مقاله خوردگی در چاه های نفت و گاز

اختصاصی از یارا فایل مقاله خوردگی در چاه های نفت و گاز دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:34

فهرس مطالب:
مقدمه......................................................................................... 1
انواع خوردگی..................................................................................2
خوردگی میکروبی.............................................................................. 3
برخی راه های مقابله با خوردگی میکروبی................................................ 7
خوردگی میکروبی در صنعت نفت.......................................................... 8
صنایع حفاری در خشکی و دریا و افزایش استخراج نفت.............................. 9
تولید و فراورش نفت.......................................................................10
پالایشگاههای نفت و پتروشیمی ها.......................................................11
ارزیابی روشهای کنترل  خوردگی  میکروبی  در صنعت نفت..........................13
روشهای فیزیکی مقابله با خوردگی میکروبی در صنعت نفت ...........................14
روشهای شیمیائی مقابله با خوردگی میکروبی در صنعت نفت.........................14
میکروارگانیزمهای عامل خوردگی.........................................................18
باکتریهای اکسید کننده آهن..................................................................20
باکتریهای اکسید کننده گوگرد............................................................... 21
باکتریهای ازت .................................................................................22
مواد و روشها ................................................................................23
نتیجه گیری.....................................................................................26
میکروبیولوژی درخدمت  صنعت نفت.......................................................29
منابع..............................................................................................32

مقدمه :
از سال 1950 به بعد، صنعت بهره برداری و استخراج نفت و گاز ،  پیشرفت های زیادی کرده است. متاسفانه این پیشرفت ها منجر به بروز خوردگی ها و شکست های شدیدتری نیز شده است . سیستم های بهره برداری ثانویه به وسیله بخار، گاز و پلیمر ها باعث بروز شکست های غیر منتظره ای در قطعات شده است.
با کمتر شدن منابع و ذخایر نفت و گاز، نیاز به حفر چاه های عمیق تر، روز به روز افزون تر می گردد. با عمیق تر شدن چاه ها ، فشار و دمای انتهای چاه نیز افزایش می یابد و بدیهی است که مشکلات ناشی از خوردگی نیز افرایش یابد،  بطوری که گزارش شده است ، امروزه چاه هایی با عمق (9100m) 30000 ft  و دمای (400-500 F) 200-260  C  نیز حفر می شوند. خوشبختانه با پیشرفت علم و تکنولوژی در صنایع مختلف از جمله استخراج نفت و گاز ، پیشرفت های جالبی نیز در زمینه روش های مانیتورینگ ( پایش ، دیده بانی) و کنترل خوردگی ، صورت گرفته است . بروز چنین حالتی باعث می شود که نیاز به مهندسین خوردگی محسوس تر از قبل شود. با این وجود باید اعتراف کرد که هرچقدر هم که روش های خوردگی ، پیشرفت کنند باز هم شکست ها و خوردگی هایی بروز می کند که نشانگر این مهم است که شناخت خوردگی و روش های کنترل آن ، باعث کاهش خسارات می گردند نه توقف آنها!
بطور کلی خوردگی هایی که در چاه ها و وسایل مرتبط با آن رخ می دهند بسیار شبیه به خوردگی های خطوط لوله می باشند. با این تفاوت که شرایط فشار و دما، بیشتر و طبیعتا  خوردگی های شدیدتری رخ   می دهد. (24و 25)
بطور کلی مراحل استخراج را به دو دسته تقسیم می کنند. یکی بهره برداری اولیه و دیگری بهره برداری ثانویه .  در بهره برداری اولیه ، فشار ذخایر نفتی به حدی است که قادر است نفت را به سطح زمین منتقل کند. مخازن گاز نیز معمولا جزء این نوع بهره برداری قرار می گیرند، چرا که فشار گاز در ذخایر ، همواره بیشتر از فشار اتمسفر می باشد. هنگامی که مخازن نفتی دچار افت فشار شدند ( پس از گذشت سالها)  به کمک تکنیک های مختلفی نفت را به سطح زمین می رسانند. در حقیقت در بهره برداری ثانویه، با اعمال فرآیندهای جانبی ، به صورت مصنوعی ( نه طبیعی) باقیمانده نفت را استخراج می کنند. تجربه نشان داده است که بهترین تکنیک ها  تحت بهترین شرایط قادرند تا 80%  نفت موجود در مخازن را استخراج کنند.  متداول ترین روش های بهره برداری ثانویه عبارتند از : تزریق گاز (معمولاCO2) ، تزریق آب ( معمولا آب استخراج شده از خود چاه استفاده می شود، انتخاب مواد جهت تجهیزات تزریق آب در چاهها بر اساس NACE RP0475  انجام می گیرد) و پمپاژ کردن ،  لازم به ذکر است که ساختمان و طراحی انتهای چاه تاثیر زیادی بر روی نحوه تزریق ممانعت کننده های  خوردگی می گذارد ( اصلی ترین روش جنت کنترل خوردگی در تجهیزات داخل چاه ،  تزریق ممانعت کننده هایی با پایه نیتروژن / فسفر / گوگرد [N/P/S]  می باشد).  لازم به ذکر است که مشخصات لوله های حفاری در API 5D  موجود است در حالیکه مشخصات تیوب و جداره های چاه در API 5CT  موجود می باشد. (24و25)

