صنایع نفت و گاز و پتروشیمی


صنایع نفت و گاز و پتروشیمی



صنایع نفت و گاز و پتروشیمی
واحد پتروشیمی اصفهان



موقعيت جغرافيايي

اين مجتمع در زميني به مساحت 170 هكتار كه نيمي از آن فضاي سبز مي باشد در 5 كيلومتري شمال غرب اصفهان برنامه گرفته است.




تاريخچه


شركت سهامي پتروشيمي اصفهان ، اولين توليد كننده محصولات آروماتيك در ايران ، يكي از طرحهاي ملي و مهم دهه اول انقلاب ميباشد كه در سال 1371 با هدف توليد بيش از 000/200 تن مواد آروماتيك در سال شامل بنزن ، تولوئن ، ارتوزايلين ، پارا زايلين و مخلوط زايلين به جمع واحدهاي توليدي كشور پيوست. اين مجتمع از واحدهاي زيربنائي كشور بوده و محصولات آن بعنوان خوراك صنايع پايين دستي نظير شوينده ها ، پلاستيكها ،الياف پلي استر ، نرم كننده هاي پـلاستيكي ، رنگسـازي و صنايع نظامي بكار برده مي شود.


اين شركت از آغاز بهره برداري از واحدهاي توليدي خويش ، كيفيت را در تمامي زمينه هاي كاري به عنوان نخستين هدف به منظور جلب رضايت مصرف كنندگان خود برگزيده است. اين شركت مفتخر است كه به همت و تلاش همه جانبه كاركنان سخت كوش و متعهد خود در چند سال متوالي بعنوان مجتمع نمونه شركت ملي صنايع پتروشيمي برگزيده شده است. در سال 1375 نيز پس از استبرنامه نظام تضمين كيفيت ايزو 9002 بعنوان اولين شركت در صنايع پيچيده پتروشيمي موفق به اخذ گواهينامه استاندارد بين المللي ايزو 9002 از شركت S.G.S انگلستان گرديد. و سپس در تاريخ 28/8/1380 پس از استبرنامه سيستم مديريت كيفيت ايزو 9001 ويرايش سال 2000 از طريق شركت S.G.S موفق به اخذ گواهينامه مربوطه گرديد.


شركت سهامي پتروشيمي اصفهان با توجه به تأثير بالقوه صنعت پتروشيمي بر محيط زيست به اهميت حفاظت از محيط زيست توجه خاص داشته و متعهد گرديده است تا با رعايت قوانين و مقررات زيست محيطي در جهت كنترل و كاهش آلودگي محيط زيست اقدامات مؤثري را انجام دهد و اين امر باعث گرديد كه اين شركت در سال 1376 بعنوان يكي از هشت شركت برگزيده در كشور به عنوان « صنعت سبز » انتخاب و لوح افتخار دريافت نمايد. در ادامه اين تلاشها و بر اساس اين ديدگاه كه « حفاظت از محيط زيست يك وظيفه همگاني است » شركت اقدام به استبرنامه سيستم مديريت زيست محيطي نموده و در سال 1377 بعنوان اولين شركت در مجموعه وزارت نفت و چهارمين شركت در كشور ، موفق به اخذ گواهينامه استاندارد بين المللي ايزو 14001 از شركت S.G.S سوئيس گرديد. پتروشيمي اصفهان با اعتقاد بر اينكه انسان اصلي ترين و مهمترين عنصر توليد و تكنولوژي و بهره برداري از منابع خدادادي است و بايد سلامت وي در محيط كار به نحو مطلوب تأمين گردد ، در سال 1380 اقدام به استبرنامه سيستم مديريت ايمني و بهداشت شغلي OHSAS 18001 نموده و بعنوان چهارمين شركت در سطح كشور موفق به اخذ گواهينامه از شركت S.G.S گرديد. پتروشيمي اصفهان در سال 1376 از سهامي خاص به سهامي عام تبديل ، و از تاريخ 24/11/1378 سهام آن در سازمان بورس اوراق بهادار تهران عرضه گرديد.



