Chemical Engineering

گاز طبيعي چنانچه در فشار اتمسفر تا دماي F º260- سرد شود، به حالت مايع تبديل مي شود. LNG شامل بيش از 95 درصد متان و درصد کمي اتان و پروپان و ساير هيدروکربورهاي سنگين تر است. ساير ترکيبات و ناخالصي هاي گاز طبيعي مانند اکسيژن، آب، گازکربنيک و ترکيبات گوگردي طي فرآيند سرد کردن از گاز طبيعي جدا شده و گاز طبيعي در حالت مايع بدست مي آيد. البته LNG تا حد 100 درصد متان خالص نيز قابل دستيابي است. حجم LNG 600/1 حجم گاز طبيعي و دانسيته آن 42/0 دانسيته آب است. اين ماده، مايعي بي بو، بي رنگ و غير سمي است و نسبت به فلزات يا ساير مواد حالت خورندگي ندارد. LNG وقتي تبخير يا با هوا ترکيب شود در دامنه غلظت 5 تا 15 درصد مي سوزد. LNG يا بخار آن در محيط و فضاي باز حالت انفجاري ندارد. کليه آزمايشات انجام شده و خواص LNG، ايمن بودن اين سوخت را کاملاً تائيد مي کند زيرا نشت مايع LNG يا ابربخارات آن به محض تماس با زمين يا در اثر حرارت محيط به سرعت در هوا تبديل به گاز شده و چون در اين حالت از هوا سبک تر است در محيط پراکنده و منتشر مي شود. LNG در وهله اول براي خودروهاي سنگين ديزلي (HEAVY DUTY VEHICLE) کاربرد دارد. به لحاظ ارزش حرارتي و دانسيته انرژي، مشابه سوخت ديزل (گازوئيل) هست.

LNG در دماي 260ºF- و فشار اتمسفريک در حالت مايع اشباع ( در دماي جوش مايع) است. بنابر اين مانند هر مايع در حال جوش چنانچه در فشار ثابت نگهداري شود (حتي با افزايش حرارت) در دماي ثابت خواهد ماند.
مادام که بخار LNG از مخازن خارج مي شود (boil off)، دماي مخزن ثابت مي ماند.

اجزاء سيستم خودروهاي با سوخت LNG:
از لحاظ انتقال سوخت به موتور، مشابه موتورهاي با سوخت CNG است و سوخت به صورت بخار وارد موتور مي شود. فرق اساسي بين موتورهاي CNG, LNG در نحوه نگهداري و تحويل سوخت است.
مخازن ذخيره LNG دوجداره مي باشند و براي فشار کاري حداکثر تا 230 psi يا 16bar طراحي شده است. اين مخازن داراي لوله و اتصالات لازم براي خارج کردن گاز در صورت افزايش فشار ( با توجه به انتقال حرارت از محيط به مخزن) و يا انتقال سوخت در زمان مصرف هستند. اين مخازن مجهز به سيستم اعلام پايان سوخت گيري (پرشدن مخزن) نيز هستند. موتور خودروها گاز را در فشار 4 الي 9 بار (60-120 psi) مصرف مي کند.

معايب استفاده از LNG:
بسياري از مردم به استفاده از مواد در دماهاي پايين عادت نداشته لذا نياز به آموزش خاصي در زمينه استفاده از سوخت در دماي خيلي پايين هست.
در ايستگاههاي سوخت گيري خطوط انتقال گاز از مخزن به خودرو ( شامل لوله ها شيرآلات و وسايل اندازه گيري) جهت انتقال LNG در حالت مايع بايد پيش از شروع ، سوخت تا دماي ºF 260- سرد شوند در غير اينصورت منجر به تبخير بخشي از سوخت مي شود.
- حداکثر پرشدن مخزن دوجداره Cryogenic تا حد ماکزيمم ظرفيت، امکان پذير نيست زيرا به اندازه لازم فضاي خالي در بالاي سطح مايع جهت تبخير يا جوشيدن مايع بايد در مخزن در نظر گرفته شود.
 

مزاياي استفاده از LNG:
دانسيته انرژي بالاتري نسبت به سوختهاي گازي دارد، زيرا به شکل مايع ذخيره مي شود. مسافت پيمايش بيشتر و وزن کمتر مخازن ذخيره، استفاده از آن را در خودروهاي کوچکترامکان پذير مي سازد. سرعت سوختگيري بالا به نحوي که در خودروهاي بزرگ زمان سوختگيري 4 الي 6 دقيقه مي باشد (10 الي 40 گالن در دقيقه). ارزيابي و کنترل ترکيب سوخت با دقت بالايي امکان پذير است و با توجه به اينکه LNG توليد شده براي خودروها تا 99 درصد متان دارد، لذا کنترل و تعيين مناسب ترکيب سوخت بازدهي موتور و سوخت را نيز افزايش مي دهد.

» منبع: سازمان بهينه سازی سوخت کشور

گازطبيعي كه از زيرزمين تا سرچشمه بالا آورده مي شود كاملا با گازطبيعي مصرف كنندگان متفاوت است. اگرچه پردازش گازطبيعي در بسياري از جنبه ها ساده تر از پردازش و پالايش نفت خام است، اما به اندازه نفت، پردازش آن قبل از استفاده توسط مصرف كنندگان ضروري است.گازطبيعي كه توسط مصرف كنندگان استفاده مي شود، بيشتر از متان تشكيل شده است. اگرچه گازي كه در سرچشمه يافت مي شود و بيشتر تركيبات آن متان است نياز به پردازش زيادي ندارد و خالص است.گازطبيعي خام از سه نوع چاه استخراج مي شود: چاه هاي نفت، چاه هاي گاز و چاه هاي متراكم. گازطبيعي كه از چاه هاي نفت استخراج مي شود عموما به نام «گاز همراه» شناخته مي شود. اين گاز مي تواند جدا از نفت در تشكيلات وجود داشته باشد (گاز آزاد) يا اين كه در نفت خام حل شده باشد (گازمحلول).

گازطبيعي كه از چاه هاي گاز و متراكم مي آيد، كه در آن هيچ نفت خامي وجود ندارد يا اگر وجود دارد بسيار اندك است و با نام «گاز همراه» شناخته مي شود. چاه هاي گاز عموما گازطبيعي خام توليد مي كنند در حالي كه چاه هاي متراكم گازطبيعي آزاد به همراه يك هيدروكربن نيمه مايع متراكم توليد مي كنند. منبع گازطبيعي هرچه كه باشد، وقتي از نفت خام (در صورت وجود) جدا شد، معمولا در تركيب با ديگر هيدروكربن ها وجود دارد (عمدتا اتان، پروپان، بوتان و پنتانز). به علاوه، گازطبيعي خام حاوي بخار آب، سولفيد هيدروژن (S2(H دي اكسيدكربن، هليوم، نيتروژن و ديگر اجزا است.پردازش گازطبيعي شامل جداسازي تمام هيدروكربن ها و مايعات مختلف از گازطبيعي خالص است. به منظور توليد آن چه كه گازطبيعي خشك به كيفيت خطوط لوله ناميده مي شود، خطوط لوله اصلي حمل ونقل اغلب مقرراتي دارند كه براساس آن گازطبيعي هنگام حمل ونقل با خطوط لوله بايد تركيبات و كيفيت خاصي داشته باشد. اين بدين معناست كه قبل از حمل ونقل، گازطبيعي بايد تصفيه شود يا اين كه در مراحل تصفيه و پالايش، اتان، پروپان، بوتان و پنتانز بايد از گازطبيعي جدا شوند،اما اين بدين معنا نيست كه آن ها ضايعات هستند.در واقع، هيدروكربن هاي همراه كه تحت عنوان «مايعات گازطبيعي» شناخته مي شوند Natural Gas Liquids) NGL) مي توانند با محصولات حاصل از پردازش گازطبيعي بسيار ارزشمند باشند. NGL ها شامل اتان، پروپان، بوتان، ايزوبوتان و بنزين طبيعي مي باشند. اين NGL ها به طور جداگانه فروخته مي شوند و مصارف متفاوتي دارند، مثل افزايش بازيافت نفت در چاه هاي نفت، فراهم آوردن موادخام براي پالايشگاه هاي نفت يا نيروگاه هاي پتروشيمي به عنوان منابع انرژي.

در حالي كه بعضي از اوقات پردازش موردنياز مي تواند در سرچشمه يا نزديكي آن (پردازش حوزه) انجام شود،پردازش كامل گازطبيعي در يك نيروگاه پردازش گازطبيعي كه معمولا در منطقه توليدي گازطبيعي قرار دارد، انجام مي شود.گازطبيعي استخراج شده به اين نيروگاه هاي پردازش از طريق يك شبكه خطوط لوله جمع آوري انتقال داده مي شود. اين خطوط لوله قطر كوچك و فشار كمي دارند.يك سيستم جمع آوري پيچيده مي تواند از لوله تشكيل شود كه نيروگاه پردازش را به بيش از صدچاه در منطقه ارتباط مي دهد. براساس گزارش انجمن گاز آمريكا در سال 2000 حدود 36100 مايل سيستم گردآوري خط لوله در آمريكا وجود داشت.علاوه بر پردازش انجام شده در سرچشمه و در نيروگاه هاي پردازش متمركز، برخي پردازش هاي نهايي نيز در «نيروگاه هاي دو منظوره استخراج» انجام مي شود. اين نيروگاه ها بر روي سيستم هاي اصلي خط لوله قرار دارند. اگرچه گازطبيعي كه به اين نيروگاه ها مي رسد آماده كيفيت خط لوله است، در موارد خاص بازهم مقادير بسيار كمي از NGLها در آن جا وجود دارد كه دراين نيروگاه ها از گازطبيعي جدا مي شوند.

