مهندسی شیمی صنایع پتروشیمی پالایش گاز

گزارش کار شیمی فیزیک

سلام

معرفی انواع راکتورها و کاربرد آن

رآکتور شیمیایی دستگاهی است که در آن واکنش یا واکنش های شیمیایی نظیر تبدیل، ترکیب یا تجزیه به منظور تولید مواد مورد نظر انجام می شود.طبق قرارداد دستگاهی که در آن واکنش سوختن به منظور تولید انرژی انجام می شود، رآکتور نیست.

گزارش کار شیمی فیزیک

نام آزمایش: اثر قدرت یونی محیط بر روی حلالیت

برای دیدن گزارش کار به ادامه مطلب مراجعه کنید.

موفق باشید

حلالیت به سه روش تحت تأثیر قدرت یونی قرار می گیرد :

انواع سیالات حفاری

گزارش کار شیمی فیزیک

شرح آزمایش:

داده ها:

محاسبات:

گاز از خام تا فرآورده

مخازن نفتی

خبر روز

انواع پالایشگاه از نظر پیچیدگی

دانشجوی امروز مهندس فردا — Tue, 15 May 2012 07:36:00 GMT

نام آزمایش:انحلال آب و اتانول

برای دیدن گزارش کار به ادامه مطلب مراجعه کنید.

موفق باشید.

دانشجوی امروز مهندس فردا — Tue, 08 May 2012 12:13:00 GMT

سال نو مبارک

شما می توانید با نظرات خودتون در بهتر شدن وب خودتون به من کمک کنید و در صورتی که مایل بودید ،بعد از خواندن مطالب علمی وبلاگ می توانید به مطالب مجزایی که در صفحات وب (سمت راست زیر بخش پیوند ها) قرار دادم مراجعه کنید.

وقت بخیر

دانشجوی امروز مهندس فردا — Tue, 01 May 2012 11:50:17 GMT

در یک واحد صنایع شیمیایی مواد خام ابتدا از یک رشته فرآیندهای تغییر فیزیکی اولیه از قبیل جداسازی، مخلوط کردن و … عبور می کنند تا آماده ورود به مرحله بعدی یعنی تغییرات شیمیایی شوند. در این مرحله به کمک رآکتور یا راکتورهای مناسب واکنش های شیمیایی مورد نظر انجام و محصول تهیه می شود. به دلیل انجام بعضی از واکنش های ناخواسته یا وجود مقداری از مواد خام که در رآکتور فرصت انجام واکنش نداشته و همراه محصول از رآکتور خارج شده اند، این محصول غالبا قابل عرضه به بازار نمی باشد و لازم است عملیات فیزیکی نهایی از قبیل جداسازی، خالص سازی و… بروی آن انجام شود. در صنایع شیمیایی، آن بخش از عملیات شیمیایی که در رآکتورها صورت می گیرد مهمترین و حساس ترین عملیات کارخانه محسوب می گردد.

« تقسیم بندی رآکتورها»

براساس دیدگاه های متفاوت، تقسیم بندی های متنوعی برای رآکتورهای شیمیایی انجام شده است. یکی از مهمترین مشخصه های واکنش های شیمیایی تعداد و نوع فازهایی است که واکنش در آن صورت می گیرد. بر این مبنا می توان رآکتورهای شیمیایی را نیز تقسیم بندی نمود. این تقسیم بندی در زیر آمده است:

۱) رآکتورهای تک فازی:

در این رآکتورها واکنش در فاز گاز یا در فاز مایع انجام می شود

۲) رآکتورهای چند فازی:

در این رآکتورها واکنش میان فازهای گاز و مایع یا میان دو فاز مایع یا میان فازهای سیال و جامد انجام می شود

- تقسیم بندی دیگر رآکتورها براساس نوع عملیات آن ها است. این تقسیم بندی به شکل زیر است:

۱) رآکتورهای ناپیوسته(Batch Reactors):

مثل رآکتور تولید پلی کلرید وینیل(PVC) از طریق پلیمر کردن کلرید وینیل

۲) رآکتورهای پیوسته یا جریان پایدار(Continuous or Steady Flow Reactors):

مثل رآکتور تولید آمونیاک از طریق واکنش میان گازهای هیدروژن و نیتروژن

۳) رآکتورهای نیمه پیوسته(Semi Batch Reactors):

مثل رآکتور هیدروژن دار کردن روغن مایع به منظور اشباع آن و تولید روغن جامد

راکتورهای ناپیوسته:

در این رآکتورها مواد اولیه به مقدار معین وارد رآکتور می شود، در زمان مشخص واکنش انجام می گیرد و سپس محصول از راکتور خارج می شود. بدین ترتیب یک دوره کار که شامل بارگیری، انجام واکنش و تخلیه است پایان می پذیرد و راکتور برای انجام واکنش در دوره بعد پاکسازی و آماده می شود.

این نوع راکتورها نسبتا ساده هستند و احتیاج به وسایل کمکی و سیستم های کنترل کمتری دارند. در صنعت از این نوع راکتورها برای انجام واکنش های کند، که احتیاج به زمان اقامت زیادی دارند، استفاده می شود. مدت اقامت واکنش دهنده ها در داخل راکتور، که طی آن واکنش گرها فرصت انجام واکنش پیدا می کنند، زمان اقامت گویند.

رآکتورهای پیوسته:

در این نوع راکتورها، مواد اولیه به طور دایم وارد راکتور می شود و پس ار انجام واکنش محصول، پیوسته از راکتور خارج می شود. این گونه راکتورها هنگامی در صنعت استفاده می شوند که هدف تولید مقدار زیادی محصول باشد در ضمن راکتورهای پیوسته برای انجام واکنش های سریع مناسب تر می باشند.

این نوع رآکتورها نیاز به سیستم های دقیق و متنوعی دارند. از این راکتورها در بسیاری از صنایع شیمیایی، به خصوص صنایع نفت،گاز و پتروشیمی استفاده می شود.

رآکتورهای نیمه پیوسته:

این نوع راکتورها دارای انواع متنوعی هستند. در نوع متداول آن یکی از مواد اولیه ابتدا در داخل راکتور بارگیری و سپس به تدریج ماده یا مواد اولیه دیگر به آن اضافه می شود. در نوع دیگر مواد اولیه به طور هم زمان وارد راکتور می شود ولی تا پایان واکنش هیچ ماده ای از راکتور خارج نمی شود. نوع دیگری از آن وجود دارد که یکی از مواد اولیه در داخل راکتور بارگیری شده است و ماده دیگر به تدریج به آن اضافه می گردد و همزمان با آن محصول نیز از راکتور خارج می شود.