انواع خوردگی

بطور کلی خوردگی در تجهیزات در چاه های نفت و گاز ، بسیار شبیه به خوردگی خطوط انتقال می باشد با این تفاوت که به دلیل وجود دما و فشار بیشتر،  خوردگی ها کمی شدیدتر  می باشند.  قبل از مطالعه گونه های خورنده در چاه ها ،  لازم است که بطور مختصر درباره  فازهای مختلف صحبت شود. بطور کلی در چاه ها  با سه فاز آب / گاز / نفت  مواجه هستیم .  چاه های گاز حاوی  هیدروکربنهای گازی ( متان {ماده غالب حدود 805} + اتان + پروپان + بوتان)  و آب ( بصورت مایع  و بخار که با کاهش دما و فشار در حین بالا آمدن از تیوب چاه ، کندانس می شود) و نفت ( که شامل میعانات گازی {پروپان و بوتان} نیز می شود)  می باشند.  چاه های نفت نیز حاوی هیدروکربنهای مایع و آب  و مقداری گاز ( متان و اتان) می باشند.  لازم به ذکر است که همواره عناصر مضری نظیر CO2,H2S3و نمک ،  در چاه ها موجود    می باشند که معمولا مقداری از آنها در آب چاه  حل می شوند.(23)

دانلود مقاله نگرش کلی بر توربین‌های گاز

اختصاصی از یارا فایل دانلود مقاله نگرش کلی بر توربین‌های گاز دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:80

فهرست مطالب:

1-6-نسبت فشار برای حداکثر کار خروجی در سیکل عملی توربین گاز

1-10- نسبت فشار برای حداکثر راندمان حرارتی سیکل عملی

1-سیستم‌های ذخیره‌سازی سرما

2- سیستم‌های خنک‌کننده تبخیری :

2-1- سیستم Air Washer

2-2- سیستم خنک‌کننده Media

2 ـ3 ـ سیستم فشار قوی Fog (High Pressure Fogging)

سیستم ‌های خنک کننده‌ی برودتی (چیلیری)

3 – 1 – چیلرهای تراکمی

4 -1- مشخصات فنی توربین گاز جزیره‌ی کیش

4-1-1-منحنی عملکرد توربین گاز جزیره‌ی کیش

4-2- تأثیر سرمایش هوا برروی کمپرسور توربین گاز

4-2-1- دمای خروجی از کمپرسور

4-2-2- کار کمپرسور

4-2 -3- نسبت فشار

4-2-4- شرایط کارکرد

4-2-5- افت دما در طبقه‌ی مافوق صوت

4-3- تأثیر سرمایش هوا بروی اتاق احتراق

4-3 -1- دمای خروجی از اتاق احتراق

4- 3- 1- 1- فرمول سوخت

4-3-1-2- معادله‌ی احتراق استوکیومتریک(نظری)