عمل واقعي پردازش گازطبيعي به گازطبيعي خشك، كيفيت خط لوله مي تواند بسيار پيچيده باشد، اما معمولا شامل چهار پردازش اصلي است تا ناخالصي هاي مختلف از آن جدا بشود:
• از ميان برداشتن نفت و گاز متراكم
• از ميان برداشتن آب
• جداسازي مايعات گازطبيعي
• از ميان برداشتن دي اكسيد كربن و سولفور

علاوه بر چهار مرحله پردازش بالا، هيترها و ساينده هايي معمولا در سرچشمه يا در نزديكي آن نصب مي شوند. ساينده ها در درجه اول براي برداشتن شن و ديگر ناخالص هاي بزرگ به كار مي روند. هيترها تضمين مي كنند كه درجه حرارت گاز زياد پايين نيفتد. گازطبيعي كه حاوي حتي مقادير بسيار كمي از آب باشد، هنگام افت درجه حرارت، هيدرات هاي گازطبيعي در آن شكل مي گيرند. اين هيدارت ها داراي تركيبات جامد يا نيمه جامدي مي باشند كه شبيه كريستال هاي يخ هستند. با شكل گيري اين هيدارت ها در گازطبيعي مانعي در راه، عبور گازطبيعي از ميان دريچه ها و سيستم هاي گردآوري ايجاد مي شود. براي كاهش تشكيل هيدرات ها، واحدهاي گرمايي با سوخت گازطبيعي عموما در امتداد خط لوله جمع آوري نصب مي شوند جايي كه به نظر مي رسد هيدارت ها ممكن است تشكيل شوند.
 

از ميان برداشتن نفت و گاز متراكم
به منظور پردازش و حمل ونقل گازطبيعي محلول همراه، گاز بايد از نفتي كه در آن حل شده است، جدا شود. اين جداسازي گازطبيعي از نفت بيشتر با ابزاري كه در سرچشمه يا نزديكي آن نصب مي شود، انجام مي شود. پردازش عملي براي جدا كردن نفت از گازطبيعي استفاده مي شود و ابزاري كه براي اين كار استفاده مي گردد مي تواند به طور گسترده اي فرق كند. اگرچه گازطبيعي خشك كيفيت خط لوله در مناطق جغرافيايي مختلف در عمل يكسان هستند، اما گازطبيعي خام از مناطق مختلف ممكن است تركيبات و نيازمندي هاي جداسازي مختلف داشته باشند. در بسياري از موارد، گازطبيعي در نفت زيرزميني به علت فشاري كه تشكيلات تحمل مي كند محلول است. وقتي اين نفت و گازطبيعي توليد مي شود، ممكن است به علت كاهش فشار خودبه خود گاز از نفت جدا شود. مثل بازكردن سر قوطي نوشابه كه به محض بازشدن مقداري از گازهاي محلول در نوشيدني آزاد مي شود.در اين موارد، جداسازي نفت و گاز كاملا آسان است و اين دو هيدروكربن براي پردازش بيشتر به راه هاي مجزايي فرستاده مي شوند. ابتدايي ترين نوع جدا كننده «جدا كننده سنتي» ناميده مي شود.اين دستگاه شامل يك مخزن در بسته شده است جايي كه نيروي گرانش براي جدا كردن مايعات سنگين تر مثل نفت و گازهاي سبك تر مثل گازطبيعي به كار مي رود.

در موارد خاص اگرچه ابزار آلات تخصصي خاص براي جداسازي نفت از گازطبيعي مورد نياز است، يك نمونه از اين نوع ابزار آلات «جدا كننده با درجه حرارت پايين» ( LTX) است. اين دستگاه بيشتر براي چاه هاي توليدي گاز فشار بالا با نفت خام يا تراكم سبك به كار مي رود. اين جدا كننده ها از متمايزهاي فشار براي خنك كردن گازطبيعي مرطوب و جدا كردن نفت وگاز متراكم استفاده مي كنند. گاز مرطوب وارد جدا كننده با درجه حرارت پايين مي رود، سپس اين گاز به درون جدا كننده با درجه حرارت پايين از طريق يك مكانيسم مسدود جريان پيدا مي كند كه گاز را هنگام ورود به جدا كننده منبسط مي كند.
اين انبساط سريع گاز امكان پايين آوردن درجه حرارت در جدا كننده را فراهم مي كند. بعد از جدا كردن مايع، گاز خشك به «تعويض كننده گرما» برمي گردد و توسط گاز مرطوب ورودي گرم مي شود. با تغيير فشار گاز در بخش هاي مختلف جدا كننده امكان تغيير درجه حرارت نيز پديد مي آيد كه باعث مي شود نفت و آب از جريان گاز مرطوب جدا شوند. اين ارتباط اوليه با درجه حرارت بالا مي تواند براي استخراج گاز از يك جريان مايع نفت استفاده شود.از ميان برداشتن آبعلاوه بر جداسازي نفت و ديگر گازهاي متراكم از جريان گاز مرطوب، لازم است كه بيشتر آب همراه با گاز از آن جدا شود. بيشتر آب آزاد همراه با گازطبيعي استخراج شده توسط روش هاي جداسازي ساده در سرچشمه يا در نزديكي آن از گاز جدا مي شود. اگر چه برداشتن بخار آب موجود در محلول گازطبيعي نيازمند عمليات پيچيده تري است. اين عمليات شامل رطوبت زدايي از گازطبيعي است كه معمولا در دو مرحله انجام مي شود. مرحله جذب با گرفتن بخار آب توسط ماده نم زدا انجام مي شود. مرحله (جذب سطحي) زماني اتفاق مي افتد كه بخار آب متراكم و در سطح جمع آوري مي شود.
 

نم زدايي يا رطوبت زدايي گلايكول
يك نمونه از نم زدايي جذب (absorption) تحت عنوان نم زدايي گلايكول شناخته مي شود. در اين فرايند، يك مايع نم زداي خشك كننده براي جذب بخار آب از جريان گاز استفاده مي شود. گلايكول، ماده اصلي در اين فرايند، شباهت شيميايي به آب دارد. اين بدين معناست كه وقتي در تماس با يك جريان گازطبيعي حاوي آب قرار مي گيرد، گلايكول آب را از جريان گاز مي ربايد.
اساسا نم زدايي گلايكول شامل استفاده از حلال گلايكول معمولا دي اتيل گلايكول (DEG) يا تري اتيل گلايكول (TEG) مي باشد كه در يك تماس دهنده با جريان گاز مرطوب تماس پيدا مي كند. حلال گلايكول آب را از گاز مرطوب جذب مي كند. وقتي جذب شد، ذرات گلايكول سنگين تر مي شوند و در انتهاي تماس دهنده جمع مي شوند جايي كه آن ها به بيرون از نم زدا برده مي شوند. گازطبيعي كه بدين شكل بيشتر تركيبات آب خود را از دست مي دهد، به بيرون از نم زدا انتقال مي يايد. حلال گلايكول به همراه تمام آبي كه از گازطبيعي جذب كرده است از ميان يك ديگ بخار تخصص يافته كه به منظور بخار كردن آب باقيمانده طراحي شده است، عبور مي كند. وقتي آب موجود در اين ديگ بخار به حرارت 212درجه فارنهايت مي رسد بخار مي شود، در حالي كه گلايكول تا 400 درجه فارنهايت بخار نمي شود. اين تفاوت درجه جوش جدا كردن آب از محلول گلايكول را آسان مي سازد و امكان استفاده دوباره از آن در فرايند نم زدايي را فراهم مي كند.نوآوري جديد در اين فرايند، اضافه كردن خازن هاي جدا كننده فلاش تانك است. علاوه بر جذب آب از جريان گاز مرطوب، محلول گلايكول گاه گاهي با خود مقادير كوچكي از متان و ديگر تركيبات موجود در گاز مرطوب حمل مي كند. درگذشته اين متان به سادگي از ديگ بخار خارج مي شد. علاوه بر هدربخشي از گازطبيعي كه استخراج شده بود، اين خروج گاز به آلودگي هوا و تأثير گاز گلخانه اي كمك مي كرد. به منظور كاهش ميزان متان و ديگر تركيبات هدر رفته، خازن هاي جدا كننده فلاش تانك استفاده مي شوند تا اين تركيبات را قبل از رسيدن محلول گلايكول به ديگ بخار از محلول جدا كنند.
اساسا يك جدا كننده فلاش تانك شامل وسيله اي است كه فشار محلول گلايكول را كم مي كند و به متان و ديگر هيدروكربن ها اجازه بخار شدن (فلاش) مي دهد. محلول گلايكول سپس به ديگ بخار مي رود كه ممكن است با خازن هاي خنك كننده هوا يا آب مجهز شود. اين كار براي جذب هرگونه تركيبات ارگانيك باقي مانده است كه ممكن است در محلول گلايكول باقي مانده باشد.اين سيستم ها در عمل نشان داده اند كه مي توانند 90 تا 99 درصد از متان را بازيافت كنند.
 

نم زدايي ماده خشك كننده جامد
نم زدايي ماده خشك كننده جامد اولين شكل نم زدايي گازطبيعي با استفاده از جذب سطحي است و معمولا شامل دو يا بيشتر برج جذب سطحي است كه با يك ماده خشك كننده جامد پرشده است. مواد خشك كننده معمولي شامل آلومينيوم يا يك ماده ژل مانند سيليكا دانه دانه است.گازطبيعي مرطوب از ميان اين برج ها، از بالا تا پايين عبور مي كنند. همان طوري كه گازطبيعي از اطراف ذرات ماده خشك كننده عبور مي كند آب به سطح ذرات ماده خشك كننده مي چسبد با عبور از ميان كل بستر خشك كننده تقريبا تمام آب به درون ماده خشك كننده جذب مي شود و اجازه مي دهد كه گاز خشك از انتهاي برج خارج شود.نم زداهاي ماده خشك كننده جامد معمولا مؤثرتر از نم زداهاي گلايكول هستند و معمولا به عنوان يك نوع از سيستم دو منظوره در طول خطوط لوله گازطبيعي نصب مي شوند. اين انواع از سيستم هاي نم زدايي براي مقادير زياد گاز تحت فشار بالا بسيار مناسب هستند و معمولا در انتهاي يك خط لوله در يك ايستگاه كمپرسور قرار دارند. در اين مورد به دو برج يا بيشتر نياز است چون بعد از دوره خاصي از استفاده ماده خشك كننده در يك برج خاص با آب اشباع مي شود. براي توليد دوباره ماده خشك كننده، يك هيتر با درجه حرارت بالا براي گرم كردن گاز تا درجه حرارت بالا استفاده مي شود. عبور اين گاز گرم شده از ميان يك بستر خشك كننده اشباع شده آب موجود در آن را در برج جاذب بخار مي كند و آن را خشك مي كند و امكان نم زدايي بيشتر گازطبيعي را فراهم مي كند.