« تقسیم بندی رآکتورها »

1) رآکتورهای تک فازی:

در این رآکتورها واکنش در فاز گاز یا در فاز مایع انجام می شود

2) رآکتورهای چند فازی:

در این رآکتورها واکنش میان فازهای گاز و مایع یا میان دو فاز مایع یا میان فازهای سیال و جامد انجام می شود

- تقسیم بندی دیگر رآکتورها براساس نوع عملیات آن ها است. این تقسیم بندی به شکل زیر است:

1) رآکتورهای ناپیوسته (Batch Reactors) :

مثل رآکتور تولید پلی کلرید وینیل(PVC) از طریق پلیمر کردن کلرید وینیل

2) رآکتورهای پیوسته یا جریان پایدار (Continuous or Steady Flow Reactors) :

مثل رآکتور تولید آمونیاک از طریق واکنش میان گازهای هیدروژن و نیتروژن

3) رآکتورهای نیمه پیوسته (Semi Batch Reactors) :

مثل رآکتور هیدروژن دار کردن روغن مایع به منظور اشباع آن و تولید روغن جامد

راکتورهای ناپیوسته :

رآکتورهای پیوسته :

رآکتورهای نیمه پیوسته :

راکتورهای حرارت بالا(High converter Reactor):

راکتورهای آب سبک و سایر راکتورهای حرارتی عملاً برای تولید انرژی فقط ۲۳۵U را که به مقدار محدود در سوخت هسته ای موجود است، مصرف می کنند و قسمت اعظم سوخت که از ۲۳۸U تشکیل شده در آنها بلا استفاده باقی می ماند. در سیستمی که فقط بر مبنای استفاده از نیروگاه های آب سبک بنا شده در درازمدت کمبودهایی در زمینه ی تأمین سوخت پدید می آید. بنابراین به منظور استفاده ی بهینه از ذخایر اورانیوم، راکتورهای پیشرفته تکامل یافته است.
نمودار زیر میزان مصرف اورانیوم را نسبت به مقدار تبدیل به پلوتونیوم نشان می دهد.
میزان تبدیل اورانیوم به پلوتونیوم در راکتورهای امروزی آب سبک حدود ۶/۰ درصد است که مطابق با مصرف فقط ۱ درصد اورانیوم است. تصویر فوق اهمیت راکتورهای سریع زایا را مشخص کند که مصرف اورانیوم را تا حدود ۶۰ دردص امکان پذیر کنند. ضمناً معلوم می شود که با میزان تبدیل ۹/۰ درصد توسط راکتورهای HCR (مبدل های بالا)، مقدار مصرف اورانیوم در مقایسه با راکتورهای امروزی آب سبک، بسیار بیشتر است. بنابراین بحث مختصری در مورد این گونه راکتورهای پیشرفته خواهیم داشت.

راکتورهای حرارت بالا، منبع انرژی قابل استفاده همه کاره برای تولید برق و گرما هستند در حال حاضر HTR بیشتر در جهت تولید برق به کار می رود. ولی این یک هدف درازمدت است که از حرارت ایجاد شده، که در این نوع راکتور تا ۹۵۰ درجه سانتیگراد هم می رسد، بتوانند در تکنولوژی تولید منابع ثانویه انرژی، که قابل ذخیره و حمل است، استفاده کنند؛ برای مثال با استفاده از ذغال سنگ، گاز مصنوعی، گاز طبیعی و هیدروژن تهیه کنند.
راکتور حرارت بالا رآکتور حرارتی است. این راکتور با گرافیت کند و با هلیوم خنک می شود. در این نوع راکتور گرمای زیاد، گاز خنک کننده تولید می کنند. و نتیجه راندمان حرارتی ۴۰ درصد امکان پذیر می شود.
راکتورهای آب تحت فشار با ضریب تبدیل بالا:

ضمن استفاده از تکنولوژی پیشرفته راکتورهای آب سبک تحت فشار، فقط با تعویض قلب راکتور به راکتورهای پیشرفته آب سبک تحت فشار (APWR) می توانیم به بالا بردن درصد تبدیل ۹/۰ دست یابیم. یک چنین راکتوری می تواند تا تکامل راکتورهای سریع زایا و ساخت آنها به صورت سری، پلوتونیوم تولید شده را مورد استفاده قرار دهد، بدون اینکه مقدار بسیار زیاد آن را اصراف کند، ترکیبی از راکتورهای آب سبک، راکتورهای با ضریب تبدیل بالا و رآکتورهایی سریع زایا بهترین وضعیت بهینه برای چرخه ی سوخت u/pu (اورانیوم – پلوتونیوم) است و در آینده تأثیر مهمی در استفاده از انرژی خواهد داشت.
راکتورهای سریع زایا (FBR) (راکتورهای زاینده):

راکتورهای سریع زایا برخلاف راکتورهای حرارتی، کند کننده ندارند؛ زیرا آنها نوترون ها نیازی به کند شدن ندارند و عمل شکافت در طیف وسیع نوترون انجام می پذیرد.
به علت سطح مقطع مؤثر شکافت نسبتاً کم در طیف نوترونی سریع، راکتورهای سریع زایا به غلظت نسبتاً بالای پلوتونیوم ۲۳۹ احتیاج دارند. در این راکتورها از یک ماده با خاصیت خوب تبادل حرارتی و خاصیت جذب نوترون به عنوان خنک کننده استفاده می شود که در این رابطه سدیم مایع (Na) بسیار مناسب است. فلز سدیم دارای نقطه ذوبی حدود ۱۰۰ درجه ی سانتیگراد و نقطه جوشی معادل ۹۰۰ درجه ی سانتیگراد است. بنابراین می توان به وسیله ی حرارت آن را در فشارهای پایین مبادله کرد. یکی از خاصیت هایی که این فلز داراست، میل ترکیبی شدید با آب است. به همین دلیل در این راکتورها از سه سیکل برای خنک کردن استفاده می کنند. در سیکل اول برای جلوگیری از واکنش با بخار آب در هوا، سطوح آزاد سدیم را همواره تحت پوشش گاز ازت یا آرگون قرار می دهند. این عمل در طی سه چرخه انجام می گیرد.

پس از سیکل دوباره به سیکل دیگری از سدیم وصل خواهد شد و در نهایت در سیکل سوم (آب – بخار) وصل خواهد شد.
سه سیکل، مدار اولیه، مدار ثانویه و سیکل آب – بخار از قسمت های مجزا تشکیل شده اند و به طور سری به یکدیگر وصل می شوند. برای جلوگیری از نشست مواد رادیواکتیو از سیکل اول به سیکل دوم، سیکل ثانوی فشار بالاتری نسبت سیکل اولی دارد. قلب این رآکتورها از میله های سوختی که ترکیبی از اورانیوم، پلوتونیوم و پوششی زاینده از اورانیوم طبیعی یا اورانیوم ناشی از راکتورهای آب سبک احاطه شده است (اورانیوم رقیق شده) و ماده زاینده به صورت قرص هایی در غلاف های فولادی قرار دارد که در وضعیت تنگاتنگ شش ضلعی به صورت مجتمع های سوخت درآمده است.
یکی از مزایای این نوع راکتور نسبت به راکتروهای دیگر این است که در راکتورهای آب سبک از اورانیوم ۲۳۵ به عنوان سوخت استفاده می شود که همان طور که قبلاً گفته شده این نوع اورانیوم به میزان ۷/۰ درصد در طبیعت وجود دارد و با توجه به کمبود آن در طبیعت این نوع سوخت فقط تا چند قرن کفایت خواهد کرد. در صورتی که در راکتورهای سریع زایا اورانیوم ۲۳۸ طبیعی و غیرشکافت به پلوتونیوم تبدیل می شود که می تواند انرژی هسته ای را برای هزاران سال تهیه کند.
راکتور خنک شونده گازی:

راکتورهای خنک شونده گازی در کشورهای انگلیس، فرانسه و آمریکا مورد استقبال بیشتری قرار گرفته اند. در این نوع راکتور اصولاً از اورانیوم غنی شده به عنوان سوخت و از گاز Co2 به عنوان خنک کننده استفاده می شود. در آمریکا برای خنک کردن این نوع راکتور از هلیوم و در فرانسه و انگلستان از گرافیت استفاده می شود. سیال گازی در این راکتورها، پس از عبور از قلب راکتور براساس قوانین ترمودینامیکی تبادل گرمایی صورت می دهد و گرم می شود و حرات منتقل می کند. سپس بخارهای تولید شده برای تولید برق به توربین ها هدایت می شود. این نوع راکتورها همانند راکتورهای قبلی هم دارای مزایایی است و هم دارای معایبی. از جمله مزایای آن می توان سهولت کار و ایمنی سطح مقطع مؤثر ماکروسکوپی پایین برای نوترون، ارزانی و فراوانی (بجز هلیوم) و قابلیت کار کردن در حرارت های بالا نام برد. از معایب آن نیز می توان به انتقال حرارت پایین و مسأله ی خواص انتقال حرارتی گازها، که مستلزم سطوح زیاد تماس و جریان عبور بالا در راکتور و مبدل های حرارتی است و همچنین نیاز به پمپاژ بالا که بین ۸ تا ۱۰ درصد ظرفیت نیروگاه را بالغ می شود، اشاره کرد.

دانشجوی امروز مهندس فردا — Fri, 27 Apr 2012 09:55:52 GMT

تئوری آزمایش :

1 ) اثر یون مشترک

2 ) به وسیله واکنشهائی که با یونهای ماده مورد نظر واکنش می دهند

3 ) تغییر در ضریب فعالیت

شیمی دانها به منظور تأثیر کمی قدرت یونی بر روی تعادل ، از فعالیت ماده استفاده می کنند که به صورت زیر تعریف می شود :

که در آن فعالیت گونه ، غلظت مولی آن و مقدار بدون بعد به نام ضریب فعالیت است . ضریب فعالیت و همین طور فعالیت با قدرت یونی تغییر می کند . به طوری که جایگزینی برای در هر جمله ثابت تعادل مقدار عددی این ثابت را از وابستگی به قدرت یونی رها می سازد .

اگر واکنش زیر را در تظر بگیریم خواهیم داشت که

ثابت تعادلی ترمودینامیکی به صورت زیر تعریف می شود :

ضرایب فعالیت به نحوی با قدرت یونی تغییر می کنند که از نظر عددی ثابت و مستقل از قدرت یونی است .

تأثیر الکترولیت افزوده شده برتعادل مستقل از طبیعت شیمیایی الکترولیت است ولی متکی بر قدرت یونی است که به صورت زیر تعریف می شود

در این رابطه نمایشی از غلظت یونی بوده و بار یونهای است .

ضریب فعالیت یک گونه معیاری از کارآیی آن گونه تعادلی است که در آن شرکت دارد در محلولهای خیلی رقیق که قدرت یونی به حداقل خود می رسد این کارآیی ثابت می شود و ضریب فعالیت برابر واحد است . تحت چنین شرایطی ، فعلیت و غلظت مولی یکسان هستند ( به همان صورتی که ثابتهای تعادل ترمودینامیکی و غلظتی یکسان هستند )

هر چه قدرت یونی افزایش یابد یک یون مقداری از کارآیی خود را از دست می دهد . در محلولهای که زیاد غلیظ نیستند ضریب فعالیت برای یک گونه خاص مستقل از نوع الکترولیت است و فقط به قدرت یونی بستگی دارد .

نظریة پی . دبای و ای . هوکل

در سال 1923 ، پی . دبای و ای . هوکل نظریه ای داد که می توان ضریب فعالیت یونها را از طریق بار و میانگین اندازة‌آنها محاسبه کرد این معادله که به عنوان معادلة دبای – هوکل شناخته شده است به صورت زیر است :

که در آن

ضریب فعالیت گونه

بار گونه

قدرت یونی محلول

قدرت موثر یون آبپوشیده در واحد آنگسترم

ثابتهای به محلولهای آبی در اطلاق می شود ، در درجات دیگر مقادیر دیگری را باید جایگزین کرد .

روش انجام آزمایش

مقدار 1.07 پتاسیم یدات را در مقداری آب حل کرده و سپس آن را در بالن ژوژه به حجم 250cc می رسانیم.

0.65گرم سولفیت سدیم را با 50ccآب مخلوط کرده

2.5 گرم نشاسته را با 50c آب مخلوط کرده

محلول 1 و 2 را به یک بالن ژوژه 500cc اتصال داده و سپس از اضافه کردن 6 ccاسید سولفوریک 3 مولار به آن با آب به حجم می رسانیم.

6 لوله یآزمایش در هر کدام یدات پتاسیم و آب را می ریزیم و سپس سولفیت سدیم اضافه می کنیم سپس کرنومتر را روشن می کنیم تا تغییر رنگ دهد.

مواد زیر را در ارلن می سازیم با این حجم مشخص

ابتدا در هر ارلن به میزان تعیین شده پتاسیم یدات می ریزیم.

سپس آب را اضافه می کنیم.

و در هنگام اضافه کردن سولفیت سدیم کرنومتر را روشن کرده و تا زمانی که ارلن رنگی شود زمان را اندازه می گیریم

سپس محاسبات را انجام می دهیم

زمان ها بدست آمده به قرار زیر است

6	5	4	3	2	1	شماره ارلن
14.54	22.65	28.81	42.08	46.14	60.45	زمان مورد نظر

نتیجه گیری

با افزایش حجم و یدات پتاسیم که در هر مرحله در حال افزایش است مقدار ید بیشتری وارد محلول می شود و باعث کاهش زمان انحلال و قدرت یونی می شود.

منابع

شیمی فیزیک اتکینز و لوین

سایت: www.icheh.com

دانشجوی امروز مهندس فردا — Tue, 24 Apr 2012 10:36:00 GMT

سیالات حفاری عمدتا عبارتند از:

1-گازها

2-مایعات

3-گل حفاری

4-امولوسیون هیدروکربن های نفتی در آب و یا آب در هیدرو کربن های نفتی

5-ترکیبی از دو نوع سیال حفاری.