4-3-1-3- معادله‌ی احتراق واقعی

4-3-1-4- محاسبه‌ی نسبت هوا به سوخت واقعی

4-3-1-5- ارزش حرارتی پائین سوخت

4-3-1-6- محاسبه‌ی دمای شعله

4-4- تأثیر سرمایش هوا بروی توربین

4-4-1-دمای خروجی از توربین

4-4-2- کار خالص توربین

4-5- تأثیر سرمایش بروی بویلر بازیاب

4-5-1- میزان و شرایط بخار تولیدی

4-6-تأثیر سرمایش بر روی راندمان کلی توربین گاز

4-7-عوارض جانبی و عوامل تأثیرگذار بر توربین گاز

4-7-1- تأثیر ارتفاع

4-7-2- افت فشار ورودی

4-7-3- افت فشار خروجی

4-7-4- بویلر بازیاب

5-1- وضعیت آب و هوایی جزیره کیش

5-2- وضعیت تقاضای الکتریسیته در جزیره کیش

5-3- لزوم نصب سیستم سرمایش هوای ورودی برای جزیره کیش

5-4- روند محاسبه بار سرمایش

5-4-1- روش‌های محاسبه بار سرمایش

5-4-1-1- روش نمودار سایکومتریک

5-4-1-2- قانون اول برای مخلوط‌های گاز – بخار

5-5- نمایش تحولات سرمایش هوا

5- 6 – محاسبه بار سرمایش

5- 7 – انتخاب بار سرمایش مودر نیاز برای طراحی سیستم

5- 7 – 1- طراحی سیستم با بار سرمایش ماکزیمم

5- 7 – 2- طراحی سیستم براساس مقدار متوسط بار سرمایش

5- 8 – قدرت اضافی تولید شده در اثر فرایند سرمایش

5- 9 – بررسی روند تقطیر آب

5- 10 – تغییرات بخار تولیدی در اثر فرایند سرمایش

5- 11 – تأثیر افت فشار بروی قدرت و راندمان

5- 12 – مسیر پیشنهادی عبور هوا

5- 13 – شماتیک کلی سیستم پیشنهاد شده

5- 14 – انتخاب چیلر جذبی لیتیم برماید

امکان سنجی اقتصادی طرح

سرمایش هوای ورودی

6 – 1- هزینه‌ی چیلر

6 ـ 2 ـ هزینه‌ی کویل‌های سرمایش

6-3-هزینه‌ی پمپ‌ها

6-4- هزینه‌ی تجهیزات متفرقه

6 ـ 5ـ هزینه‌ی تعمیر و نگه‌داری سالیانه

6 ـ6 ـ محاسبه‌ی دوره‌ی بازگشت سرمایه

6 ـ 7 ـ عوامل انتخاب نهایی بار سرمایش

6 ـ 8 ـ جایگزینی واحد جدید تولید قدرت

6 ـ 9ـ مقایسه مصرف سوخت

1- نگرش کلی بر توربین‌های گاز
دنیای توربین گاز اگر چه دنیای جوانی است لیکن با وسعت کاربردی که از خود نشان داده، خود را در عرصه‌ی تکنیک مطرح کرده است . زمینه‌های کاربرد توربین‌های گاز در نیروگاه‌ها و به‌خصوص در مواردی که فوریت در نصب و بارگیری مدنظر است می‌باشد. همچنین‌ به عنوان پشتیبان واحد بخار و نیز مواقعی که شبکه سراسری برق از دست می‌رود یعنی در خاموشی مورد استفاده قرار می‌گیرد.
مضافاً این‌که توربوکمپرسورها که از انرژی حاصله روی محور توربین برای تراکم و بالا بردن فشار گاز استفاده می‌شود، در سکوهای دریایی ، هواپیماها و ترن‌ها استفاده می‌شود .
مختصری از سرگذشت توربین‌های گاز از سال 1791 میلادی تا به امروز به‌شرح زیر می‌باشد .
اولین نمونه توربین گاز در سال 1791 توسط Jonh  Barber ساخته شد . نمونه بعدی در سال 1872 توسط Stolze ساخته شد که شامل یک کمپرسور جریان محوری چند مرحله‌ای به هم‌راه یک توربین عکس‌العملی چند مرحله‌ای بود که یک اتاق احتراق نیز در آن قرار داشت . اولین نمونه آمریکایی آن در 24 ژوئن 1895 توسط Charles  G.Guritis  ساخته شد. اما اولین بهره‌برداری و تست واقعی از توربین گاز در سال 1900 م بوسیله Stolz صورت گرفت که راندمان آن بسیار پایین بود . در همین سال ها در پاریس یک توربین گاز بوسیله برادرانArmangand ساخته شد که دارای نسبت فشار تقریبی 4 و چرخ کوریتس به ابعاد 5/93 سانتی‌متر قطر با سرعت rpm 4250 بود که دمای ورودی به توربین حدود  560اندازه‌گیری شد و راندمان آن در حدود 3% بود. H.Holzwarth  اولین توربین گاز با بهره اقتصادی بالا را طراحی کرد، که در آن از سیکل احتراق بدون پیش‌تراکم استفاده می‌‌شد و قسمت اصلی یک ماشین دوار با تراکم متناوب بود.
هم‌چنین Stanford  سال 1919 یک توربین گاز که دارای سوپر شارژر بود، ساخت که در هواپیما نیز از آن استفاده شد. اولین توربین گازی که برای تولید قدرت مورد استفاده قرار گرفت به‌وسیله Brown Boveri  ساخته شد. وی از یک توربین گاز برای راندن هواپیما استفاده کرد. هم‌چنین در سال 1939 م، وی یک توربین گاز با خروجی MW 4 ساخت که بر اساس سیکل ساده طراحی شده بود و کارکرد پایینی داشت. این توربین تنها به مدت 1200 ساعت مورد بهره‌برداری قرارگرفت و عیوب مکانیکی فراوان داشت . از جمله اصلاحات وی برروی توربین ، بالا بردن راندمان آن به میزان 18% بود.
در انگلستان گروهی به سرپرستی Whittle در سال‌‌ 1936 ‌م یک کمپرسور سانتریفوژ‌تک مرحله‌ای با ورودی دوطرفه و یک توربین تک‌ مرحله‌ای کوپل شده به ‌آن را به هم‌‌راه یک اتاق طراحی کردند. اما با تست این موتور نتایج چندان راضی‌کننده‌ای به‌دست نیامد. در سال 1935‌م در آلمان شخصی به‌نام Hans  Von یک توربوجت با کمپرسور سانتریفوژ ساخت که از مزایای خوبی نسبت به نمونه‌های قبلی برخوردار بود. در آمریکا کمپانیAlis Chalmers اصلاحات فراوانی برروی راندمان توربین‌های گاز و کمپرسورها انجام داد و راندمان کمپرسور را به 70% - 65% و راندمان توربین را به 65% -60% رسانید.
در سال 1941‌م کمپانی  British  Wellond یک توربوجت ساخت که در هواپیما مورد استفاده قرار گرفت . این توربوجت با آب خنک‌کاری می‌شد. در سال 1942‌م کمپانی German Jumo یک توربوجت ساخت که در جنگ جهانی دوم نیز از آن استفاده شد. در این سال‌ها استفاده از موتور توربوجت برای هواپیماها رشد فزاینده‌ای به خود گرفت و هواپیماهای جنگی بسیاری در آمریکا، آلمان و انگلیس ساخته شد. در سال 1941‌م در سوئیس از یک توربین گاز برای راه‌اندازی لوکوموتیو استفاده شد که دارای قدرت 1700 اسب بخار و راندمان 4/18% به هم‌راه بازیاب حرارتی بود.
در سال 1950‌م کمپانی  Rovet Car از توربین گاز در اتومبیل‌ها استفاده کرد که شامل کمپرسور سانتریفوژ، توربین تک‌مرحله‌ای جهت گرداندن کمپرسور و توربین قدرت جداگانه بود که از مبدل حرارتی نیز در آن استفاده شد. در سال 1962‌م کمپانی General Motors یک توربین گاز به هم‌اه بازیاب ساخت که مصرف سوخت آن نسبت به نمونه مشابه 36% کاهش داشت .
در سال 1979‌م با توافق بین سازندگان بزرگ توربین گاز، استانداردی جهت کاهش میزان NOx  وCO دود خروجی ازتوربین گاز نوشته شد . در خلال سال‌های بعد تغییرات فراوانی در نوع سوخت، متریال  روش‌های خنک‌کاری و کاهش نویز و سر و صدا به‌وسیله شرکت   NASA  صورت گرفت.
در 15 سال گذشته توربین گاز، خدمات فزآینده‌ای را در صنعت و کاربردهای پتروشیمی در سراسر جهان ارائه داده است. انسجام ، وزن کم و امکان کاربرد سوخت چندگانه موجب استفاده از توربین گاز در سکوهای دریایی نیز شده‌است .
امروزه توربین‌های گازی وجود دارند که با گاز طبیعی ، سوخت دیزل ، نفت ،متان ، گازهای حرارتی ارزش پایین ، نفت گاز تقطیر‌شده و حتی فضولات کار می‌کنند و روز به روز تلاش‌ها در جهت تکمیل و اصلاح عملکرد آن ادامه دارد.