در بسياري از موارد مايعات گازطبيعي (NGL) ارزش بيشتري نسبت به محصولات جدا شده دارند و بنابراين اقتصادي و به صرفه است كه آنها را در جريان گاز جدا كنيم. جدا كردن مايعات گازطبيعي معمولا در يك نيروگاه پردازش نسبتا متمركز انجام مي شود و از تكنيك هاي مشابه به آن هايي كه در نم زدايي گازطبيعي به كار مي رفت استفاده مي شود.دو قدم اوليه براي عمل آوري مايعات گازطبيعي وجود دارد. اول مايعات بايد از گازطبيعي استخراج شود دوم اين مايعات گازطبيعي بايد از خودشان جدا شوند و به اجزاي پايه شان تبديل شوند.
 

استخراج NGL
دو تكنيك اساسي براي جداسازي NGLها از جريان گازطبيعي وجود دارد. روش جذب و روش انبساطي كريوژنيك. اين دو فر ايند مي توانند تا 90درصد از كل مايعات گازطبيعي را توليد كنند.
 

روش جذب
نفت جاذب از نظر تركيب با NGLها شباهت دارد مثل گلايكول كه در تركيب با آب شباهت داشت. قبل از اين كه نفت هيچ گونه NGL را بربگيرد با نام نفت جاذب فقير ناميده مي شود. هنگامي كه گازطبيعي از ميان يك برج جذب عبور كند در تماس با نفت جاذب، مايعات همراهش در اين جاذب حل مي كند. «نفت جاذب غني» در اين موقعيت حاوي NGL يا همان مايعات گاز است كه در برج جذب از انتها قرار دارد. اين ماده در اين مرحله تركيبي از نفت جاذب،پروپان، بوتان، پنتانز و ديگر هيدروكربن هاي سنگين تر است. نفت غني به دستگاه هاي تقطير نفت فقير تغذيه مي شود. اين فرايند امكان بازيافت حدود 75 درصد از بوتان 85 تا 90 درصد از پنتانز و ملكول هاي سنگين تر از جريان گازطبيعي را فراهم مي كند.فرايند جذب اوليه كه در بالا توضيح داده شد مي تواند براي افزايش تأثيرش اصلاح شود يا استخراج NGLهاي خاص را هدف گيرد. در روش جذب نفت سرد شده جايي كه نفت فقير از طريق سرد سازي سرد مي شود، بازيافت پروپان مي تواند تا 90درصد باشد و حدود 40 درصد از اتان مي تواند از جريان گازطبيعي استخراج شود. استخراج ديگر مايعات سنگين تر در اين روش نزديك به صد درصد است.
 

برداشتن دي اكسيدكربن و سولفور
علاوه بر جداسازي آب، نفت و NGLهاي ديگر، يكي از مهم ترين قسمت هاي پردازش گاز شامل جداسازي دي اكسيد كربن و سولفور است. گازطبيعي بعضي چاه ها حاوي مقادير مهمي از سولفور ودي اكسيدكربن است. اين گازطبيعي به علت بوي زننده سولفور بيشتر «گاز ترش» ناميده مي شود. گاز ترش غيرمطلوب است چون تركيبات سولفوري كه دارد مي تواند بسيار مضر باشد حتي براي تنفس هم مرگ آور است. گاز ترش مي تواند هم چنين بسيار فرساينده باشد. به علاوه سولفوري كه در جريان گازطبيعي وجود دارد مي تواند استخراج شود و به طور جداگانه وارد بازار شود. در واقع براساس گزارش ها و مطالعات انجام شده توليد سولفور از اين طريق مي تواند حدود 15درصد از توليد كل سولفور را در بربگيرد. سولفوري كه در گازطبيعي وجود دارد به شكل سولفيد هيدروژن (H2S) است و معمولا اگر ميزان سولفيد هيدروژن از 5.7 ميلي گرم در هر مترمكعب گازطبيعي بيشتر شود اين گاز، گاز ترش ناميده مي شود. فرايند جداسازي سولفيد هيدروژن از گازترش، به شيرين كردن گاز ناميده مي شود.

فرايند اوليه شيرين كردن گاز ترش بسيار به فرايند نم زدايي گلايكول و جذب NGL شباهت دارد. اگرچه در اين مورد از محلول هاي آمين براي جدا كردن سولفيد هيدروژن استفاده مي شود. به اين فرايند،«فرايند آمين» مي گويند و در 95 درصد از شيرين كردن گازهاي ترش به كار مي رود. گاز ترش از ميان يك برج حركت مي كند كه داراي محلول آمين است. تركيب اين محلول بسيار به تركيب سولفور شباهت دارد و همان طوري كه گلايكول آب را جذب مي كند، سولفور را جذب مي كند. دو محلول آمين اساسي وجود دارد كه در اين فرايند مورد استفاده قرار مي گيرد: مونواتالونامين(MEA) و دي اتالونامين ((DEA هر كدام از اين تركيبات در شكل مايع تركيبات سولفور را از گازطبيعي هنگام عبور جذب خواهد كرد. گاز باقي مانده به راستي عاري از تركيبات سولفور است بنابراين آن وضعيت ترش را از دست مي دهد. مثل فرايند استخراج NGL و نم زدايي گلايكول محلول آمين استفاده شده مي تواند دوباره توليد شود (يعني زماني كه سولفور جذب شده جدا شود) و به آن اجازه مي دهد تا دوباره براي عمل آوري گازهاي ترش بيشتر استفاده شود.

اگر چه بيشتر شيرين سازي گاز ترش شامل فرايند جذب آمين است امكان استفاده از جاذب هاي جامد مثل اسفنج هاي آهني براي جداسازي دي اكسيدكربن و سولفيد وجود دارد.سولفور مي تواند جداگانه فروخته شود اگر كه شكل پايه آن كاهش پيدا كند. سولفور پايه يك پودر زرد روشن است و مي تواند اغلب در تپه هاي بزرگي نزديك نيروگاه هاي عمل آوري گاز ديده شود. به منظور بازيافت سولفور پايه از نيروگاه پردازش گاز، سولفوري كه ناخالص دارد و از فرايند شيرين سازي به دست مي آيد بايد بيشتر عمل آوري شود. فرايند مورد استفاده براي بازيافت سولفور با نام فرايند «كلاوس» شناخته مي شود و واكنش هاي گرمايي و كاتاليزي استفاده مي شود تا عنصر پايه از محلول سولفيد هيدروژن استخراج شود.به طور كلي فرايند كلاوس معمولا قادر به بازيافت 97 درصد از سولفور موجود در گازطبيعي است. از آن جايي كه اين يك ماده مضر و آلاينده است باز هم تصفيه مي شود.پردازش گاز يك قطعه ابزاري از زنجيره با ارزش گازطبيعي است اين عمل در تضمين اين كه گازطبيعي به شكل پاك و خالص استفاده شود كاربردي و حياتي است. وقتي گازطبيعي به طور كامل پردازش شد و براي مصرف آماده شد بايد از مناطق توليد و پردازش به مناطق مورد نياز منتقل شود.

» منبع: وبلاگ نيروگاه نکا

امروزه سيستمهاي كامپيوتري نقش عمده اي در تسريع و ارتقاي كيفيت فعاليت هاي مهندسي از جمله طراحي و ساخت كارخانجات واحدهاي توليدي و راهبري آنها دارند. بطوري كه اكنون ارايه خدمات مهندسي خواه در دفاتر طراحي و دفاتر كارفرمايان، و خواه از شركتي به شركت ديگر بدون دخالت كامپيوتر در مراحل مختلف برآورد و انجام محاسبات، نقشه كشي، توليد و انتقال مدارك و مديريت اطلاعات و اسناد، خارج از عرف و تقريباً بي معناست.

از آنجا كه اين روش موجبات صرفه جويي در وقت و هزينه ها را فراهم مي آورد، بطور طبيعي مورد استقبال عمومي مديران بخش صنعت قرار گرفته است. با روشنتر شدن مزاياي بكارگيري كامپيوتر در اين امور، و پيدايش كاربردهاي جديد براي آن، هر روز افراد بيشتري به استفاده از آن بجاي ادامه روشهاي سنتي تمايل نشان مي دهند.

يكي از كاربردهاي موثر كامپيوتر در صنايع نفت، گاز و پتروشيمي، شبيه سازي واحدهاي توليدي بوسيله نرم افزارهاي خاص است. اين زمينه با توجه به جو رقابتي بازارهاي جهاني و نيز حركت هايي كه در زمينه افزايش بهره وري توليد، استفاده هرچه بهتر از منابع، و كاهش هزينه ها مشاهده ميشود، طي سالهاي اخير رشد چشمگيري يافته، اما هنوز بسياري از مزاياي اين كار شناخته نشده است. در اين نوشتار، برخي زمينه هاي كاربرد نرم افزارهاي شبيه سازي با هدف بازخواني مهمترين مزاياي اين نرم افزارها بطور خلاصه توضيح داده شده است.

1- مدلسازي و شبيه سازي
منظور از مدلسازي فرايند، توصيف ماهيت سيستم توليد (يعني موازنه هاي جرم و انرژي) در قالب معادلات رياضي است. خصوصيت هاي اصلي مدلهاي خوب، دقيق بودن، كمي بودن و مختصر بودن است. البته مدلهاي كم دقت، كيفي، يا مفصل نيز كاربردهاي ويژه اي دارند كه از بحث عمومي اين نوشتار خارج است. اين معادلات عموماً غيرخطي و به شكل معادلات جبري، ديفرانسيل يا مخلوطي از اين دو هستند. در نرم افزارهاي امروزي شبيه سازي، اينگونه مدلها در قالب عمليات مختلف در كتابخانه اي ذخيره شده اند كه از كنار هم قرار دادن آنها، مدلي از فرايند ساخته ميشود.

شبيه سازي، يعني بدست آوردن اطلاعات خروجي (بطور مثال مشخصات محصول) از طريق حل مدلهاي فوق براساس اطلاعات ورودي (به طور مثال مشخصات خوراك)، در اين ميان، اطلاعات مربوط به مشخصات دستگاه ها جزيي از مدل بشمار ميروند و قسمتي از آنها توسط كاربر به نرم افزار داده ميشود.

2- كاربردهاي شبيه سازي :
به رغم تعريف ساده فوق، كاربردهاي شبيه سازي بسيار متنوع و گوناگون است. در اينجا، اين كاربردها در سه قسمت مرور ميشوند:
پژوهش و توسعه فرايندها، طراحي فرايند، و راهبري كارخانجات .

