144
پیش خنک کن هوای اتمایزینگ 145
جدا کننده های هوا (Air separators) 147
سیستم استارتینگ (راه انداز) 147
گیربکس اکسسوری (Accessory- gear- train) 147
سیستم حفاظتی اوراسپید (مکانیکی) 148
مجموعه تریپ اوراسپید 148
Caution 149
مجموعة بولت اوراسپید 150
Caution 152
Caution 154
 
 
 

تعمیرات سیستم های هوای ورودی و تجهیرات سیستم توربین گاز ً
توری ورودی (INLET SCREEN)
تور های ورودی درست در بالای سپراتورهای( جداکننده های) اینرسی
(INRETIAL – SEPRATORS ) قرار دارند تا از ورود پرندگان، برگها، ترکها، کاغذها، و دیگر اشیاء مشابه جلوگیری شود. در این توربینها باید از تجمع زیاد آشغالها ممانعت کرد تا ا زجریان آزاد هوا اطیمنان حاصل شود.
 (سپراتورهای اینرسی)
سپراتورهای اینرسی معمولاً( خودتمیز کننده) (SELE CLEANING ) بوده و برخلاف فیلترهای هوا که ذرات گردوغبار راجمع کرده و نگه می دارند به سرویس روتین نیاز ندارند هر چند در فواصل زمانی منظم سیستم فوق از نظر صحت اتصالات سیل یا آسیب اتفاق، باید بازدید شود سالی یک بار اطاقک های(CELLS) سپراتورهای اینرسی از نظر تجمع رسوبات باید مورد امتحان قرار گیرد. پوشش نازک از غبار، طبیعی بوده و کارکرد یا راندمان اطاقک ها را خراب نخواهد کرد. هر چند در برخی واحدها ممکن است در اطاقک به علت وجود بخار روغن(OIL MIST ) یا بخارات مشابه دیگر در هوا رسوبات ضخیم تری از کثافت قشری تجمع کنند. چنین تجمع در سپراتور سبب  کاهش راندمان تمیزکنندگی یا تنگی مسیر عبور هوا یا هر دو مورد می شود در چنین سطوح تیغه ها و(یا) وزیدن هوای فشرده می تواند تمیز کرد. سپراتورهای اینرسی قابل جداشدن(دراوردن) را می تواند در محلول دترژنت یا جدول مناسب دیگری تمیز کرد. وزنده های تخلیه به بیرون(BELLD- BLOWERS) وقتی که توربین در حال کار باشند روشن باشد. اگر وزنده های فوق در موقع کار توربین در حال عمل نباشد سپراتورهای اینرسی دارای راندمان تمیز کاری نخواهند بود.
 
پیش فیلترهای میانی (MEDIA PRE- FILTERS)
ممکن است یک ردیف از پیش فیلترهای میانی در پائین دست(DONSTREAM) سپراتورهای اینرسی و در ست در بالا دست  فیلترهای میانی با راندمان بالا واقع باشد. مقصود از پیش فیلترهای میانی طولانی کردن عمر مفید فیلترها با راندمان بالا میباشد.  واحد باید فقط با فیلترهای نصب شده تمیز با راندمان بالا کار کند. اختاف فشار باید اندازه گیری و ثبت شود. سپس فیلترها می بایست نصب شده و افت فشار دوباره ثبت شود این مقدار مجموع افت فشار در طول همه طبقات فیلتراسیون می باشد. وقتی افزایش نشان داده شده توسط گیج فشار متناظر با مقدایر توصیه شده توسط تولیدکننده فیلترباشد پیش فیلترها باید تعویض شود و دور انداخته شوند قبل از نصب پیش فیلترهای نو افت فشار در فیلترهای با راندمان بالا باید ثبت و با مقدار اولیه
(ORIGINAL) مقایسه شود. روش فوق باید تکرار شود تا موقعی که افت فشار در طول فیلترهای با راندمان بالا به حدهای یقین شده توسط تولیدکننده فیلتر برسد، در این موقع فیلترهای با راندمان بالا (HIGH-EFFECIENCY – FILTERS ) باید تعویض شود.
**                     **
 