1-2- مقایسه نیروگاه گازی با نیروگاه‌های دیگر
شکل (1-2) مقایسه میزان حرارت در چهار نمونه سیکل داده شده را نشان می‌دهد.


باتوجه به شکل (1-2) بدیهی است که هرچه درجه حرارت توربین افزایش می‌یابد میزان حرارت بیش‌تر جلب توجه می‌کند.
بعضی از عوامل قابل ملاحظه در تصمیم‌گیری برای انتخاب نوع نیروگاه که متناسب با نیازهای موجود باشند، عبارتند از:
1-     هزینه سرمایه‌گذاری
2-     زمان لازم از برنامه‌ریزی و طراحل تا اتمام کار هزینه‌های تعمیراتی و هزینه‌های سوخت.
توربین گاز کم‌ترین هزینه تعمیراتی و سرمایه‌گذاری را دارد. هم‌چنین سریع‌تر از هر نوع نیروگاه دیگری اتمام می‌یابد و به مرحله بهره‌برداری می‌رسد.
از معایب آن می‌توان به اتلاف حرارتی زیاد اشاره کرد
طراحی هر توربین گاز باید در برگیرنده معیارهای اساسی براساس ملاحظات بهره‌برداری باشد. بعضی از معیارهای عمده عبارتند از :
1-    راندمان بالا
2-     قابلیت اطمینان بالا و در نتیجه قابلیت دسترسی بالا
3-     سهولت سرویس
4-    سهولت نصب و تست
5-    تطابق با استانداردهای مربوط به شرایط محیط
6-    ترکیب سیستم‌های کمکی و کنترل که در نتیجه درجه قابلیت اطمینان بالایی را به‌دست می‌دهند.
7-     قابلیت انعطاف در تطابق با سرویس‌ها و نیز سوخت‌های مختلف
نگاهی به هریک از این ملاک‌ها مصرف‌کننده را قادر خواهد ساخت که درک بهتری از هر یک از لوازم پیدا بنماید.

دانلود مقاله گاز کربنیک و جوش آرگون

اختصاصی از یارا فایل دانلود مقاله گاز کربنیک و جوش آرگون دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:15

فهرست مطالب:

مقدمه :
گاز کربنیک و جوش آرگون
نگاه کلی
تاریخچه
خواص دی‌اکسید کربن
کاربردهای ویژه
جوشکاری TIG
 جوشکاری MIG
جوشکاری MAG
 جوشکاری PAW
خواص بیولوژیکی
خواص فیزیکی دی‌اکسید کربن
اطلاعات اولیه
تاریخچه
پیدایش
ویژگیهای قابل توجه
سایر کاربردها
ایزوتوپها
لباس حفاظتی
منابع