1- گازها

گازهایی که به عنوان سیال حفاری از آنها استفاده می شود عبارتند از هوا،گاز متان، نیتروژن و دی اکسید کربن . استفاده از گاز متان به دلیل میلی که به ترکیب با هوا وتولید انفجار دارد استفاده اش محدود است . امکان به کار گیری نیتروژن و دی اکسید کربن در حال بررسی و تحقیق است که نتایج اولیه به دست آمده در مورد این دو گاز ، امیدوار کننده نیست. تنها گازی که در عمل از آن استفاده می شود و هوا است هوا ارزان سبک و بهترین تمیز کننده است ضمن آنکه به دیواره ی چاه نیز آسیب نمی رساند. اما در همه موارد حفاری نمی توان از هوا استفاده کرد که اهم دلایل آن عبارتند از :

1- پایین بودن چگالی آن که قادر به حمل ذرات درشت حفاری نیست

2- قادر به کنترل فشار طبقات نیست.

3- برای رفع مشکلات ناشی از شیل کاربرد ندارد.

به همین دلیل در حفاریهای اکتشافی و حفاریهای عمیق با ماشینهای چرخشی از هوا استفاده نمی شود .

2-مایعات (آب )

مایعاتی که به عنوان سیال حفاری مورد استفاده قرار می گیرند عبارتند از آب خالص (fresh water ) ، آب نمک (salt water) و روغن بعد از هوا تقریبا آب به دلیل گرانروی و چگالی کم مناسب ترین سیال حفاری برای ایجاد چاه در شرایط عادی است،به طور کلی غیر از مواردی که برای استفاده آب ذکر گردیده آب در مواردی استفاده می شود که جرم مخصوص آن برای کنترل فشار طبقات زمین کافی باشد یا چاه از میان سنگ ها کم مقاومتی همچون شیل عبور نکند . آب نمک نسبت به آب خالص مزیت بیشتری دارد . این امر به دلیل وجود نمک در آب (10 درصد ) و داشتن وزن مخصوص زیادتر و ایجاد فشار هیدرو استاتیکی بیشتر نسبت به آب است . روغن فشار هیدرو استاتیکی کمتری نسبت به آب نمک و آب خالص ایجاد می کند که علت آن چگالی کمتری است که نفت نام دارد و در موارد فشار غیر نرملا ( فشار کمتر از 0.433 پوند بر اینچ مربع به ازای هر فوت ) از آن استفاده می شود . حفاری از میان ماسه سنگ توسط آب خالص موجب انبساط و ازدیاد حجم رسی موجود در ماسه سنگ می شود که سبب مسدود شدن منافذ سنگ می گردد . این فرایند بالاخص در چاههای نفت اهمیت ویژه ای دارد زیرا باعث عدم ورود نفت از ماسه سنگ به چاه می شود.

آب نمک موجب انبساط کمتر رس با توجه به آب خالص می شود . در مواردی ممکن است اساس سیال آب باشد اما روغن به آن اضافه شده باشد یا با لعکس در این شرایط سیال به حالت امولسیونی در می آید. افزون روغن به آب به دلیل ایجاد خاصیت جلا دهندگی به سیال است.

3-گلهای روغنی ( اساس ترکیبات نفتی ) (oilbase mude )

ترکیب اصلی اینگونه گلهای حفاری را هیدروکربن های نفتی بالاخص آنهایی که از نقطه اشتعال بالایی (high flash point ) برخوردارند تشکیل می گردد و در آن ذرات جامد به صورت معلق است. از این گونه گلها برای حفاری ماسه سنگ ها استفاده می شود .زیرا استفاده از آب موجب خسارت به آنها می شود . همچنین در مواردی که حفاری از درون شیل موجب ایجاد حفره در آن می گردد ( به دلیل فشار هیدرو استاتیکی زیاد ) از اینگونه گل حفاری که وزن مخصوص کمتری استفاده می شود.

4-گلهای امولسیونی ( اساس آب ) ( wateremulsion mude )

در اینگونه گلهای حفاری معمولا روغن به صورت قطره به درون آب اضافه می شود . مقدار آن به طور معمول بین 10 تا15 در صد از حجم گل حفاری است و در صورت لزوم تا 50 در صد از حجم گل حفاری رامی توان با روغن تشکیل داد. رس و ذرات جامد دیگر نیز می توانند به این گونه گلهای حفاری را آب خالص یا آب نمک تشکیل می دهند. وجود روغن باعث شفافیت و جلا دادن سر مته ، وزنه اضافی و لوله حفاری می شود و بدین طریق موجب کاهش چسبندگی ذرات حفاری به دندانه های مته و رشته لوله حفاری می شود. بالاخص در سیستم حفاری چرخشی لوله حفاری سریعتر می چرخد و در مجموع سرعت حفاری با اینگونه گل حفاری افزایش می یابد.

5-گلهای امولسیونی ( اساس ترکیبات نفتی ) (oilemulsion muds )

ترکیبات اصلی این گونه حفاری را هیدرو کربن نفتی تشکیل می دهد و به مقدار کم به آن اضافه می گردد. این گونه گلهای حفاری برای سنگ های نمکی ، انیدریت (anhydrit ) بسیار مناسب می باشد. ترکیب دو سیال حفاری در مواردی به کار برده می شود که از هوای فشرده جهت کاهش دادن فشار هیدرو استاتیکی سیال استفاده شود . در این شرایط نه تنها به هدر رفتن سیال حفاری کاهش می یابد بلکه سرعت چالزنی نیز افزایش یافت.

دانشجوی امروز مهندس فردا — Thu, 05 Apr 2012 13:44:30 GMT

نام آزمایش:سیستم دو جزئی آب و فنل

گزارشو توی ادامه ی مطلب ببینید،امیدوارم به دردتون بخوره.

موفق باشید

به نام خدا

نام آزمایش:سیستم دو جزئی آب و فنل

تئوری آزمایش

اطلاعات اولیه ای درباره فنل

فنل ( Phenol ) ترکیبی است که از جایگزینی هیدروژن یک هسته آروماتیک با گروه هیدروکسیل ( OH ) ایجاد می‌شود. از این لحاظ از نظر ساختمان شیمیایی ، فنل یک الکل نوع سوم مخصوص می‌باشد.

فنل ، اکثرا بنام اسید کاربولیک نامیده می‌شود، چون خاصیت اسیدی ضعیفی دارد. فنل به شکل کریستالهای سوزنی شکل بهم پیچیده یا جدا از هم ، یا توده کریستالی بیرنگ یا کمی صورتی و با بوی مخصوص وجود دارد. آب به نسبت 10 درصد در فنل حل می‌شود. فنل پایدارترین جسم از دسته فنل‌هاست. در اثر هوا کمی اکسیده می‌شود بوسیله حرارت می‌تواند استرلیزه شود.

فنل یکی از قدیمی‌ترین آنتی سپتیک‌ها است که در سال 1867 در جراحی وارد شد. اثر فنل روی نسوج سمی است و فنل خالص روی پوست اثر خورنده داشته، بسیاری نسوج را ضایع می‌کند.