«در موقع کارکردن توربین گاز، اختلاف فشار در دو طرف درب کویه فیلتر وروی ممکن است سبب بسته شدن سریع درب یا اشکال در بازکردن درب از طرف داخل کویه شود در موقع کار توربین نباید وارد کویه فیلتر شد مگر آنکه پیش بینی های خاص از نظر ورود ایمن و بی خطر(SAFE-ENTRY ) انجام شده باشد».
 پیش فیلترهای میانی را در حین کار توربین گاز می توان تعویض کرد در موقع اجرای چنین کاری:
 1- (WARNING )ذکر شده در فوق را ملاحظه کنید.
2- تمام چیزهای شل را از جبیبها د رآورده، عینک و کلاه ایمنی را محکم کنید.
 3- پیش فیلترها را درآورید این کار را با ردیف بالائی فیلترها شروع کنید.
 4- اول از همه تمام پیش فیلترهای کثیف را درآورده و سپس شروع به نصب فیلترهی تمیز کنید.
 5- نصب فیلترهای تمیز را با ردیف پائین فیلترها آغاز کنید.
 « فیلترهای میانی با راندمان بالا»
فیلترهای با راندمان بالا در پائین دست سپراتورهای اینرسی واقع شده و مرحله آخری فیلتراسیون را شامل می شود. راندمان آنها حدود 7/99 درصد درتست غبار ظریفA-C می باشد. دقیقترین روش برای تعیین زمان نیاز فیلترهای فوق به تعویض اندازه گیری افزایش تنگی ناشی از تجمع آلوده کننده ها در این بخش می باشد. برای تعیین این موضوع واحد باید فقط با فیلترهای با راندمان بالا در حال کار باشد. اختلاف فشار باید اندازه گیری و ثبت شود این مقدار مجموع افت فشار در طول همه مراحل فیلتراسیون می یاشد. موقعیکه افزایش در افت فشار که توسط گیج فشار نشان داده میشود متناظر با مقدار توصیه شده توسط تولیدکننده فیلتر باشد فیلترها باید درآورده شده و بجای آنها فیلترهای نو نصب شود. در موقع نصب فیلترهای نو باید دقت شود تا اطمینان حاصل شود که همه واشرها در وضعیت و موقعیت صحیحی باشند. از لبه فیلترها و قاب نگهدارنده  نباید هیچگونه نشتی موجود باشد.
**                     **
« نباید در حین کار کردن توربین گاز مبادرت به تعویض المانهی فیلتر با راندمان بالا نمود.»
 درب بای پاس (BY PASS – DOOR )
در پائین دست المانهای فیلتر درب( با دربهای) بای باس واقع است. دربهای فوق طوری طراحی شده اند تا موقع کاهش فشارات استاتیک به مقدار معین شده از قبل بطور شاخص  ، باز شوند دربه بطور نرمال نباید باز شوند. در بهای فوق به عنوان وسیله ای ایمنی برای جلوگیری از شات دان توربین و (یا) از داخل ترکیدن
(IMPLOSTON ) کانال ورودی در اثر بلوکه شدن ناگهانی یا غیر نرمال سیستم ورودی طراحی شدند. بنابراین اهمیت دارد که قبل از آنکه تنزل فشار استاتیک به مرحله ای برسد که درب بای باس باز کند سیستم تمیز کننده هوا سرویس شود.موقعی که درب بای باس بازشد توربین غیر حفاظت شده بوده و هوای غیر فیلتر خواهد بلعید. دریچه بای باس واشرگذاری شده تا از نشتی های هوا جلوگیری شود. این واشرها بطور متناوب باید چک شده و در صورت مشاهده لیک های احتمالی تعمیر شود. جهت درب بای باس سوئیچی فراهم شده که همراه با بازشدن درب، آلارم میدهد درصورت وقوع چنین آلارمی می بایست فوراً جهت تعیین و برطرف کردن علت، اقدام شود. سالی یکبار باید لیمیت سوئیچ(LIMIT SWITCH) بطور دستی بکا رانداخته شود تا کارکد صحیح مدار چک شود.
 کوپه وردی کانال ورودی و صداگیرها(SILENCERS  )
در موقع شات  دادن سپراتورهای اینرسی در حال کار نمی باشندو این موضوع اجازه می دهد که هر نوع گردوعبار ز داخل آنها عبور کرده ووارد  کوبه ورودی شود.
 قبل از استارت واحد و پس از پریود  شات دادن کوپه باید بازرسی شده و در صورت نیاز تمیز شود. حداقل سالی یکبار، کانال ورودی و صداگیرها باید از نظر نشتی یا مواد خارجی وارد شده بازرسی شود. لیک ها را باید با یک ماده درزگیری( بتونه کاری)(CAULKING) مناسب، سیل کرد. مواد خارجی وارد شده باید درآورده شوند هرگونه لکه های زنگ یا اکسیداسیون روی ماتریال غیرکورتنی(COR-TENMATERIAL ) باید تراشیده و دوباره رنگ زده شود.
« جداکننده های رطوبت»
 در واحدهای مجهز شده با جداکننده های رطوبت، جداکننده ها نوعاًًًًًًًًَََ بین سپراتورهای اینرسی و فیلترهای میانی با راندمان بالا قرار می گیرند.
 