الف – كاربردهاي شبيه سازي در پژوهش و توسعه فرايندها:
بطور سنتي، پژوهش درباره روشها يا سيستمهاي جديد توليد به كمك واحدهاي پيشتاز انجام مي شده است. اما نظر به هزينه زياد ساخت و نگهداري اين واحدها، از چندين سال پيش، فكر استفاده از نرم افزارهاي شبيه سازي براي كاستن از اين هزينه ها مطرح شده است. با بكارگيري اين نرم افزارها ميتوان گزينه هاي مختلف خط توليد را بررسي كرد، افزايش ظرفيت واحد را مورد مطالعه قرار داد و در نهايت، واحد پيشتاز را بهينه طراحي كرده و ساخت. از طرف ديگر، بخشهايي از فرآيند را كه با شبيه سازي آنها اطلاعات كافي براي طراحي واحد بدست مي آيد، مي توان از واحد پيشتاز حذف کرد.همچنين ازاشتباهات پرخرج در طراحي و ساخت واحدهاي پيشتاز پيشگيري كرد.

ب – كاربردهاي شبيه سازي در طراحي فرايند:
امروزه به نحو گسترده اي از نرم افزارهاي شبيه سازي در طراحي فرايند استفاده ميشود. كاربردهاي اين نرم افزارها در اين حوزه از حيث گستردگي كار از محاسبه ساده خصوصيات ترموفيزيكي جريانها يا حتي مواد خالص شروع شده و به طراحي كارخانجات كامل با در نظر گرفتن تاسيسات جانبي، خطوط لوله تامين خوراك، يا انتقال محصول، و بررسي سيستمهاي كنترل ميرسد. از آنجا كه اين روش از محاسبات دستي ساده تر، سريعتر و دقيقتر است، با تكرار آن در شرايط مختلف به سهولت و با صرف زمان بسيار كمتري ميتوان مجموعه كاملي از عملكرد فرآيند در حالت هاي مختلف را پيش بيني كرده و از اين طريق، ضمن كاهش هزينه هاي اضافي سرمايه گذاري ثابت (دستگاههاي اضافي) و كاستن از هزينه هاي عملياتي (مصرف آب، انرژي و …)، قابليت انعطاف بيشتري را در طرح فرايند بوجود آورده و نقطه بهينه از لحاظ هزينه ها، رواني عمليات، ايمني، محيط زيست و غيره را بدست آورد.

افزون بر اين، از آنجا كه طراحي فرايند از طراحي دستگاه ها و تجهيزات مكانيكي، پايپينگ، ابزار دقيق، سيستم هاي برقي و سازه و ساختمان جدا نيست، از اطلاعات حاصل از شبيه سازي در حالتهاي مختلف ميتوان براي كمك به طراحي اين سيستمها نيز بهره گرفت. نرم افزارهاي جديد شبيه سازي از قابليت اتصال به نرم افزارهاي طراحي اين سيستم ها و انتقال اطلاعات به آنها بهره مندند.

پ – كاربردهاي شبيه سازي در بهره برداري مطلوب از تاسيسات موجود :
در كارخانجات موجود با كمك نرم افزارهاي شبيه سازي مي توان فرايند توليد را مورد بررسي و ارزيابي موشكافانه قرار داده و از اين طريق، بطور كلي عمليات را بهبود بخشيد. در صورتي كه از نرم افزارهاي پيشرفته تر استفاده شود، امكان بهينه سازي در جا براساس شرايط توليد (مانند دماي خوراك و شرايط اقليمي) نيز وجود دارد.

كاستن از مواد و انرژي مصرفي نيز از جمله مطالعاتي است كه ميتوان به كمك اين نرم افزارها انجام داد. اما يكي از كاربردهاي بسيار مهم استفاده از نرم افزارهاي شبيه سازي كشف حداكثر ظرفيتهاي توليدي موجود و قابل استفاده در خط توليد است كه گاه بهره گيري از آنها هزينه اي بسيار كم و درآمدي قابل توجه دارد. در همين زمينه ميتوان تنگناهاي فرايند را نيز شناسايي كرد و به رفع آنها همت گماشت.

يكي از كاربردهاي جديد نرم افزارهاي شبيه سازي، بررسي صحت عملكرد سيستمهاي كنترل موجود و تنظيم مجدد آنها است. اين كار به كمك نرم افزارهاي شبيه سازي ديناميك انجام ميشود. با ظهور نرم افزارهاي پيشرفته تر جديد كه امكاناتي از قبيل توسعه پذيري، شكل پذيري، اتوماسيون، اتصال به نرم افزارهاي ديگر و پايگاه هاي داده ها، گنجاندن مدلهاي نزديك به واقعيت (موسوم به High-fidelity) در آنها و توانايي هاي ترسيمي و ارزيابي وسيعي را در اختيار قرار داده اند، نه تنها اين كاربردها گسترش بيشتري يافته بلكه استفاده از منافع اين كار با سرعت و بازدهي بيشتري نيز همراه شده است.

3- كاربردهاي نوين شبيه سازي پيشرفته:
بايد دانست كه در گذر سالها، با انباشته شدن تجربيات متعدد از شبيه سازي، اعتماد به نتايج شبيه سازي بسيار مستحكمتر شده است بطوري كه امروزه كمتر مدير مطلعي يافت ميشود كه نه تنها در مورد فوايد اصل شبيه سازي كه حتي كاربرد آن در موارد حساسي چون كنترل فرآيندها ترديد به خود راه دهد. نظر به برخي از كاربردهاي پيشرفته نرم افزارهاي شبيه سازي اين موضوع را بيشتر روشن ميكند:

الف – ارتباط با نرم افزارهاي ديگر: تبادل اطلاعات با نرم افزارهاي ديگر بصورت دوطرفه، توانايي دست ورزي در اطلاعات كتابخانه اي، افزودن مدلهاي دلخواه كاربر و اجراي برنامه طبق روش دلخواه كاربر با معماري باز نرم افزارهاي امروزي شبيه سازي ممكن شده است. با پديد آمدن فكر CAPE-OPEN اين كار شكل جدي تري نيز به خود گرفته و نويد ظهور نرم افزارهايي با قابليتهاي گسترده پذيرش قطعاتي از نرم افزارهاي ديگر براي بهينه سازي توانمنديها را ميدهد.

ب – استفاده مستقيم در كنترل فرايند: نرم افزارهاي نوين از توانايي اتصال مستقيم يا با واسطه به انواع سيستم هاي كنترل فرايند واقعي برخوردارند و در نتيجه، مي توان از آنها براي بهينه سازي لحظه اي عملكرد واحد با تعيين نقاط مقرر بهينه بهره گرفت. معماري باز و توان محاوره با نرم افزارهاي ديگر، حتي امكان پياده سازي الگوريتم هاي پيشرفته كنترل مانند كنترل مدلي پيشگو (MPC) ، كنترل بهينه، كنترل تطبيقي و نظاير آنها را فراهم ميآورد.

پ – آموزش اپراتورها : دقت شبيه سازي ديناميك فرآيندها امروزه چنان است كه ميتوان از آن براي خلق موقعيتهاي نامطلوب يا اضطراري مجازي و آموزش چگونگي مهار آنها به اپراتورها استفاده كرد. نظير اين كار سالها پيش از اين در كارهاي حساس مانند ناوبري هواپيما و سيستم هاي دفاعي انجام مي شده است. با كاهش هزينه هاي پياده سازي اين توانايي در صنايع شيميايي، زمينه هاي كاربرد آن در اين صنايع نيز فراهم آمده است.

ت – تسريع پروژه ها : طراحي كارخانجات فعاليتي گروهي است كه با توزيع مناسبتر داده ها و اطلاعات، جلوگيري از دوباره كاري و مديريت شايسته تغييرات، به طرز چشمگيري شتاب ميگيرد. توجه به نياز واحدهاي مختلف مهندسي براي تبادل اطلاعات، لزوم حركت از سطح سيستمهاي سنتي نقشه – محور (بيشتر متكي به نرم افزارهاي ساده نقشه كشي مانند AutoCAD) به سطح سيستمهاي نوين «داده – محور» را بطور جدي مطرح ميكند. از آنجا كه در اين سيستمهاي هوشمند، تمام بخشهاي مهندسي و مديريت پروژه ها به پايگاه مركزي داده ها دسترسي دارند، پويايي قابل ملاحظهاي در انجام پروژه ها به وجود مي آيد.

افزون براين، اطلاعات طراحي سرمايه ارزشمندي است كه پس از پايان طراحي نيز در طول عمر كارخانجات بايد مورد استفاده قرار گيرد. بنابراين، وجه ديگر اين كاربرد، ايجاد امكان بهره گيري از اطلاعات طراحي در طول عمر كارخانه براي انواع طراحي، برنامه ريزي تعميرات و نظاير آنهاست.
نرم افزارهاي امروزي شبيه سازي از توان قابل ملاحظه اي براي تبادل اطلاعات با پايگاه هاي داده ها از طريق پروتكلهاي استاندارد برخوردارند و در ضمن مدلهاي ساخته شده در آنها را با توجه به بندهاي ب و پ بالا ميتوان در طول زمان بهره برداري از كارخانجات مورد استفاده قرار داد.

ث – اتصال به سيستم مديريت : در دوران ما، توليد به كمك كامپيوتر (CIM)، تجارت الكترونيكي، بازرگاني الكترونيكي و سيستم هاي اطلاعات مديريت به سرعت در حال رشدند. امروزه سيستم هاي مديريت، حسابداري، برنامه ريزي، طراحي، كنترل عمليات و راهبري به دليل نياز به نظارت و تنظيم روابط ميان توليدكنندگان، مجاري توزيع فرآورده ها، شبكه هاي حمل و نقل و خريداران به يكديگر متصل مي شوند.
 

ازاين طريق، امكان پيش بيني و در نظر گرفتن تقاضاي بازار، اجراي سفارشها و ايجاد هماهنگي در تامين مواد اوليه، تخصيص ظرفيت هاي توليد و برنامه ريزي براي آن و زمانبندي تحويل محصول به وجود مي آيد كه در فضاي رقابتي تجارت جهاني امري حساس و فوق العاده مهم ارزيابي مي شود. مجدداً، شبيه سازهاي امروزي به دليل توان محاوره با پايگاه هاي داده ها و معماري باز خود توان مشاركت در اين فعاليت مهم را دارند.