تفاوت فنل با الکل نوع سوم

گرچه فنل‌ها از یک نظر می‌توانند بعنوان الکل‌های نوع سوم فرض شوند، آنها با الکلها این تفاوت را دارند که بطور ضعیف ، اسیدی هستند.

از جمله خصوصیات فنل

قدرت اسیدی فنل

یک خاصیت اسیدی بعلت وجود اوربیتال n ، مربوط به حلقه بنزن است. قدرت اسیدی فنل‌ها بوسیله جانشین‌های جاذب یا دافع الکترون تغییر می‌کند. از طرف دیگر ، وارد شدن گروههای جاذب الکترون ، مانند گروههای نیترو بسته به تعداد آنها موجب افزایش قدرت اسیدی فنل می‌شود.

حلالیت فنل در آب

مطابق قانون عمومی با افزوده شدن تعداد گروه هیدروکسیل در یک ترکیب میزان حلالیت آن در آب افزایش پیدا می‌کند، ولی در مورد فنل چند ظرفیتی صادق نیست.

رنگ فنل

بسیاری از فنل‌ها بصورت محلولهای خیلی رقیق در آب یا الکل بوسیله میکرورفریک ایجاد رنگهای مشخص می‌نمایند. گاهی برای ایجاد رنگ ، محلول غلیظ الکلی فنل لازم است. این رنگها بر حسب نوع فنل در تعداد گروه‌های هیدروکسی و محل قرار گرفتن آنها متفاوت است. برای مثال ، فنل بنفش ، گایاکول آبی یا سبز و …

پایداری فنل

فنل‌ها در مقابل حمله اکسیژن هوا و عوامل اکسید آن ، مانند میکرورفریک و اسید کرومیک حساس هستند. گروههای جاذب الکترون مانند Cl ، NO₂ و غیره پایداری فنل‌ها را افزایش می‌دهد، در حالیکه گروههای الکترون‌دهنده موجب کاهش پایداری آنها در مقابل اکسید شدن بوسیله هوا و غیره می‌شود.

خصوصیات فیزیولوژیکی

PH محیط که ترکیبات قبلی در آن آزمایش می‌شوند یا مورد استعمال قرار می‌گیرند، می‌تواند تا حد زیادی قدرت اثر آنها را تغییر دهد. بنابراین PH کمتر می‌تواند قدرت اثر فنل‌های اسیدی‌تر را از طریق جلوگیری از یونیزاسیون آنها افزایش دهد. علت این مطلب این است که نوع خنثی ، بیشتر ، محلول در چربی بوده و می‌تواند سریعتر از نوع یونیزه که کمتر محلول در چربی است در غشای سلول میکروبی نفوذ کند.

در مورد فنل‌هایی که کمتر اسیدی هستند، این موضوع صدق نمی‌کند. فعالیت بیولوژیکی ( در بعضی حالات اثرات سمی ) فنل‌ها کم و بیش می‌تواند تحت نفوذ مستقیم تغییرات PH محیط باشد که میزان دسوسیه شدن فنل را تعیین کند. تقریبا تمام ترکیبات فنلی تا حدی از خود ، فعالیت ضد میکروبی نشان می‌دهند و این فعالیت خیلی اختصاصی نیست. در بعضی حالات ، ترکیبات فنلی ممکن است بمنظور ایجاد بعضی اثرات تکاملی با DNA تداخل حاصل نماید.

فعالیت ضد میکربی فنل‌ها ممکن است در نتیجه زیان وارد شدن به ساختمان و تغییر مکانیسم نفوذ پذیری میکرو اورگانیسم ، لیزوزومها و دیوار سلول باشد. گرچه این نوع فعالیت مخصوص بعضی آنتی بیوتیکها است، اثرات عمومی ضد میکروبی بسیاری فنل‌ها با رقیق نمودن با آب غیر قابل برگشت است. بعلاوه باکتریها در مقابل غلظت مهار کننده اولیه یک فنل نمی‌توانند ایمنی کسب کنند.

بنابراین فنل‌ها از نظر اقتصادی عوامل ضد میکربی بسیار با ارزشی هستند. فنل دارای فعالیت کرم ‌کشی مشخص است که با وجود گروههای آلکیل افزایش می‌یابد. موثرترین ترکیبات ضد کرم در این دسته باید حلالیت نسبتا کمی در آب داشته باشد تا از معده و روده زیاد جذب نمی‌شود.

حال به بررسی سیستم دو جزئی آب و فنل می پردازیم

فاز به آن قسمت از سیستم اطلاق می شود که از نظر شیمیایی و فیزیکی همگون باشد. نیازی نیست که یک فاز پیوسته باشد بلکه فازها می توانند ناپیوسته نیز باشند مثل گازی که مانند حباب در مایعی پراکنده شده باشد. تغییر ناگهانی خواص همیشه در مرز بین فازها رخ می دهد همزیستی فازهای متعدد امکان پذیر می باشد ولیکن باید در استفاده از قانون فاز در تعادل باشند متغیرهای قانون فاز خواص متمرکز هستند که مستقل از وسعت دستگاه و فازهای منفرد می باشند بنابراین قانون فاز اطلاعات مشابهی برای یک سیستم بزرگ و یک سیستم کوچک و مقادیر نسبی متفاوتی از فازهای موجود را فراهم می نماید. با استفاده از قانون فاز می توان تعداد درجات آزادی یک سیستم را مشخص نمود. (اگر دما و فشار هر دو متغییر باشند)

در رابطه فوق تعداد فازها و N تعداد مواد شیمیایی می باشد، و عدد 2 مربوطه به تعداد متغیرهای مستقل می باشد.

در یک لوله آزمایش کاملاً خشک و تمیز 1 فنل ریخته سپس حجم مشخص آب مقطر به آن افزوده و لوله آزمایش را در یک حمام آب گرم حرارت داده تا محلول داخل لوله آزمایش کاملاً شفاف گردد لوله آزمایش را از حمام آب گرم خارج نموده و جداره خارجی آن را خشک نموده و آن را داخل جلد هوا قرار می دهیم ضمن همزدن دمای لحظه کدر شدن محلول داخل لوله آزمایش را یادداشت می کنیم به داخل همین لوله آزمایش حجم مشخصی از آب مقطر را افزوده و آزمایش را عیناً تکرار می کنیم این آزمایش را تا 6 مرحله و هر بار با افزایش حجم ثابتی از آب مقطر به داخل لوله آزمایش تکرار می کنیم.

وزن فنل مصرفی m=1.5g

حجم آب مقطر اضافه شدن در هر مرحله V=.25 cc

هدف رسم نمودار تغییرات دما بر حسب کسر مولی فنل برای سیستم دو جزئی می باشد.