مقدمه :
در عملیات جوشکاری قطعات فلزی با استفاده از گرما یا فشار یا هر دو بهم متصل
می شوند.
لحیم کاری شامل اتصال قطعات یک فلز با فلز یا آلیاژی ( ترکیبی از فلزات) پرکننده
می باشد که نقطه ذوب آن از نقطه ذوب فلز اصلی کمتر است که مواد پرکننده ( مثل سرب و کادمیوم ) ممکن است خیلی سمی باشند .
برش فلزات در اثر گرم کردن فلز با شعله و برخورد مستقیم جریانی از اکسیژن خالص روی مسیر برش انجام می شود .بیش از 80 نوع فرایند جوشکاری وجود دارد که برخی از انواع عمومی تر آن عبارتند از :
جوشکاری قوس الکتریکی – جوشکاری قوس الکتریکی با الکترود دستی (SMAW) – جوشکاری با گاز محافظ با الکترود مصرف شونده (MIG) – جوشکاری با گاز محافظ با الکترود تنگستنی (TIG)- جوشکاری با قوس پلاسما (PAW) و جوشکاری زیر پودری . دربرخی دیگر از روشهای جوشکاری از گاز اکسی استیلن ، جریان برق – لیزر – پرتوهای الکترونی – اصطکاک – امواج ماوراء صوت – واکنش های شیمیایی – گرمای حاصله از گاز سوختنی و روبوت و ........ استفاده می نمایند .



گاز کربنیک و جوش آرگون
نگاه کلی
دی‌اکسید کربن یکی از گازهای موجود در اتمسفر می‌باشد. این گاز از سوختن مواد آلی در حضور اکسیژن کافی ایجاد می‌شود و گازی بی‌رنگ و بی‌بو می‌باشد. گیاهان از دی‌اکسید کربن در فرایند فتوسنتز برای ساختن کربوهیدراتها استفاده می‌کنند و با جذب آن ، اکسیژن آزاد می‌کنند.  موجود در اتمسفر بعنوان سپر حرارتی زمین عمل می‌کند و با اثر گلخانه‌ای طبیعی مانع از سرد شدن زمین می‌شود. البته غلظت‌های بالای دی اکسید کربن در جو ، که از سوخت‌های فسیلی حاصل می‌شود، بعنوان آلاینده جوی بشمار می‌رود.

مقاله ایستگاههای تقویت فشار گاز

اختصاصی از یارا فایل مقاله ایستگاههای تقویت فشار گاز دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:38

فهرست مطالب:

هدف از ایجاد ایستگاههای تقویت فشار
مشخصات کمپرور CLARK
مشخصات کمپروسور B
ایستگاه تقویت فشار ضعیف شماره 2
Tieinpit
سیستم نشت بند کمپروسور
سیستم پیش گرم کن ( pervHeater  )
عواملی که باعث کاهش ورودی می شود شامل
سیستم آبزدایی و عملیات آن
سیستم احیاء گلیکول شامل
PH  مناسب گلیکول
کف کردن گلایکول
برق ورودی ایستگاه
مولد برق اضطراری
ممانعت خوردگی CPRROSION    INHIBITION  :
مشعل کردن گاز FLARING  