بنابراين، شايسته است به جامعه مهندسي شيمي كشور هشدار داده شود كه همزمان با تكامل قابليت هاي دروني نرم افزارهاي شبيه سازي (نكته اي كه در كشور ما فوق العاده مورد توجه است)، چگونگي ايجاد ارزش افزوده از مدلها نيز در سطح جهاني اهميت بسيار يافته است تا آن جا كه تحولي اساسي در سنت 50 ساله مهندسي فرايند (آزمايشگاه – افزايش مقياس – طراحي -- بهينه سازي) بوجود آورده و با توسعه دامنه كاربرد شبيه سازي از مرحله تئوري تا بهره برداري عملي، اصولاً روش انجام كارهاي مهندسي از مرحله آزمايشگاه تا طراحي و از آنجا تا راهبري كارخانجات را به طرزي بنيادي و چشمگير دگرگون كرده است. اين روند، بدليل نياز به كاهش هزينه هاي مواد اوليه، سرمايه گذاري ثابت، ميزان انرژي مصرفي، مقدار ذخيره سازي مواد، مقدار محصولات نامرغوب و مقدار آلاينده هاي توليد شده شتاب گرفته است. دراين شرايط، بازنگري اساسي در نحوه نگرش به مقوله شبيه سازي بطور اخص و نرم افزارهاي مهندسي به معناي عام و باور به تاثير نرم افزارهاي معتبر و قابل اعتماد در افزايش كارآيي سازمان و تحصيل سهم شايسته از بازار جهاني لازم است

رشد فزاينده ي بازار جهاني LNG (حدود هفت تا 10 درصد در سال ) كاهش هزينه هاي حلقه LNG به دليل پيشرفت فناوري و امكان ساخت واحدهاي توليدي با ظرفيت هشت ميليون تن در سال، امكان ساخت تانكرهاي حمل و مخازن ذخيره با ظرفيت 200 هزار متر مكعب، به وجود آمدن بازارهاي «SPOT» و انعطاف پذيري در حمل و نقل LNG و بالاخره مسائل مربوط به آلودگي محيط زيست، همه باعث شده اند در سال هاي اخير، تحول چشمگيري در اين نوع فناوري پديد آيد.
 

تعريف LNG
LNG مايعي است بي بو، شفاف، غير سمي با وزن مخصوص حدود 45/0 گرم بر سانتي متر مكعب كه با تبريد و ميعان گاز طبيعي در حدود 160- درجه سانتي گراد، در فشار حدود اتمسفريك توليد مي شود. با ميعان گاز طبيعي، حجم آن تا 600 بار كاهش مي يابد و به همين دليل جاذبه ي خاصي در حمل و نقل گاز طبيعي به صورت مايع به وجود مي آورد. اين نسبت كاهش حجم در مورد LPG حدود 250 بار ، گاز طبيعي هيدراته 071 بار و گاز CNG حدود 200 بار است.
 

حلقه ي LNG
براي تهيه، حمل و نقل و مصرف LNG بايد در زمينه ها و مراحل مختلفي سرمايه گذاري و فعاليت كرد. اين مراحل كه زنجيره LNG ناميده مي شوند (صرف نظر از خطوط لوله ي ارتباطي) عبارتند از :
1. اكتشاف و توليد
2. كارخانه هاي توليد و ميعان گاز طبيعي و پايانه صادراتي
3. حمل و نقل دريايي
4. پايانه هاي دريافت و تبخير مجدد LNG
 

تاريخچه ي توليد
توليد و ميعان گاز طبيعي براي اولين بار توسط فاراده، هنگامي كه آزمايش هايي در باره ميعان گازهاي مختلف و از جمله گاز طبيعي انجام مي داد (قرن 19 ميلادي) صورت پذيرفت. اولين سيستم تبريد فشرده را لينده در مونيخ و در سال 1873 ساخت. اولين كارخانه توليد LNG در سال 1912 در ايالت ويرجينيا توليد شد و در سال 1917 آغاز به كار كرد. براي اولين بار در ابعاد تجاري ، در سال 1941، كارخانه توليد LNG در اوهايو از لوئيزيانا به انگلستان حمل شد. اين كشتي از كشتي هاي جنگي دوره ي جنگ دوم جهاني بود و با تعبيه پنج تانك آلومينيمي نوع منشوري، تبديل به تانكر حمل LNG شده بود. سرانجام در سال 1964 با راه اندازي كارخانه CAMEL LNG درالجزيره، كشور انگليس به عنوان اولين وارد كننده و الجزيره به عنوان اولين صادر كننده گاز طبيعي مايع در آمدند. در حال حاضر حدود 200 كارخانه توليد LNG PEAK SLLAVING ، 25 كارخانه RASELOAD ، 156 كشتي حمل (193 كشتي در سال 2006)، 17 پايانه صادراتي و40 پايانه وارداتي و تبخير در دنيا وجود دارد. حجم حمل و نقل LNG حدود 120 ميليون تن در سال است و تا به حال 33 هزار سفر دريايي به منظور حمل ونقل LNG به انجام رسيده است.
 

مباني قرار داد پروژه هاي توليد LNG
به طور كلي شرايط اصلي براي عقد قرار دادهاي LNG عبارتند از :
1. مخازن ذخيره گاز با حجم بالا (SECURE GAS RESERVE)
2. خريداران مصرف كننده عمده  (SECURE BUYERS)
3. سرمايه گذاران عمده  (SECURE FINANCERS)

به دليل سنگيني ميزان سرمايه گذاري، منحصر نبودن صرف هزينه در يك منطقه و مسأله ي تأمين وامنيت عرضه، قرار دادهاي LNG دراز مدت (معمولاً 25 ساله) منعقد مي شود. نحوه ي قرار داد نيز به صورت TAKE OR PAY همراه با NEGATIVE FLOATING به نفع خريدار است. در سال هاي اخير، علاقه خريداران LNG به سرمايه گذاري در بخش TANKAGING افزايش يافته و قرارداد به صورت PREREQUISLTEبسته مي شود و درپاره اي موارد خريدار كشتي هاي حمل را تأمين مي كند. قيمت LNG از سال 1973 به بعد به صورت تابعي از نفت خام بوده است ؛ هر چند اخيراً كشورهاي صادر كننده گاز براي مستقل ساختن قيمت LNG كوشش هايي كرده اند. علاوه بر قرار دادهاي دراز مدت، امروزه حدود هفت درصد تجارت LNG به صورت SPOT صورت مي پذيرد. گفتني است كه براي عقد يك قرار داد 20 ساله به ازاي هر يك ميليون تن در سال، مخازني با حجم يك TCFلازم است. لذا مخازني كه داراي حجم بالاي گاز ند و در آن ها امكان ساخت واحدهاي توليد LNG در مقياس و ظرفيت بالا وجود دارد، از لحاظ اقتصادي اهميت فراواني دارند.
 

رشد ظرفيت توليد واحدهاي LNG
با توجه به بالا بودن ميزان سرمايه گذاري، كوشش هاي فراواني براي كاهش سرمايه گذاري اوليه صورت پذيرفته است، به طوري كه ميزان سرمايه گذاري در حد 400 دلار به ازاي ميليون تن به 168 دلار به ازاي ميليون تن (براي واحدهاي پنج ميليون تن در سال ) واخيراً به 151 دلار به ازاي ميليون تن ( براي واحدهاي هشت ميليون تني) كاهش يافته است. ظرفيت توليد واحدهاي LNG در طول سال هاي مختلف به اين شرح بوده است:
1. دهه ي1960 نيم تا يك ميليون تن در سال
2. دهه ي70 تا 80 يك تا 5/1 ميليون تن در سال
3. دهه ي 90 دو ميليون تن در سال
4. تا سال 2000 سه تا 3/5 ميليون در سال
5. سال 2004 5/5 تا هشت ميليون تن در سال

از عمده اهرم هاي تمايل به ساخت واحدهاي با ظرفيت بالاتر مسأله ECONOMY OF SCALE (صرفه جويي از ظرفيت كلان) است. در اين ميان نقش توربين هاي گرداننده و كمپرسورهاي سيكل تبريد، با امكان به كارگيري توربين هاي گازي ظرفيت بالا و كوپل كردن آن ها با كمپرسورهاي سايز بالا، پيشرفت تكنولوژيكي واحدهاي فرآيندي(STEP OUT TECHNOLOGY ) خصوصاً فرآيندهاي MIXED REFRIGRANTS، امكان تبريد پنج ميليون تن در سال با به كارگيري يك مبدل حرارتي SWRE و نيز ماجول كردن مبدل هاي حرارتي نوع LNG اهميت زيادي دارند.
 

كاهش هزينه حلقه ي LNG
هزينه ي عملياتي به شرح زير است:
1. اكتشاف و توليد (بالا دست) نيم تا يك دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو
2. كارخانه توليد LNG 8/0 تا 2/1 دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو
3. حمل و نقل 4/0 تا يك دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو
4. ذخيره و باز تبخير 3/0 تا نيم دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو

به طور كلي از زماني كه نياز به اجراي يك پروژه LNG مطرح مي شود تا زماني كه پروژه اجرا و راه اندازي شود، حدود پنج تا هفت سال طول مي كشد يكي از عوامل مؤثر در كاهش هزينه ها و سرمايه گذاري، كاهش زماني ساخت وسايل ونصب است. با توجه به استفاده عمده ي LNG به عنوان سوخت نيروگاه ها، پروژه هاي LNG هم زمان با نيروگاه هاي توليد برق هماهنگ و اجرا مي شوند. با توجه به پيشرفت هاي فراوان در طراحي و مهندسي و تسريع در نصب و ساخت وسايل، در حال حاضر نصب و راه اندازي واحدهاي حدود سه سال به طول مي انجامد.هزينه ي حمل و نقل LNG نير به دليل تعدد تانكرهاي LNG ، انعطاف پذيري تانكرها و امكان تخصيص نيافتن تانكرها در يك مسير، به طور قابل ملاحظه اي كاهش پيدا كرده است، به طوري كه هزينه هاي حمل و نقل نسبت به سال 1996 حدود 60 درصد كم تر شده است.علاوه بر اين ها پيشرفت در فناوري و امكان ساخت منابع ذخيره ترمينال هاي دريافت و ارسال LNG با ظرفيت بالا و زمان كم، امكان طراحي و ساخت تانكرهاي حمل و نقل LNG با ظرفيت و قابليت هاي بالا، ابداع هاي جديد براي كاهش ضرورت ساخت بندر و اسكله و... از ديگر عوامل مؤثر در كاهش هزينه ها به شمار مي روند.
 