فنل

آب

53	64	56	45	38	30	Tدما بر حسب درجه سانتیگراد
0.08	0.09	0.14	0.20	0.28	0.43	فنل X
0.92	0.91	0.86	0.8	0.72	0.57	آبX

دانشجوی امروز مهندس فردا — Sun, 18 Mar 2012 19:18:44 GMT

سوخت های فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره می باشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد.

درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز به همین صورت یافت می گردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و به لحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی(GAS DOME) قرار می گیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است .

گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمی گردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در می اید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت می شوند. گازهای محلول در نفت به مثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی می گردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج می گردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده می شد و به هدر می رفت ولی در سالهای بعد تا به حال بتدریج و با اجرای طرح هایی از جمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور به منظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.

استخراج گاز

در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج می نمایند .
1 – چاههای مستقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران - تابناک- حوزهای شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان وغیره ...

2 – چاههای نفت - از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون - گچساران – بی بی حکیمه - - رامشیر و غیره .

ترکیبات گاز طبیعی خام
1 - گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج می گردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان – بوتان - و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب(H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است .
این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه (NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته می گردند. گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز می باشد.
گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن - ماسه و آب شور به همراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا می گردند.
دستگاه های گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب موجود در گاز می گردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی (کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده می نمایند.
2 - گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج می گردد.
الف - در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول

(SOLUTION GAS ) نام دارد.

ب - در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه

(ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .

مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی

گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبکتر از هوا می باشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید می باشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد می نماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه می باشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی می باشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را سنگین تر و ارزش حرارتی آن افزون تر می سازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد .
ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری به ازای هر متر مکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد
گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد می باشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمی گردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب به همراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی می باشد .
در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره 3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق می توان از آن به عنوان سوخت برتر - ایمن و سالم در محیط های خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و محدود می باشند استفاده نمود.
دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت می گیرد.
یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب می باشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد.

فرآورش گازطبیعی

مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلی ترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 می باشد را بعنوان محصول نهائی پالایش نمود, ضمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبه شمار می ایند جداسازی می گردند.

تفکیک گاز و نفت

گاز همراه با نفت

گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.به علت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم.
عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربون های سنگین و مایع را از هیدروکربون های سبکتر و گازی تفکیک می نماید صورت می گیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.
این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله به مخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز می باشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی می باشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

دانشجوی امروز مهندس فردا — Mon, 27 Feb 2012 06:05:25 GMT

در زمین شناسی نفت یکی از تخصصهای مهم که توسط زمین شناسان و مهندسین حفاری بسیاری مورد توجه قرار گرفته است، نحوه استخراج نفت از چاه می‌باشد. که در این رابطه ابتدا انرژی طبیعی موجود در مخزن را نسبتا به نوع سنگ ذخیره (ماسه‌ای - کربناتی) مشخص می‌نمایند و سپس نسبت به برداشت کامل از چاه با بکار بردن روشهای پر هزینه و نیز تزریق بخار یا گاز نظر می‌دهند.

انرژی موجود در مخازن

در غالب مخازن نفت و گاز موجود در مخازن ، تحت فشار بخصوص آن مخزن قرار دارند. یعنی وقتی که چاهی در یک مخزن نفتی حفر می‌شود در نتیجه فشار موجود در چاه ، نفت بالای چاه و حتی تا سطح زمین نیز می‌تواند بالا بیاید که به اینگونه مخازن در اصطلاح مخازن خود تولید می‌گویند.

فشار مخازن نفتی
آب و نفت از نظر حجمی یک ضریب بالنسبه پایینی با همدیگر دارند، بدین جهت هنگام استخراج نفت ، فشار چاه به سرعت پایین می‌آید و هر قدر مخزن کوچکتر باشد این افت فشار سریعتر صورت می‌گیرد و از این افت فشار می‌توانیم اطلاعات هم در مورد اندازه مخزن و ارتباط داخلی آن در طول بهره برداری تهیه نماییم.

گاز جهنده
در این رابطه چون گاز نسبت به نفت قدرت گسترش زیادی دارد در نتیجه کاهش فشار مخزن ممکن است گاز مایع را به حالت گازی شکل در آورد و گاز حل شده در نفت از حالت محلول خارج می‌شود. لذا حجم قسمت گاز افزایش می‌یابد و این حالت به نگهداری و تنظیم فشار چاه در موقع استخراج به مدت طولانی کمک می‌کند به این گاز اصطلاحا گاز جهنده می‌گویند.

سفره تحت فشار
فشار آب را در مخازن بزرگ بیشتر نگهداری می‌کنند، چون حجم بزرگتری دارند و آب در بهترین وضعیت حالتی است که در مخزن تحت فشار باشد که به آن اصطلاحا سفره تحت فشار می‌گویند.

آبهای جهنده
در طول بهره برداری از مخازن نفتی فشار ثابتی خواهیم داشت. زیرا آبهای جدید جای نفت استخراج شده را گرفته و این فشار را تأمین می‌کنند که به آنها در اصطلاح آبهای جهنده می‌گویند. از وجود آب جهنده برای خنثی کردن افت فشار در مخازن نفتی استفاده می‌کنند و در صورت کمبود آن از طریق چاههای تزریقی ویژه آب یا گاز به داخل مخازن تزریق می‌کنند و اگر هیچگونه انرژی جهت تولید فشار در مخزن نفتی موجود نباشد در آنصورت باید نفت به بیرون پمپاژ شود.

نفوذپذیری در مخازن نفتی
اگر چند نوع فاز گازی یا مایع در سنگهای ذخیره وجود داشته باشد، بطوری که قبلا شرح داده شد، نفوذ پذیری از اندازه خلل و فرج و تخلخل تبعیت نخواهد کرد بلکه به میزان ارتباط سایر فازها نیز بستگی خواهد داشت. نفوذ پذیری مؤثر در واقع نفوذ پذیری یک فاز در ارتباط با سایر فازها را برای ما نشان می‌دهد. مثلا اگر در خلل و فرج 40 درصد آب و 60 درصد نفت موجود باشد در آنصورت نفوذ پذیری نفت کمتر از زمانی خواهد بود که تمامی خلل و فرج از نفت پر شود، یعنی 100 درصد اشباع از نفت باشد.

ارتباط بین آب و نفت استخراجی از مخازن
اگر در یک مخزن نفتی کمتر از 40 تا 50 درصد آب باشد (یعنی درجه اشباع شدگی نفت بین 50 تا 60 درصد باشد) در آنصورت از مخزن تنها نفت استخراج می‌گردد. اگر درصد اشباع آب بین 45 تا 85 درصد باشد در آن صورت نفت و آب استخراج می‌شوند. و اگر درصد اشباع آب بین 85 تا 100 درصد باشد در آنصورت فقط از مخزن آب استخراج می‌گردد.