 خنک کننده های تبخیری(EVAPORATIVE- COOLERS )
موقعی که درجه حرارت محیطی(DRY-BULB) بالای   بوده و تقرباً نیم ساعت قبل از استارت توربین گاز، کنترل های پمپ کولر تبخیری باید بطور دستی بکار انداخته شود بعد از بسته شدن بویکرهای ژنراتور، سوئیچ کنترلها باید روی اتوماتیک(AUTOMATIC) قرار داده شود در این روش قبل از جراین یافتن هوا تمامی قسمت میانی مرطوب شده درنتیجه مانع وردی آب ایع از محیط خشک بداخل هوا می شود.
 NOTE
« در پایان فصل سرما، تانکها را تمیز کرده محوطه کولر(MEDIA ) را با آب بشوئید»
« تنظیم فلوی آب »
والوهای کنترل کننده فلو آب به هدر(HEADER) را تقریباً سه دور ا ز حالت کاملاً بسته(FULLY- CLOSED ) باز  کنید. در حالی که توربین کار می کند محوطه کولر را چک کنید اگر محوطه فوق کاملاً مرطوب نباشد( نوعاً در طرف مقابل پمپ) والو را نیم دور نیم دور باز کنید تا موقعی که محوطه میانی کاملاً مرطوب شود. پنج دقیقه بین تنظیمات والو صبر کیند تا عمل مرطوب شدن انجام شود . موقعی که والوها تنظیم شده باشد تنظیمات دیگری جز چک کردن تناوبی رطوبت قسمت میانی در طی کارکرد روزانه لازم نمی باشد. در برخی کولرها سیستم توزیع آب ممکن است اجازه ندهند که آب به 12 اینچ انتهایی از سمت میانی در جت دور از پمپها در هر وضعیتی برسد این موضوع نرمال بوده و سبب هیچگونه افتی در عملکرد نمی شود.
 کارکرد پمپ در وضعیت شان دان واحد
حدوداًًًًًًًًًًًًًًًًًًًًًًًًًًً نیم ساعت قبل از شات دان توربین گاز سوئیچ کنترل های پمپ را خاموش کنید این کار به قسمت میانی اجازه می دهد که بطور کامل خشک شده و از کندانسه شدن احتمالی در کانال های ورودی در موقع توقف توربین جلوگیری شود.