انتقال گاز با خطوط لوله يا LNG
به رغم پيشرفت در فناوري ساخت خطوط لوله و تقريباً يكسان شدن قيمت لوله هاي x80با x60 و x52، افزايش سرعت لوله گذاري در دريا در حد شش كيلومتر در روز و همچنين امكان بالا بردن فشار در حد PSIG) ANSI 1500 3325 در ابتدا و16660 در انتها)، به دليل اخذ مبالغ هنگفت PIPELINE TRANSIT FEE توسط كشورهاي مسير و همچنين به دلاليل عمده سياسي ، در سال هاي اخير استفاده از LNG براي حمل گاز طبيعي رشد فراينده اي داشته است و خواهد داشت. خصوصاً با توجه به فواصل طولاني بازار هاي عمده گاز طبيعي ، مانند غرب اروپا و آمريكا از مناطق توليد گاز LNG از اهميت ويژه اي برخوردار مي شود در حال حاضر TRADE OFFبين حمل به طريق LNG يا از طريق خطوط لوله به اين صورت است.در مسافت هاي كمتر از 3000 كيلومتر در خشكي، حمل با خطوط لوله ( به شرط نبود مشكلات و اختلاف هاي سياسي بين كشورهاي مسير خط لوله و امكان مصرف در نقاط مسير ) نسبت به LNG مقرون به صرفه تر است.در مسافت هاي كم تر از 1000 كيلومتر در دريا حمل از طريق خطوط لوله نسبت به LNG مقرون به صرفه ، اما در مسافت هاي بالاتر حمل به طريق LNG اقتصادي تر است.

ايمني در صنعت و حمل و نقل LNG
به دليل سرعت بالاي تبخير و پخش LNG و نمايان بودن ابر بخار VAPOR CLOUD نسبت به ساير مواد هيدرو كربوري مانندLPG و گاز طبيعي و مشتقات نفتي ، احتمال آتش سوزي آن، كم تر است. آلودگي ناشي از نشست LNG در دريا و خشكي بسيار سريع از بين مي رود. امكان انفجار بخاري LNG هم، به علت سرد بودن آن و سرعت پايين سوخت آن نسبت بهLPG و ساير موادي كه قابليت ايجاد ابربخاري دارند، بسيار ضعيف تر است. به دليل مقررات ايمني بالا، تا به حال با وجود انجام حداقل 30 هزار مسافرت دريايي اتفاقي كه منجر به خسارت جاني و مالي شود، در تانكرهاي حمل LNG نيفتاده است.همچنين ركورد درصد حوادث بزرگ در كارخانه هاي توليد LNG ، نسبت به ساير كارخانه ها و پالايشگاه هاي نفت بسيار پايين بوده است و از اين ميان مي توان به دو حادثه بزرگ مانند حادثه انفجار منجر به تخريب كلي اولين كارخانه توليد LNG در MARYLAND اوهايو و حادثه ي اخير كارخانه LNG SKIKDA درالجزيره اشاره كرد كه باعث تخريب سه واحد LNG شد. برخي از وقايع ديگر مانند انفجار ترمينال COVEPOINT MARYLAND در دهه ي 70، بيش تر به دلايل تعميراتي بوده و به پروسه ي توليدLNG ارتباطي نداشته است.
 

پايانه هاي دريافت LNG
كلاً 356 ترمينال و تعداد كل تانك ها 223 عدد و حجم توليد حدود 368 بيليون متر مكعب در سال است.
وضعيت ايران و پتانسيل توليد LNG در پروژه هاي آتي
متأسفانه با اين كه ايران از لحاظ مخازن گاز رتبه دوم را در جهان داراست، تاكنون هيچ پروژه ي LNG در كشور، به انجام نرسيده است. البته براي انجام سه پروژه توليد LNG در سه فاز 11، 12 و 13 پارس جنوبي گفت گوهايي انجام يافته و در حدMOU پيشرفت هايي به دست آمده است.
در فاز 11 شركت هاي BP براي صدور به هندوستان
در فاز 12 شركت هاي توتال و پتروناس براي صدور به خاور دور (چين و احتمالاً كره)
در فاز 13 شركت هاي شل و RAPSOL اسپانيا براي صدور به اروپا
در فاز جداگانه شركت نفت و شركت IOC هندوستان قراردادي به ارزش 3 ميليارد دلار امضا كرده اند، ولي افزايش قيمت فروشLNG در4/2 به ازاي هر ميليون بي تويو به 4 دلار در مراحل مذاكره است. همچنين در مورد افزايش ظرفيت توليد از پنج ميليون تن در روز به هشت ميليون تن مذاكراتي صورت يافته است.
 

فرآيندهاي توليد LNG
با توجه به نياز به دماي پايين در حد160 درجه سانتي گراد، براي توليد LNG ، لازم است فناوري هاي CRYOGENIC به كار گرفته شوند. اما قبل از آن كه گاز طبيعي وارد فرآيند تبريد شود، بايد داراي مشخصات ويژه اي شود و از پاره اي از ناخالص ها عاري باشد.فرآيندهاي آماده سازي گاز طبيعي قبل از انجام فرآيند تبريد، به طور خلاصه و به صورت دياگرام در شكل 1 نشان داده شده است. با توجه به شكل 2 كه ميزان كلي ناخالصي هاي مجاز LNG را نشان مي دهد لازم است كه گاز طبيعي توسط فرآيندهاي شيرين سازي، نم زدايي، جيوه زدايي (شكل 3 ) در حد مطلوب قرار گيرد. فرآيندهاي معمول شيرين سازي گاز طبيعي و اهداف آن ها و دياگرام خلاصه ي فرآيند، فرآيند جيوه زدايي و اهداف اين واحدها و همچنين فرآيند نم زدايي گاز طبيعي و دياگرام خلاصه ي فرآيند در شكل هاي 4، 5 و 6 نشان داده شده است. لازم به توضيح است كه علاوه بر فرآيندهاي شيرين سازي گفته شده، از فرآيندهاي ديگر هم استفاده مي شود ؛ ولي كاربرد آن ها نسبت به فرآيندهاي مذكور در صنعت تهيه LNG كم تر است.فرآيند هاي تبريد LNG همگي تحت ليسانس هستند و صاحبان فناوري محدودند. به طور كلي براي رسيدن به دماي 160 درجه سانتي گراد و متعاقباً مايع كردن گاز طبيعي ، لازم است از مواد برودتي (REFRIGRANTS) مختلفي استفاده كنيم.
 

انواع فرآيندهاي توليد LNG
به طور كلي فرآيندهاي توليد LNG را مي توان به دو دسته تقسيم كرد:
1. فرآيندهاي قديمي و يا فرآيندهاي جديد در حد پتانسيل توليد حداكثر پنج ميليون تن در سال
2. فرآيندهاي جديد در حد پتانسيل توليد حداكثر هشت ميليون تن و حداقل پنج ميليون تن و امكان استفاده از توربين هايي با توان هاي بالا در حد 120 مگاوات(FRAME9 ) و 80 مگاوات ( FRAME 7)

در فرآيندهاي قديمي عمل تبريد توسط مواد برودتي مختلف و به صورت متناوب به انجام مي رسد. در اين فرآيند ( PHILIPS ) عمل تبريد به صورت مرحله اي و به ترتيب توسط پروپان، اتيلن و متان انجام مي شود. از معايب اين فرآيند سرمايه گذاري بالا، تعداد كمپرسورهاي تبريد زياد، محدوديت ظرفيت TRAIN ها، نياز به اتيلن و تعداد وسايل زياد است. در فرآيند پروپان و مايع سرمايش مخلوط MR -C3، مي شود. گاز طبيعي ابتدا توسط سيكل پروپان در دو مرحله تا حد درجه40 سانتي گراد خنك و پس از تفكيك هيدروكربورهاي سنگين، توسط سيكل مايع سرمايش مخلوط MR تا حد 160 درجه سانتي گراد خنك سپس نيتروژن احتمالي آن از LNG جداسازي مي شود. مايع سرمايش در اين فرآيند شامل مخلوطي از نيتروژن، متان و اتان است. مبدل حرارتي اصلي در اين فرآيند از نوع SPIRAL WOUND است.
يكي ديگر از فرآيندهاي تبريد فرآيند مايع سرمايش مخلوط دوگانه (DUAL MR) است كه امتياز ليسانس گونه هاي مختلف آن توسط شركت هايTECHNIP, IFP-AXENS, SHELLبه ثبت رسيده است. در فرآيند IFP-AXEN گاز در مرحله اول توسط مايع سرمايش تا حدود 50- درجه تا 80- سرد مي شود و در اين درجه حرارت، تغيير فازي در مايع سرمايش ايجاد نمي شود. از مزيت هاي اين فرآيند هماهنگي بين سيكل هاي تبريد و امكان تنظيم انرژي سرمايش بين دو سيكل و امكان افزايش ظرفيت هر واحد گرمايش به حد 5/5 ميليون تن LNG و حداكثر هشت ميليون تن در سال و به طور كلي مصرف پايين انرژي است. مايع سرمايش در اين فرآيند شامل مخلوطي از متان، اتان، پروپان، بوتان و نيتروژن است.در فرآيند شركت ((DMRSHEL آرايش فرآيندي مشابهت زيادي با فرآيند C3-MR دارد، با اين تفاوت كه عمل سرمايش اوليه به جاي پروپان توسط مايع سرمايش مخلوط اتان و پروپان انجام مي شود. يكي ديگر از اختلاف هاي عمده ي آن استفاده از مبدل هاي حرارتي به جاي SPIRAL WOUND در KETTLE REBOILER سرمايش اوليه است.
فرآيند APX نيز نوع جديدي از فرآيند MR C3- است كه در آن سيكل سرمايش نيتروژن براي انجام عمل SUBCOOLNG گاز اضافه شده است. فرآيند PRICO نيز نوع قديمي SINGLE MR است كه اولين بار در تأسيسات LNG الجزيره از آن استفاده شده است. در اين فرآيند مايع سرمايش شامل نيتروژن ، متان، اتان، پوپان و ايزوپنتان است.
در فرآيند MIXED FLUID CASCADE نيز، از سه مايع سرمايش استفاده مي شود. عمل سرمايش در مبدل هاي حرارتي PI, ATE, FIN انجام مي شود و عمل مايع سازي و SURCOOI ING در مبدل هاي حراراتي SPIRAI WOUND انجام مي پذيرد. مايع سرمايش در اين فرآيند تركيبي از متان، اتان، پروپان و نيتروژن است.
 