هدف از ایجاد ایستگاههای تقویت فشار
همراه با استخراج نفت از مخازن نفتی مقداری گاز نیز تولید می شود که این گازها را گاز همراه ( Assotle Tedgas ) می نامند و به صورت محلول در نفت خام وجود دارند که طی مراحل تفکیک از نفت جدا می شوند قسمتی از گازهای سبک محلول در نفت که شامل متان و اتان می باشد در بعضی از نقاط مناطق نفت خیز جنوب در تفکیک کننده ای در سر چاه که به جدا کننده سر چاهی ( Wwll head Seperator ) معروف است جدا می شود و در نقاطی از مناطق نفت خیز ( مانند اهواز ) مرحله اول تفکیک در کارخانه بهره برداری وجود دارد .
مراحل دیگر تفکیک که شامل مرحله دوم به بالا می باشد با ایجاد افت فشار ، هیدروکربورها گازی را از نفت جدا می نماید که این هیدروکربورها عمدتاً شامل می باشند .
در منطقه گچساران ، مرحله اول تفکیک عمدتاً در هر چاه وجود دارد و گازهای حاصل از آن به گاز چاهها معروف می باشند که مستقیماً به واحد تقویت فشار ضعیف فرستاده می شود . و قسمتی از خوراک واحد های تقویت فشار ضعیف را تشکیل  می دهد و گارهای مراحل دوم به بالا که در کارخانه های بهره برداری از طریق افت فشار ایجاد می شوند نیز به واحد تقویت فشار ضعیف ارسال می شود و بدین ترتیب خوراک واحدهای تقویت فشار ضعیف تأمین می گردد  . گارهای همراه مزبور پس از تقویت فشار در ایستگاههای تقویت فشار ضعیف و قوی به مخازن زیر زمینی مجدداً برگشت داده می شود  تا باعث نگهداری و بالا بردن فشار نفتی شده و بازدهی چاههای نفتی را بالا ببرد لیکن در طرحی که اخیراً در حال اجرا می با شد و شامل کارخانه های گاز و گازمایع  1200 و 1300  می باشد ، گازهای همراه پس از تقویت فشار در کارخانه های تقویت فشار ضعیف به واحد گاز و گاز مایع عودت داده می شود تا مایعات گازی حاصل از آن که شامل  C3 - C/7 می باشد گرفته شود مایعات گازی خوراک واحد های پتروشیمی را تشکیل می دهد که با توجه به نقش صنعت پتروشیمی در کشور اهمیت ایستگاههای تقویت فشار نیز مشخص می شود .
گازهای حاصل از کارخانه های گاز و گاز مایع به شرکت عودت داده می شود و قسمتی از ان جهت تزریق به چاهها افزایش بازدهی نفتی به کار میرود .
این کارخانه در غرب منطقه گچساران و در منطقه ای به نام دشت گز واقع شده است .
گاز مرحله چهارم با عنوان 40TP پس از تقویت فشار و مخلوط با گازهای مرحله دوم و سوم که این عمل در کارخانه بهره برداری که در مجاورت ایستگاه قرار دارد انجام     می گیرد توسط یک عدد خط لوله 24  با عنوان گاز بهره برداری وارد منی فول کارخانه می شود در مسیر آن شیر XV   وجود دارد که به صورت دستی و با اتوماتیک با فشار روغن و با هوا باز می شود که روی شیر یک مخزن کوچک روغن و در کنار شیر یک مخزن هوا جهت باز نمودن شیر XV  تعبیه شده است در مسیر خط لوله گاز بهره برداری ، یک جریان برگشتی (Recycle ) وجود دارد که در صورتی که فشار گار بهره برداری کم شود از طریق فشار گاز چاهها که فشار بیشتری دارند تأمین می شود .
در مسیر جریان برگشتی یک کنترل ولو وجود دارد که فرمان خود را از P.C  ( Preure Controler ) که روی فشار 0.55 bar تنظیم شده است می گیرد و در صورتیکه این فشار کاهش یابد باید از طریق فشار گاز چاهها تأمین می شود . و اگر این کنترل ولو عمل ننماید توسط یک لوله در کنار گذر ( bypas ) ، به وسیله شیر دستی جریان را به طرف گاز بهره برداری برقرار می سازند.
در مسیر یک شیر Mor وجود دارد که در حالت اضطراری به صورت دستی بسته      می شود و جریان گاز وارد دو عدد اسکرابر ( مایع گیر ) Sc702B,Sc702A می شود که به صورت موازی قرار دارند که در کنار این ادو اسکرابر پمپ تخلیه مایعات وجود دارد که نیروی محرکه آنها الکتروموتور می باشد .

دانلود پروژه گاز طبیعی

اختصاصی از یارا فایل دانلود پروژه گاز طبیعی دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:90

فهرست مطالب:

فصل اول

مقدمه

2-1- بررسی کلی فرآیندهای شیرین‌سازی گاز ترش

ب- فرآیندهای جذب سطحی

ج- فرآیندهای شیمیایی:

فصل دوم:

1-2- مروری بر روش‌های تصفیه گاز:

2-2- کیفیت استاندارد گاز شیرین:

هیدروژن سولفوره:

3-2- عوامل مؤثر بر انتخاب فرآیند شیرین‌سازی:

1-3-2- فاکتورهای اقتصادی بر تصفیه گاز:

چگونگی کیفیت جذب

چگونگی کیفیت جذب

نام برخی از مواد مربوطه

مقدار انرژی مصرفی در قسمت احیاء

درصد خلوص مورد نیاز

هزینه انرژی

4-2- آلکانول آمین‌ها:

5-2- معرفی انواع آمین‌ها:

الف- مونو اتانل آمین

(2-2) دی سولفید کربن

ب- دی‌اتانل آمین

ج- تری اتانل آمین

د- متیل دی‌اتانل آمین

ه‍- دی گلایکول آمین

مزایای DGA: 34

معایب DGA: 35

و- دی ایزوپروپانل آمین (DIPA):

6-2- خواص فیزیکی آلکانول آمین‌ها:

7-2- واکنش‌های شیمیایی آلکانول آمین‌ها:

8-2- غلظت محلول‌های آمین:

9-2- شرح کلی فرآیند آمین:

10-2- بررسی مشکلات عمده در واحدهای آمین:

1-10-2- خوردگی در سیستم‌های تصفیه با آمین و توصیه‌های عملیاتی:

3-10-2- ایجاد کف در سیستم‌های پالایش:

4-10-2- بهینه‌سازی در فرآیند آمین:

1- غلظت‌آمین:

2- بارگذاری گازهای اسیدی با آمین:

3- بهینه‌سازی مبدل حرارتی آمین – آمین:

4- بخار تولیدی در ریبویلرها: 54

5-10-2- عوامل مؤثر در انتخاب آمین و مقایسه آنها: 55

مونواتانل آمین

دی‌اتانل آمین

مزایای DEA نسبت به MEA عبارتند از:

دی‌گلایکول آمین (DGA):

متیل دی‌اتانل آمین (MDEA):

فصل سوم:

پالایشگاه گاز

1-3- فرآیند کلی سیستم فرآورشی گاز و موقعیت واحد تصفیه:

2-3- پالایشگاه گاز ولیعصر – کنگان

ترکیب گاز

1-2-3- تأسیسات و واحدهای پالایشگاه:

بخش دوم- تأسیسات بهره‌برداری و فرآیند در پالایشگاه شامل:

بخش سوم- تأسیسات کمکی پالایشگاه شامل:

2-2-3- تئوری فرآیندهای عملیاتی:

1-2-2-3- جذب مرکاپتان‌ها توسط سود سوزآور و فرآیند مراکس:

2-2-2-3- کاهش نقطه شبنم گاز طبیعی:

3-2-2-3- هیدارت‌ها و گلایکول:

4-2-2-3- سیستم تبرید پروپان

شکل 6-3: سیکل ساده تبرید

3-2-3- شرح کلی واحدها

1-3-2-3- واحد جداسازی ورودی:

2-3-2-3- واحد شیرین‌سازی گاز:

شکل 7-3: واحد شیرین‌سازی

3-3-2-3- واحد مراکس:

شکل 8-3: واحد مراکس

4-3-2-3- واحد تثبیت نقطه شبنم و تبرید:

اول جذب آب از گاز به گلایکول.

5-3-2-3- واحد تثبیت مایعات گازی:

6-3-2-3- واحد کمپرسورهای ورودی:

3-3- پالایشگاه گاز شهید هاشمی‌نژاد – سرخس

1-3-3- تصفیه گاز

2-3-2- واحد بازیافت گوگرد (SRU)

3-3-3- واحد آب و بخار

4-3-3- آب صنعتی

5-3-3- واحد تثبیت مایعات

6-3-3- آب‌رسانی

7-3-3- دیگر سرویس‌های جانبی

فصل چهارم:

1-4- مروری بر روش‌های شبیه‌سازی در برج‌های شیرین‌سازی:

1-1-4- مدل تعادلی

2-1-4- مدل انتقال جرم:

3-1-4- توزیع دما:

فصل پنجم:

بحث و نتیجه‌گیری

1-5- بحث و نتیجه‌گیری

چکیده:

فصل اول:

مقدمه

 

1-1- مقدمه:

کشور ایران یکی از غنی‌ترین کشورهای جهان از نظر ذخایر گاز طبیعی است. با برخورداری از چنین ذخیره‌ای، گاز به عنوان سوخت و انرژی می‌تواند در صدر منابع مورد استفاده قرار گیرد تا پاسخگوی رشد روزافزون مصرف انرژی و همچنین منبعی برای درآمدهای حاصل از صادرات تلقی گردد. گاز آن طور که در طبیعت موجود است کمتر مورد استفاده قرار می‌گیرد، زیرا گازی که از منابع نفتی حاصل می‌شود، دارای مقادیر متفاوتی هیدروژن سولفوره (H2S) و دی‌اکسیدکربن (CO2) به عنوان ناخالصی می‌باشد و اصطلاحاً گاز ترش نامیده می‌شود.

گرچه مقدار زیاد CO2 به علت نداشتن ارزش حرارتی، مطلوب نیست ولی (H2S) بااهمیت‌ترین ناخالصی در گاز است که باید آنرا تفکیک نمود. در واقع به علت سمی بودن زیاد، (H2S) قابل مقایسه با سیانید هیدروژن (HCN)‌ بوده و بایستی از گاز تصفیه شود.

از مهم‌ترین دلایل لازم برای جداسازی ترکیبات حاوی CO2 و SO2 می‌توان به موارد زیر اشاره نمود:

• خوردگی ترکیبات اسیدی
• آلودگی محیط زیست بوسیله ترکیبات گوگرددار.
• منجمدشدن دی‌اکسیدکربن در فرآیندهای سرمایشی به منظور بازیافت محصول مایع (NGL)
• تأثیرات نامطلوب این ترکیبات بر کاتالیزورهای صنایع پالایشی پایین‌دستی.

برای تصفیه گاز متداول‌ترین روشی که در ایران مورد استفاده قرار می‌گیرد، روش جذب برگشت‌پذیر در فاز مایع است.

2-1- بررسی کلی فرآیندهای شیرین‌سازی گاز ترش:

الف- فرآیندهای جذبی فیزیکی توسط حلال:

فرآیند جذب فیزیکی عبارت است از مجاورنمودن مخلوط گاز با یک حلال مایع که در اثر انتقال جرم، بعضی از اجزای مخلوط گازی وارد حلال مایع شده و بدین وسیله جداسازی صورت می‌گیرد. از مهم‌ترین فرآیندهای جذب فیزیکی با حلال می‌توان به فرآیندهای Selexol و Flour Solvent اشاره کرد.

ب- فرآیندهای جذب سطحی

در جذب سطحی اجزای مشخصی از مخلوط گازی روی سطح فعال یک ماده جاذب جذب می‌شود. کاربرد این روش در شرایط خاص می‌باشد، مثلاً در مواردی که جداسازی تا حد بسیار دقیق و کامل مورد نظر باشد، می‌توان از سیلیکاژل، زئولیت‌ها و یا غربال‌های مولکولی استفاده کرد.

ج- فرآیندهای شیمیایی:

این روش در حذف CO2 و H2S از گاز طبیعی، کاربرد وسیعی دارد. این روش براساس واکنش شیمیایی برگشت‌پذیر بین H2S یا CO2 و یک محلول بازی ضعیف قرار دارد که نمک حاصل شده در اثر حرارت به مواد اولیه تجزیه می‌گردد.