دلیل این حالتها
چون آب سطح کانیها را خیلی راحتتر از نفت خیس می‌کند، بطوری که ممکن است بیشتر از 30 الی 40 درصد آب در اطراف دانه‌های کانیها موجود باشد و وقتی که مقدار آن بین 40 الی 50 درصد و یا بیشتر برسد در آنصورت نمی‌توانیم به مدت طولانی فاز پیوسته نفت را داشته باشیم و قطرات نفت همراه با آب می‌توانند جریان پیدا کنند و اگر مقدار نفت کم باشد در اینصورت نفت بصورت قطرات کوچک در خلل و فرج سنگ ذخیره باقی خواهد ماند و آب از کنار آن عبور خواهد نمود.

سنگهای ذخیره کربناتی
از سنگهای ذخیره نفت و گاز از نوع کربناتی تا زمانی که درجه اشباع نفتی بین 30 الی 40 درصد و بیشتر باشد چون چسبندگی گاز کمتر است و خیلی راحت از کنار آب عبور می‌کنند، لذا می‌توان فقط گاز استخراج نمود و در درجه بالاتری از اشباع شدگی ، گاز همراه نفت جریان یافته و در درجه اشباع نفتی حدود 55 درصد ، نفت و گاز نفوذ پذیری مشابهی خواهند داشت.

دانشجوی امروز مهندس فردا — Fri, 27 Jan 2012 16:44:06 GMT

سخنگوی وزارت نفت:

بازنده اصلی تحریم نفت ایران پالایشگاه‌های اروپا هستند.

برای اطلاعات بیشتر کلیک کنید.

شماره لوله آزمایش

سولفیت سدیم

یدات پتاسیم

دانشجوی امروز مهندس فردا — Fri, 27 Jan 2012 16:31:52 GMT

میزان سوددهی یک پالایشگاه، به عوامل زیر بستگی دارد: "قیمت نفت‌خام و در دسترس‌بودن آن"، "خصوصیات بازار منطقه‌ای"، "ظرفیت فرایندهای پالایشگاه"، "درجه پیچیدگی" و "کارآیی پالایشگاه". انتخاب درجه پیچیدگی مناسب برای یک پالایشگاه، با توجه به این عوامل تعیین می‌گردد.

پالایشگاه‌ها از نظر پیچیدگی به چهار نوع زیر تقسیم می‌شوند:

1. ساده (Topping)

در این پالایشگاه نفت‌خام توسط تقطیر اتمسفری، تنها به اجزای تشکیل‌دهنده‌اش تبدیل می‌شود. محصول آن نفتا است و بنزین تولید نمی‌کند.

2. Hydroskimming

این نوع پالایشگاه به واحد تقطیر اتمسفری و واحد تغییر شکل نفتا (Reforming) مجهز است. از نوع ساده پیچیده‌تر است و بنزین تولید می‌کند. اما مقدار زیادی سوخت کم‌ارزش که تقاضا برای آن کم است، نیز تولید می‌کند.

3. ‍ Cracking

علاوه بر واحدهای ذکر شده در انوع 1 و 2 ، شامل واحد تقطیر خلأ و واحد شکست کاتالیستی (FCC) نیز می‌باشد. نسبت به نوع 2، یک درجه پیچیدگی بیشتری دارد. تولید نفت کوره در آن کاهش یافته و تبدیل آن به فرآورده‌های تقطیر سبک و میان‌تقطیر انجام می‌شود.

4. Coking

این پالایشگاه مجهز به فرایندDelayed Coking است که قبل از فرایند شکست کاتالیستی انجام می‌شود. درجه بالای تبدیل نفت ‌کوره به فراورده‌های تقطیر و کک نفت باعث می‌شود نسبت به انواع قبلی بالاترین پیچیدگی را داشته باشد.

برای نشان دادن میزان پیچیدگی یک پالایشگاه، از ضریب پیچیدگی نلسون استفاده‌ می‌کنند که این ضریب برای پالایشگاه Hydroskimming، در حدود 2، برای پالایشگاه Cracking تا 5 و برای نوع Coking بالاتر از 9 تعیین شده‌است.

ضریب پیچیدگی پالایشگاه، اطلاعاتی راجع به پیچیدگی پالایشگاه، هزینه‌های جایگزینی و توانایی ارزش‌افزوده یک پالایشگاه در اختیار قرار می‌دهد؛ ضمن اینکه می‌توان براساس آن پالایشگاه‌های مختلف را طبقه‌بندی کرد.

معرفی فرایندهای پالایش
نوع فرایندهای مورد استفاده در پالایشگاه، در تعیین پیچیدگی آن مؤثر است و هر اندازه واحدهای تبدیل ثانویه یک پالایشگاه، بیشتر باشند درجه پیچیدگی آن نیز بیشتر خواهد بود. در زیر واحدهای تبدیل اولیه و ثانویه و انواع آنها معرفی می‌شوند:

الف) فرایندهای تبدیل اولیه (Primary Conversion Processes)

1. تقطیر اتمسفری

ابتدایی‌ترین فرایند در پالایشگاه، جداسازی ترکیبات تشکیل‌دهنده نفت خام در فشار اتمسفر است که توسط حرارت و سپس متراکم کردن آن با سردکردن انجام می‌شود. این فرایند در واحد CDU یا Conversion Distillation Unit انجام می‌گیرد.

2. تقطیر در خلأ

واحد تقطیر در خلأ (VDU) عمل جداسازی ترکیبات نفت‌خام را به اجزای تشکیل‌دهنده، در فشاری پایین‌تر از فشار اتمسفری انجام می‌دهد که در این صورت از تغییر شکل کک جلوگیری می‌شود.

ترکیبی از این دو واحد فرایند (VDU/CDU) نیز برای جداسازی نفت‌خام به ترکیبات اولیه به‌کار می‌رود که محصولات آن LPG،‌ نفتا،‌ کروزن، نفت‌گاز، نفت‌گاز خلأ و ته‌مانده ستون تقطیر خلأ می‌باشد.

ب) فرایندهای تبدیل ثانویهSecondry Conversion Processes) )

فرایندهایی هستند که روی محصولات حاصل از ستون‌های تقطیر مانند نفت‌کوره و نفتا انجام می‌شوند و محصولات سبک‌تر و با ارزش‌افزوده بالاتر تولید می‌کنند.

1. آلکیلاسیون (Alkylation)

این فرایند برای ترکیب شیمیایی ایزوبوتان‌ با هیدورکربن‌های اولفینی سبک (‌از نوع c4و c3)، در حضور کاتالیست‌ اسیدی به‌کار می‌رود. محصول این فرایند آلکیلات (Alkylate)، یکی از بهترین ترکیباتی است که می‌تواند برای به‌سوزی بنزین به آن اضافه شود؛ زیرا یک سوخت تمیز، با محتوی سولفور کم و فاقد ترکیبات اولفینی و آروماتیکی است ضمن اینکه عدد اکتان بالا و فشار بخار پایین هم از خصوصیات آن می‌باشد.

از منظر دیگر،‌ اولفین‌های C3 و C4 برای تولید LPG یا Petroleum Gas Liquified نیز کاربرد دارند. از این‌رو در مناطقی که تقاضا برای LPG بیشتر از مصرف بنزین باشد، فرایند آکلیلاسیون رایج نیست.