وسايل و ماشين اصلي فرآيند تهيه ي LNG
عمده ترين وسايلي كه در فرآيند تهيه LNG مورد استفاده قرار مي گيرند، عبارتند از:
1. كمپرسورهاي سيكل تبريد
2. گراننده هاي كمپرسورها
3. مبدل هاي حرارتي اصلي
4. مخازن ذخيره LNG
به طور كلي از دو نوع كمپرسور در سيكل سرمايش فرآيندهاي تهيه LNG استفاده مي شود. كمپرسورهاي گريز از مركز وكمپرسورهاي نوع AXIAI .
گرداننده هاي مورد استفاده در فرآيندهاي تبريد LNG شامل توربين هاي بخار، توربين هاي گازي و در آينده نزديك موتورهاي برقي خواهند بود از توربين هاي بخار عمدتاً در تأسيسات قديمي توليدLNG استفاده شده است.

به طور كلي با توجه به اقتصادي بودن ظرفيت هاي بالاي TRAINها در تأسيسات LNG و تمايل طراحان به اين عمل، استفاده از تعدادي گرداننده هاي توربين گازي بزرگ تر با ظرفيت و بازدهي بالاتر، از اهداف دست اندركاران اين صنعت به شمار مي رود. مبدل هاي حرارتي مورد مصرف در صنايع LNG نيز به دو نوع خاص تقسيم مي شوند نوع PLATE FIN ALEX)) و نوع SPIRAL WOUND .فناوري ساخت نوع SPIRAL WOUND را در دنيا، تنها دو شركت LINDEو AIR PRODUCTدر اختيار دارند. پرواضح است كه بيش ترين مصرف اين نوع مبدل حرارتي در فرآيندهايLINDE و APCI است.
در اكثر فرآيندهاي ديگر، به دليل انحصاري نبودن مبدل هاي حرارتي نوع ALEX و امكان كاربرد آن، از اين نوع استفاده مي شود. منتها يكي از مشكلات عمده ي مبدل هاي حراتي نوع ALEX عدم امكان تعمير آن ها (تعمير توسط سازنده صورت مي پذيرد.) و عدم امكان تميز كردن آن ها در صورت PLUG شدن به دليل گرفتگي و كثيفي است. از اين رو نصب فيلتر هاي صافي قبل از اين نوع مبدل هاي حرارتي ضرورت دارد.
 

تانك هاي ذخيره
تانك هاي ذخيره ي LNG به دو دسته ي زير زميني و روي زمين تقسيم مي شوند. تانك هاي ذخيره ي LNG بايد به سيستم تبريد همراه با سيستم عايق كاري قوي مجهز باشند تا از تبخير LNG جلوگيري كنند. ديواره ي داخلي تانك هاي ذخيره ي LNG به دليل سرماي پايين، معمولاً از جنس آلياژ 9 درصد نيكل هستند. گونه هاي مختلف تانك ها از نظر ساخت بدنه به دسته هاي DOUBLE METALLIC WALL، PC-OUTER WALL تقسيم مي شوند. حداكثر ظرفيت تانك هايي كه تا به حال ساخته شده اند، در حد 200 هزار متر مكعب محدود مي شود. يكي از مسائل عمده ي طراحي تانك ها، مد نظر قراردادن زمان ساخت آن هاست. ساخت نوع PCS زمان كم تري مي طلبد و فناوري ساخت آن جديد است. به طور كلي تانك هاي روي زميني را از طرف بيرون وبه داخل و در محل ، مونتاژ مي كنند و در انتها سقف را به طريق AIR LIFTING و يا مكانيكال بالا مي آورند.
 

سقف تانك هاي ذخيره

سقف تانك هاي ذخيره به دونوع DOURLE DOME ROOF و نوع سقف آويزان SUSPENDED DECKتقسيم مي شود. معمولاً در مناطقي كه زلزله خيزند، از نوع DDR كه استقامت بيش تري دارد، استفاده مي شود يكي از نكات قابل توجه در تانك هاي ذخيره ي LNG آن است كه حتي الامكان سعي مي شود به دليل ايمني، از سوراخ كردن ديواره ي اطراف و كف جلوگيري شود، لذا كليه نازل هاي خروج و ورود و وسايل و ابزار دقيق در محل سقف تعبيه مي شوند.
ازساير متعلقات تانك هاي ذخيره، سيستم بازيافت بخارات تبخير BOIL OFF RECOVERY است كه در آن LNG تبخير شده - عمدتاً ناشي از گرماي اتصالات لوله ها و ياناشي از برگشت از تانك ها در زمان بارگيري - پس از فشرده شدن كمپرسورها - كه معمولاً از نوع رفت و برگشتي و يا گريز از مركزاند - به سيستم سوخت تزريق مي شود و يا دوباره توسط سرمايش به صورت مايع برگشت داده مي شود.
 

تانكرهاي حمل LNG
اولين محموله ارسال LNG در سال 1964 از الجزيره به انگلستان صورت گرفت. با توجه به رشد تقاضاي بازاLNG، سالانه حدود 10 درصد، در سال هاي آينده نياز فراواني به تانكرهاي جديد حمل LNG هست. تانكرهاي حمل LNG به دو نوع MOSS TYPE و MEMBRANE تقسيم مي شوند. تا به حال اكثر تانكرهاي حمل LNG از نوع MOSS TYPEبوده اند، ولي در سال هاي اخير روند توليد ، به دليل اقتصادي بودن نوع MEMBRANE ، دسترسي راحت تر به بنادر صادراتي و وارداتي به دليل ارتفاع كم تر اين نوع تانكرها و ظرفيت بالاتر نسبت به حجم كل، به نفع اين نوع بوده است. ظرفيت تانكرهاي LNG در حال حاضر به حد 145 هزار متر مكعب محدود شده است؛ ولي در سال هاي آينده كشتي هايي با ظرفيت 200 هزار متر مكعب نيز ساخته خواهند شد.
 

سيستم تبخير مجدد
پس از دريافت LNG در پايانه هاي دريافت، لازم است كه LNG تبخير شود تا بتواند در شبكه هاي گاز محل مصرف تزريق شود. اجزاي تشكيل دهنده پايانه هاي دريافت، شامل سيستم تخليه LNG نگهداري، بازيافت بخارات LNG، پمپ هاي LNG ، سيستم تبخير كنند LNG و در برخي مواقع استفاده از سرمايش LNG (COLD UTILIZATLON) و سيستم خروجي گاز هستند. سيستم هاي تبخير مجدد LNG به اين انواع تقسيم مي شود.

1. ORV) OPEN RACK VAPORIZER)

2. SMV) SUBMERGED)

3. INTERMEDIATE FLUTD

4. AIR- FIN TYPE

از انواع فرآيند بالا بيش تر از نوع ORV در ظرفيت بالا و در ژاپن استفاده مي شود. در اين نوع از تبخير كننده ها، از آب دريا براي گرمايش استفاده مي شود. بدين ترتيب كه آب دريا پس از پمپ شدن در جداره ي بيروني مبدل هاي حرارتي جريان يافته و به صورت فيلم جداره ي مبدل را مي پوشاند و سپس از پايين خارج مي شود. در اين نوع تبخير كننده LNG در صورت يخ زدگي به راحتي مي توان به سطح خارجي آن دسترسي داشت و يخ را با پاشش مواد ضد يخ و يا مكانيكال از بين برد. از فرآيند SMV در ظرفيت پايين تر و عمدتاً در آمريكا استفاده شده است.
 

» منبع: نشريه نداي گاز

امروزه روش‌هاي مختلفي براي افزايش بازيافت نفت در دنيا اعمال مي‌شود که بنابر ويژگي‌هاي هر مخزن نفتي، با يکديگر متفاوت هستند. از اين رو، يافتن روش بهينه براي افزايش بازيافت نفت از مخازن، نيازمند انجام مطالعات جامع و سپس اعمال روش مناسب است. در کشور ما بنابر شرايط موجود، تزريق گاز به مخازن نفتي براي بازيافت نفت، براي بيشتر مخازن کشور مناسب تشخيص داده شده است.
 

مقدمه
در حوزة صنعت انرژي و اقتصاد کلان جامعه، صيانت از منابع و ذخاير نفت خام به‌عنوان يکي از ضروريات مهم و استراتژيک مطرح است. زيرا در حال حاضر، وابستگي کشور به درآمدهاي نفتي به‌گونه‌اي است که حتي نوسانات قيمت نفت خام از طريق تأثير بر درآمدهاي ناشي از صدور، بر روند فعاليت‌هاي اقتصادي کشور تاثير قابل ملاحظهِ‌اي خواهد داشت.
 

اهميت تزريق به مخازن نفتي
تزريق گاز به ميادين نفتي همواره يکي از اولويت‌هاي مهم شرکت ملي نفت ايران در چارچوب اهداف کيفي اين شرکت به شمار رفته است. اين امر به چند دليل عمده از اهميت خاصي برخوردار است:
    • لزوم حفظ حق آيندگان از منابع هيدروکربوري
    • لزوم نگهداشت ثروتي ملي که بايد تأمين‌کننده سرمايه‌گذاري‌هاي بلندمدت بخش نفت و ديگر بخش‌هاي اقتصاد و استحکام‌بخش زيرساخت‌هاي اقتصادي کشور باشد.
    • وابستگي اقتصاد ايران به درآمدهاي ناشي از صادرات نفت خام
 

سه عامل تعيين‌کننده
با توجه به ويژگي‌هاي خاص منابع نفتي کشور و نيز رفتار مخزن در قبال تزريق گاز، توجه به دونکته اساسي در تزريق گاز به مخازن، ضروري است:
    1- با توجه به ويژگي‌هاي خاص فيزيکي و شيميايي هر ميدان، تزريق گاز با حجم و ترکيبي مناسب با مديران صورت پذيرد.
    2- تزريق گاز در زمان مقتضي و مناسب انجام شود تا از هرزروي نفت ميدان جلوگيري گردد. عدم تزريق به موقع به يک ميدان، آسيب‌هاي جبران‌ناپذير و غيرقابل برگشتي را به ميدان وارد خواهد ساخت؛ به گونه‌اي که افزايش تزريق گاز به يک ميدان در زماني پس از زمان مقتضي در بسياري موارد، هيچگونه تأثيري در بازيافت ثانويه نفت نخواهد داشت.
بنابراين، توجه به حجم و ترکيب گاز تزريقي و نيز زمان مناسب تزريق، سه عامل مهم و تعيين‌کننده براي تأثيرپذيري هرچه بيشتر ميدان از برنامه‌هاي تزريق است.
 