در حال حاضر آلکانول آمین‌ها که عمدتاً به عنوان آمین شناخته شده‌اند، به طور گسترده‌ای در صنایع پالایش گاز به عنوان حلال برای جذب هیدروژن سولفوره و دی‌اکسیدکربن مورد استفاده قرار می‌گیرند. واکنش آمین‌ها با گازهای اسیدی یک واکنش برگشت‌پذیر می‌باشد که در واکنش رفت (برج جذب) گازهای اسیدی و آمین واکنش از نوع اسید و باز را در فشار بالا انجام می‌دهند و نمک آمین بوجود آمده به کمک حرارت در فشار پایین واکنش برگشت را برای بازیابی آمین و گازهای اسیدی انجام می‌دهند.

معمولی‌ترین آمینی که تاکنون مورد استفاده قرار گرفته، مونو اتانل آمین (MEA) است که در بین آمین‌های گوناگون قوی‌ترین باز بوده و به آسانی با H2S و CO2 به صورت غیرانتخابی ترکیب می‌شود. مونواتانل آمین (MEA) دارای پائین‌ترین مقدار وزن مولکولی بوده و بر پایة وزن یا حجم بالاترین پتانسیل جداسازی را دارا می‌باشد. فراتر از آن از نظر شیمیایی پایدار است و به آسانی مورد بازیابی قرار می‌گیرد، ناگفته نماند که واکنش آن با CS2 و COS به صورت غیربرگشتی بوده که منجر به از دست رفتن محلول شده و باعث شکل‌گیری جامدات در محلول می‌شود. اگرچه MEA از بسیاری جهات آمین مناسبی است و در حقیقت بسیاری از اشکالات سیستم‌های آمین در این واحدها مورد مطالعه قرار می‌گیرند اما توسعه فرآیندهای خاص بر پایة آمین‌های دیگر در افزایش ظرفیت‌های جداسازی و گزینش‌پذیری (Selectivity) برای H2S و سرانجام کاهش انرژی مورد نیاز برای بازیابی مورد توجه قرار گرفته است. آمین‌هایی که به این ترتیب مورد استفاده قرار می‌گیرند عبارتند از

• دی اتانل آمین (DEA)
• تری اتانل آمین (TEA)
• دی‌ایزوپروپانل آمین (DIPA)
• متیل دی اتانل آمین (MDEA)
• دی گلایکول آمین (DGA)

دی اتانل آمین، آمین نوع دومی است که خاصیت بازی ضعیف‌تری نسبت به مونو اتانل آمین دارد، در نتیجه به حرارت کمتری در واکنش بازیابی نیاز دارد. از نظر وزنی DEA نسبت به MEA دارای بازدهی کمتری است و بنابراین موجب بالارفتن شدت جریان و یا غلظت می‌گردد. از خصوصیات دیگر DEA اینست که نسبت به MEA گزینش‌پذیری بیشتری برای جذب H2S دارد و با COS و CS2 واکنش نمی‌دهد.

دی‌اتانل آمین یکی از معمولی‌ترین آمین‌هایی است که واحدهای گاز برای جذب و جداسازی گازهای اسیدی بکار می‌رود.

لازم به ذکر است که می‌توان دو یا چند آمین متفاوت به همراه حلال‌های فیزیکی را بکار برد تا شرایط بهینه‌ای را برای یک فرآیند بوجود آورد.

فصل دوم:

پالایش گاز طبیعی

1-2- مروری بر روش‌های تصفیه گاز:

قبل از پیدایش روش‌های متداول برای حذف H2S و CO2 از گاز طبیعی، از آهک استفاده می‌شد و آهک مصرف شده دور ریخته می‌شد.

در سال 1910 روش اکسیدآهن ابتدا در انگلستان و سپس در سایر نقاط رواج یافت و در سال 1920 روش کربنات پتاسیم Sea Board بوسیلة کمپانی KOPPER معرفی گردید در واقع این اولین روش تجارتی بود که گازهای اسیدی توسط مایع شستشو داده می‌شد. روش استفاده از آمین در سال 1930 به ثبت رسید و در سال 1939 روش مخلوط آمین و گلایکول پیشنهاد شد که پالایش و خشک کردن گاز را به صورت همزمان انجام می‌داد. در سال 1948 تجارتی کردن این روش‌ها به تفصیل مورد بررسی قرار گرفت. روش‌های جذب سولفینول در سال 1965 بوجود آمد و روش فلور و استفاده از غربال‌های مولکولی به تدریج جانشین روش‌های قدیمی گردید.

به طور کلی روش‌های پالایش گاز در چهار گروه به صورت زیر طبقه‌بندی می‌گردند:

• روش شیمیایی مثل استفاده از آمین‌ها، مخلوط گلایکول و آمین و کربنات پتاسیم.
• استفاده از حلال‌های فیزیکی مثل پروپیلن (فلور) – دی‌متیل اتر (SELEXOL) و تتراهیدروتیوفن دی‌اکسید (Solfinol).