2. فرایند " Bottam of the Barrel "

مجموعه فرایندهایی است که روی مواد ته‌مانده ستون تقطیر خلأ با نقطه‌جوش بالا (ºc565)، محتوی سولفور زیاد و حاوی قیرمعدنی و فلزاتی که در نفت کوره صنعتی یا سنگین یافت می‌‌شود انجام می‌شود؛ اهمیت آن از این جهت است که کاربرد نفت کوره به‌دلیل محدودیت‌های میزان انتشار Sox و Nox به‌شدت در حال کاهش است. چندین روش برای انجام این عمل وجود دارد که شامل فرایندهای زیر است:

Delayed Cracking1)

Visbreaking2)

Resid Desulfurization3)

در ادامه به توضیحات بیشتر درباره آنها نیز می‌پردازیم.

3. شکست کاتالیستی (Catalytic Cracking)

در طی این فرایند مولکول‌های هیدروکربن پیچیده، سنگین و بزرگ توسط حرارت و در حضور کاتالیست (بدون افزودن هیدروژن) به مولکول‌های ساده‌تر و سبک‌تر شکسته می‌شوند. با اعمال این فرایند، نفت سنگین (از اجزای‌ تشکیل‌دهنده نفت کوره) به محصولات با ارزش‌تر مثل LPG، بنزین و فراورده‌های میان‌تقطیر تبدیل می‌شود. کاربرد این فرایند که اختصاراً با نام FCC یا Catalytic Cracking Fluidized‌ شناخته می‌شود،‌ در فرایندهای تبدیل ثانویه پالایش گسترده است.

واحدهای FCC، براساس دو الگوی "حداکثر تولید بنزین" و "حداکثر تولید فراورده‌های تقطیری" عمل می‌کنند که انتخاب یکی از آنها به الگوی تقاضای فصلی محصولات بستگی دارد. اخیراً روش "حداکثر تولید اولفین" نیز اهمیت پیدا کرده است که تولید پروپلین، بوتیلن‌ها وLPG به حداکثر میزان خود می‌رسد. دیاگرام زیر مصرف این محصولات را در تولید Oxigenates (موادی که برای به‌سوزی به بنزین اضافه می‌شوند) را نشان می‌دهد.

خوراک فرایند FCC می‌تواند موارد زیر باشد:

- نفت گاز حاصل از تقطیر خلأ(VGO)

- نفت گاز حاصل از تقطیر خلأ که فرایند افزودن هیدروژن نیز روی آن انجام شده باشد.

- مخلوط مواد حاصل از پایین ستون تقطیر (VR) و نفت گاز حاصل از تقطیر خلأ که در این صورت فرایند انجام شده روی آن (Resid FCC) RFCCنامیده می‌شود.

4. شکست تأخیری ( Delayed Coking)

یکی از فرایندهایی است که روی مواد ته‌مانده حاصل از ستون‌ تقطیر خلأ انجام می‌شود و نفت‌های سبک‌تر و هم‌چنین کک‌نفت تولید می‌کند. نفت‌ سبک می‌تواند در واحدهای دیگر پالایشگاه به محصولات باارزش‌تر تبدیل شود. کک حاصله، هم به‌عنوان سوخت و هم در ساخت ورق‌های آلومینیومی کاربرد دارد.

این فرایند در تبدیل ته‌مانده‌ها به محصولات سبک‌تر 07 درصد کارآیی دارد در حالیکه فرایندVisbreaking تنها 03 درصد کارآیی دارد.

5. تصفیه هیدروژنی (Hydrotreating)

این فرایند برای تصفیه اجزای تشکیل‌دهنده نفت‌خام، در حضور کاتالیست‌ها و مقادیر معتنابهی از هیدروژن به‌کار می‌رود. این فرایند در سولفور‌زدایی، نیتروژن‌زدایی و تبدیل اولفین‌ها به پارافین‌ها مؤثر است.

6. اصلاح یا تغییر شکل‌دادن (Reforming)

در این فرایند، هیدروکربن‌های خطی به آروماتیکی تغییر شکل می‌دهند که در بنزین این شکل مناسب‌تر است. از آنجا که کاتالیست‌ این فرایند، حاوی پلاتین می‌باشد خوراک آن باید عاری از سولفور باشد.

برای تولید آروماتیک‌ها در صنعت پتروشیمی نیز از این فرایند استفاده می‌شود.

7. شکست حرارتی (Thermal Cracking)

در این فرایند از گرما و فشار برای شکستن مولکول‌های سنگین و تولید مولکول‌های سبک‌تر (‌با خوراک نفت کوره)‌ استفاده می‌شود. این فرایند شامل Visbreaking، Delayed Coking و فرایندهای مشابه می‌باشد.

8. Vis-breaking

یک فرایند شکست حرارتی ملایم است که از نفت‌کوره و ته‌مانده‌های حاصل از ستون تقطیر اتمسفریک و خلأ،‌ در دمای ملایم، محصولات سبک و با ویسکوزیته پایین تولید می‌کند و در مناطقی که هنوز نفت‌کوره سنگین مصرف بالا دارد، رایج است. به‌طور‌کلی باتوجه به مسائل زیست‌محیطی، اهمیت آن در سطح جهانی در حال کاهش است.

شیرین‌سازی (sweetening)

محصولات نفت باید عاری از ترکیبات سولفور (مرکاپتان‌ها) باشند، به‌دلیل اینکه در حین سوخت، گازهای نامطلوب Sox تولید می‌کنند. در فرایند ذکر شده توسط اکسیداسیون، سولفور‌زدایی انجام می‌‌شود که به آن Merox یاMercaptan Oxidation گفته می‌شود. این فرایند در مورد LPG اشباع و غیراشباع، بنزین و کروزن کاربرد دارد.

جمع‌بندی:

به‌کار گیری فرایندهای تبدیل ثانویه با کارآیی بالا و بالا بودن درجه پیچیدگی پالایشگاه، مزیت‌های زیر را در‌پی دارد:

1. انعطاف‌پذیری لازم در فرایند نفت‌خام با کیفیت‌های متنوع از جمله نفت‌خام نامرغوب، ‌ترش و سنگین

2. توانایی تولید درصد بیشتری از محصولات باارزش مثل LPG، فراورده‌های تقطیری سبک و میان‌تقطیر و تولید درصد کمی از محصولات سنگین و نفت‌کوره که در نتیجه آن ارزش‌افزوده بالاتری هم حاصل می‌شود.

3. توانایی تولید محصولات (‌از جمله بنزین و گازوئیل)‌ با کیفیت بالا

باتوجه به آنچه گفته شد تعیین ضریب پیچیدگی پالایشگاه‌های کشور در ارتقای نوع آن‌ها، هم‌چنین انتخاب خوراک مناسب و نهایتاً سوددهی می‌تواند مؤثر باشد.