لزوم تزريق گاز به ميادين
بررسي مقايسه‌اي استفاده از گاز در بخشهاي مختلف مصرف‌کننده، نشان مي‌دهد که شاخص نت يک گاز در بخش تزريق معادل 11 سنت / متر مکعب است که از نت يک گاز در ساير بخشهاي مصرف‌کننده بيشتر است (شاخص نت يک، نشان‌دهندة بازدهي اقتصادي هر واحد گاز طبيعي مصرف شده در هر بخش از بعد اقتصادي است) بر اين اساس مي‌توان گفت نخستين اولويت مصرف گاز، تزريق است.
بنابراين صيانت از منابع نفتي کشور و انجام به موقع برنامه‌هاي تزريق، نه تنها از بعد اقتصاد بخشي بلکه از بعد استراتژيک اقتصاد شرکتي و اقتصاد کلان جامعه از اولويت خاصي در مقايسه با ساير مصارف برخوردار است و اين امر، ضرورت توجه هرچه بيشتر به اين بخش را آشکار مي‌کند .

 نظریات متعددی راجع به منشاء نفت و گاز ابراز شده است که اولین فرضیه ها برای تشکیل هیدروکربنها با منشاء غیر آلی نظیر منشاء آتشفشانی، شیمیائی و فضائی ارائه گردیده است. لکن امروزه در خصوص منشاء آلی هیدروکربن ها اتفاق نظر وجود دارد. این مواد آلی می تواند بقایای گیاهان و حیوانات خشکی و دریائی عمدتا" پلانکتونها باشد. اهمیت پلانکتونها در تشکیل نفت از آنجا ناشی می شود که آب دریا ناحیه مساعدی جهت تکثیر پلانکتونها می باشد و تعداد آنها نیز در آب دریا بسیار زیاد می باشد. پلانکتونها به علت سرعت رشد و کوچکی جثه، ماده آلی مناسبی است که به سهولت به وسیله رسوبات ریز دانه مدفون گشته و مصون از اکسید شدن در رسوبات باقیمانده و هیدروکربن را تولید می نماید. طبق نظریات جدید مواد مختلف آلی ته نشین شده با رسوبات نرم هنگام دیاژنز «سنگ شدن) تبدیل به یک ماده واسط بین ماده آلی و هیدروکربن می گردد. این ماده واسط کروژن (Kerogn) نامیده می شود. کروژن یک ماده جامد نامحلول آلی است که محصول دیاژنتیک مواد آلی است. توان تولیدی کروژنها برای تولید نفت و گاز متفاوت است.

شرایط لازم برای مخازن نفت
بررسی عوامل مشترک مخازن نفت و گاز نشان می دهد که:

الف- شرایط و محیط رسوبی خاصی لازم است تا طبقات نفت زا (سنگ مادرSource Rock) تشکیل شود و همچنین شرایط خاصی باید وجود داشته باشد تا مواد آلی رسوب یافته در این لایه ها به هیدروکربن تبدیل گردد.
ب- سنگ متخلخل و نفوذپذیری (سنگ مخزن Reservoir rock ) باید وجود داشته باشد تا فضای لازم جهت انبار شدن نفت فراهم آید.
ج- سنگ مخزن می بایستی شکل خاصی داشته باشد تا بتواند تله (Trap) را تشکیل داده باعث جمع شدن هیدروکربن گردد.
د- سنگ غیر قابل نفوذی (سنگ پوشش Cap Rock ) لازم است که مخزن را بپوشاند تا از خروج نفت و گاز از مخزن جلوگیری نماید.

تبدیل مواد آلی به کروژن و گاز
در باره نحوه تبدیل مواد آلی رسوبات به نفت و گاز با مطالعات جدید ژئوشیمیائی و جمع آوری اطلاعات تجربی ثابت شده است که قسمت اعظم هیدروکربنهای طبیعی در اثر کراکینگ کروژن ناشی از حرارت زمین (ژئوترمال) تولید می گردد. همانطور که بیان گردید برای بوجود آمدن نفت و گاز وجود مواد آلی فراوان و تشکیل کروژن در هنگام دیاژنز رسوبات ضروری می باشد. پس سنگ مادر (Source Rock) سنگی است که دارای مقدار کافی کروژن باشد. شرایط مساعد رسوبی برای تجمع و ذخیره شدن مواد آلی شامل گیاهان و جانوران دریایی و همچنین مواد آلی خشکی که توسط رودخانه ها به حوزه رسوبی حمل می گردد، رسوبات رسی و یا گل کربناته (ریزدانه بودن و محیط آرام رسوب گذاری) می باشد. علاوه بر این محیط کف دریا بایستی محیط احیاء کننده باشد تا از اکسیدشدن مواد آلی جلوگیری بعمل آید.

طبیعی است هرچه میزان کروژن در سنگ مادر بیشتر باشد توانائی بیشتری برای تولید هیدروکربن وجود دارد لکن علاوه بر درصد مواد آلی، سنگ مادر بایستی ضخامت کافی نیز داشته باشد. براساس مطالعات ژئوشیمیائی انجام شده برای اینکه سنگ مادری بتواند هیدروکربن تولید نماید باید دارای حداقل تراکمی از کربن آلی باشد که از آن کمتر قادر به تولید هیدروکربن نخواهد بود. این حداقل عمدتا" 5/0 درصد کربن آلی برآورد می شود. سنگ مادرهائی که در حوزه های رسوبی ایران دیده می شود نظیر سازند کژدمی در ناحیه زاگرس حدود 10-5 درصد کربن آلی دارد که بیشتر از جلبکها منشاء گرفته است.

هیدروکربنها در اثر کراکینگ کروژن بوجود می آیند. کراکینگ کروژن عمدتا" در درجه حرارتهای 100-80 درجه سانتیگراد شروع می شود. این درجه حرارت در یک ناحیه رسوبی با درجه حرارت ژئوترمال طبیعی معادل عمقی بین 3000-2000 متر می باشد. بنابراین یک سنگ مادر هرچه قدر هم ضخیم و غنی از مواد آلی باشد تا در اعماق فوق قرار نگیرد نمی تواند هیدروکربن تولید نماید. بر همین اساس ابتدا نفت خام سنگین تولید می گردد. چگالی و وزن مخصوص نفت خام با ازدیاد عمق کاهش می یابد. هرچه قدر سنگ مادر عمیقتر مدفون گردد نفت تولید شده سبکتر است و گاز معمولا" محصول آخرین این فعل و انفعالات است.

بنابراین ابتدای نفت های بسیار سنگین، نفتهای پارافینیک، نفتهای سبک، نفتهای میعانی و نهایتا" گاز بدست می آید. وقتی درجه حرارت از 165 درجه سانتیگراد تجاوز کند فقط گاز تولید خواهد شد یعنی تقریبا" از عمق 5000 متر بیشتر (ضخامت رسوبی) احتمال یافتن نفت بسیار کم می شود و فقط می توان انتظار یافتن گاز را داشت. در درجه حرارتهای بالاتر از 230 درجه سانتیگراد کروژن یک بافت گرافیتی ثابت پیدا می کند که با ازدیاد درجه حرارت هیدروکربنی تشکیل نمی شود (نسبت هیدروژن به کربن تغییر نمی یابد). به طور کلی ازدیاد عمق باعث ازدیاد درجه حرارت می گردد که این ازدیاد درجه حرارت دو اثر دارد:

:الف- کراکینگ کروژن و تبدیل مولکولهای بزرگ به مولکولهای کوچکتر مانند تشکیل نفت و گاز
:ب- پلیمریزاسیون مولکولها که به تشکیل متان و گرافیت ختم می گردد (کروژنهای گرافیتی)

گازطبیعی موجود در مخازن عمدتا" از متان، اتان، پروپان، بوتان و تعداد بسیار ناچیزی از هیدروکربنهای سنگینتر تشکیل می گردد. نفت مایع از بوتان به بالا است.
نکته مهم دیگری که در مورد تشکیل هیدروکربنها وجود دارد زمان زمین شناسی می باشد. به عبارت دیگر رسوبات قدیمی تر (از نظر زمین شناسی) در درجه حرارتهای پائین تر، همان محصولی را می دهد که سنگ مادری با سن زمین شناسی کمتر در درجه حرارتهای بالاتر هیدروکربن تولید خواهد نمود

قصه نفت
همان0.01 تا 0.1 ماده آلی که از چرخه اصلی کربن آلی جدا می ماند و در بین رسوبات دفن میشود و ماده آلی فسیل نامیده می شود ,ماده اصلی ایجاد کننده نفت و گاز است. این ماده آلی عمذتا بقایای گیاهان وجانوران دریایی وگیاهان خشکی است. به طور دقیق تر در دریا و اقیانوس دو دسته تولیدکننده اصلی ماده آلی مناسب برای تبدیل به نفت داریم:

فیتوپلانکتونها( دیاتومه ,داینوفلاژله, جلبک سبزآبی) زئوپلانکتونها وجانوران عالیتر تغذیه کننده از فیتوپلانکتونها برای اینکه تولید مواد آلی در محیط آبی به میزان مناسبی باشد,دو عامل دخیلند:1.ضخامت زون نور دار 2.میزان ورود مواد مغذی به زون نوردار( مواد مغذی که برای رشد گیاهان و جانوران مفیدند همانا فسفاتها ونیتراتها و اکسیژن هستند.) بنابه این توضیحات بیشترین تولید مواد آلی در دو ناحیه عمده در حواشی قاره هاست که عبارتند از آبهای کم عمق فلات قاره و زونهای چسبیده به محیطهای قاره ای که جریان روبه بالای آبهای سرد و عمیق اقیانوسی را پذیرا می شوند. در چنین محیطهایی که تولید مواد آلی زیاد است,با رخدادن طوفان ومخلوط شدن آبهای بی اکسیژن واکسیژندار , ویا ازدیاد تولید جانداران وکم شدن اکسیژن , گروهی از جانداران دچار مرگ و میر گروهی میشوندو در کف محیط رویهم انباشته میشوند.

آیا می دانستید؟
• گاز طبیعی در حالت عادی بدون بو است. به گاز طبیعی قبل از توزیع یک ماده از ترکیبات سولفور به نام تجاری مرکاپتان اضافه می‌شود تا هنگام نشت احتمالی گاز به ما کمک کند.
• وقتی که ذغال سنگ در یک نیروگاه برق بخار می‌سوزد، بخار یک توربین را به حرکت درمی‌آورد. این توربین یک مولد برق را به حرکت درمی‌آورد. در طی این فرآیند 2/3انرژی تولید شده توسط ذغال‌سنگ طی 20 سال گذشته 1میلیون هکتار اراضی معدنی را استخراج کرده این مساحت از ایالت دنور نیز کمتر است.

» منبع: دانشنامه رشد