تولیدات


محصولات آروماتيك شامل :

نام محصول ميزان توليد ساليانه
ارتوزايلين 22000 تن
انيدريدفتاليك 4000 تن
بنزن 55660 تن
پارازايلين 44000 تن
تولوئن 71580 تن
مخلوط زايلين 75000 تن
نيتروژن 72000 تن
اطلاعات تماس

وب سايت :
صفحه اصلی - وب سایت رسمی شرکت سهامی پتروشیمی اصفهان

آدرس مجتمع: مجتمع پتروشيمي اصفهان - کیلومتر 5 بزرگراه آزادگان - بلوار اختصاصی پتروشیمي


تلفن: 7-4250 380 311 98+





فیزیک اتمی

1:

واحد پتروشیمی اراک



موقعيت جغرافيايي

پتروشیمی اراك در جوار پالایشگاه هفتم، واقع در كیلومتر 22 جاده اراك-بروجرد و در زمینی به مساحت بالغ بر 523 هكتار احداث گردیده هست.


ایا انبساط جهان روزی متوقف میشود؟(مبحث)
این مجتمع مشتمل بر17 واحد تولیدی، به انضمام واحدهای سرویس های جانبی و آفسایت می باشد.




پتروشيمي اراك - پرتال مهندسي شيمي


مجتمع پتروشیمی اراك علاوه بر تامین مواد اولیه بیش از 5000 واحد پایین دستی در داخل كشور محصولات خود را به كشورهای مختلف واقع در 5 قاره دنیا نیز صادر می نماید.



تاريخچه


مجتمع پتروشیمی اراك یكی از طرحهای زیربنایی و مهم كشور می باشد كه در راستای سیاستهای كلی توسعه صنایع پتروشیمی و با اهداف تامین نیاز داخلی كشور و صادرات ایجاد و به بهره برداری رسیده هست.


این طرح در سال 1363 به تصویب رسید و پس از طی مراحل طراحی، مهندسی و نصب، فاز اول اون در سال 1372 در مدار تولید برنامه گرفت.


اتوماسیون صنعتی
در ادامه كار به هدف بهبود مستمر و تولید بیشتر و متنوع تر، واحدهای دیگر مجتمع تكمیل و واحد اتوكسیلات بعنوان آخرین واحد مجتمع در سال 82 راه اندازی و در مدار تولید برنامه گرفت.


از سال 1379 هموقت با تكمیل واحدها، طرح توسعه مجتمع نیز با هدف افزایش ظرفیت واحدها به تصویب رسید كه فاز اول اون در مهر ماه 1384 و عملیات اجرایی فاز دوم در تابستان سال1386 به انجام رسید.


تکنولوژی بیومتریک (Biometric)
ظرفیت كامل تولید این مجتمع پس از انجام طرح توسعه 1.469.000 تن در سال می باشد.


وقت بهره برداری واحد های مجتمع به تفكيك



تولیدات


محصولات پایه

نام محصول ظرفيت توليد - تن
اتيلن 306400
پروپيلن 124000

محصولات پليمري

نام محصول ظرفيت توليد - تن
پلی اتیلن سنگین 85000
پلی اتیلن سبک خطی 75000
پلی پروپیلن 75000
پلی بوتادین رابر

25000


محصولات شیمیایی

نام محصول ظرفيت توليد - تن
دواتیل هگزانول 45000
بوتانول ها ( نرمال بوتانول و ایزوبوتانول) 10700
اسید هستیک 30000
وینیل هستات 30000
اکسید اتیلن 105000
اتیلن گلیکول ها
(منو اتیلن گلیکول ، دی اتیلن گلیکول وتری اتیلن گلیکول) 105000
اتانول آمین ها
(منو اتانول آمین، دی اتانول آمین و تری اتانول آمین ) 30000
اتوکسیلات ها
(نو نیل فنل اتوکسیله، فتی الکل اتوکسیله، پلی اتیلن گلیکول و...) 30000
بنزین پیرو لیز 169000
بوتادین یک و سه -
بوتن یک -
رافینیت -
نفت کوره الفینیک -
پارافین کلره

20000

پروسه توليد محصولات پتروشيمي اراك به صورت شماتيك
اطلاعات تماس

وب سايت:
www.arpc.ir
دفتر مرکزی : ایران، تهران، خیابان ولی عصر، خیابان تابان، شماره 68 کد پستی : 1968913751
آدرس محل کارخانه/انبار: اراک کیلومتر 21 جاده بروجرد پتروشیمی اراک
تلفن : 88674114 (021)
نمابر: 88674113 (021)




خانه هوشمند چيست؟

2:

واحد پتروشیمی بندرامام



موقعيت جغرافيايي

مجتمع پتروشيمي بندر امام،در زميني به مساحت حدود 270 هكتار،در ضلع شمال غربي خليج فارس در هستان خوزستان به فاصله 160 كيلومتري جنوب شرقي اهواز و 84 كيلومتري شرق آبادان در منطقه بندر امام خميني(ره) قراردارد.سهولت دسترسي به خوراك ، سوخت و مواد اوليه هستفاده از امكانات جاده اي شبكه راه آهن و حمل و نقل دريايي،وجود فرودگاه،دسترسي به آب مورد نياز و همينطور كـمك به توسـعه و عمران هستـان خوزستان به عنوان قطـب صنعت پتروشيمي در كشور ، مهمتر اينكه ايجاد ارزش اضافه کرده و جلوگيري ازسوزانيده شدن گازهاي همراه نفت ايشانژگيهايي هست كه انتخاب اين مكان را توجيه مي نمايد.

تاريخچه

فراز و نشيبهاي اجراي طرح:

كارهاي مقدماتي اجراي طرح نظير خاكريزي، تسطيح زمين، شمع كوبي، ايجادساختمان هاي موقت، ايجاد تاسيسات، آب و برق و اسكله ها از اوايل سال 1353 به تدريج آغاز گرديد.
عمليات ساختمان واحد هاي اصلي طرح كه از سال 1355 آغاز شده بود،در اسفند ماه 1357 پس از پيروزي انقلاب اسلامي در حاليكه 73 در صد پيشرفت نموده بود، متوقف گرديد.
در سال 1358 اقداماتي جهت شروع مجدد كارها انجام گرفت ولي با وقوع جنگ تحميلي در مهرماه 1359 و متعاقب اون خروج پيمانكاران ژاپني از ايران، عمليات ساختماني طرح بطور كامل متوقف گرديد.
با پذيرش آتش بس و امكان از سر گيري عمليات ساختماني ، شركت ملي صنايع پتروشيمي مذاكرات متعددي جهت ادامه و تكميل طرح با شركاي ژاپني آغاز نمود كه نهايتا پس از هفت دوره مذاكره بين طرفين ، شريك ژاپني به بهانه اقتصادي نبودن طرح از ادامه كار خود داري و در پي اون قرارداد مفارقت بين طرفين در مهرماه سال 1368 به امضاء رسيد و بدين ترتيب كليه سهام اون به شركت ملي صنابع پتروشيمي انتقال داده شد و نام شركت پتروشيمي ايران ژاپن(IJPC)به شركت سهامي پتروشيمي بندر امام (BIPC) تغيير يافت.

قرارداد مشاركت اوليه

در اريبهشت 1352 قرارداد مشاركتي بين شركت ملي صنايع پتروشيمي ايران و پنج شركت ژاپني با نمايندگي شركت ميتسايشاني و شركاء منعقد و تحت عنوان شركت سهامي پتروشيمي ايران ژاپن (IJPC) نامگذاري گرديد.
هدف شركت،توليد و ذخيره،حمل و نقل و بازاريابي،صدور الفين ها،پلي الفين ها آروماتيكها و ساير فرآورده هاي پتروشيمي بوده هست.
نحوه مشاركت بطور كلي بين طرفين قرارداد ، مساايشان ذكر شده و اعتبار اون براي مدت سي سال از تاريخ اجراو تابعيت شركت ‹‹ايراني›› پيش بيني شده بود.

بازسازي و تكميل واحدهاي مجتمع

به منظور اطلاع از وضعيت مجتمع پس از 20 بمباران و حدود 11 سال توقف، مقرر گرديد كه بررسي فني جامعي انجام پذيرد.نتيجه حاصل از اين بررسي، حاكي از وارد آمدن 22 % خسارت به مجتمع بود.
پس از انجام مطالعات اوليه،نقل فني و اقتصادي طرح بازسازي مجتمع در آبان ماه 1368 آماده گرديد.بر پايه اين گزارش، بازسازي و تكميل مجتمع از نقطه نظر فني و اقتصادي، موجه تشخيص داده شد.
با توجه به مفارقت شركاي ژاپني، شركت ملي صنايع پتروشيمي با هستفاده از شركت هاي صاحب نام اروپايي در صنعت پتروشيمي و كارشناسان و پيمانكاران ايراني، اين مجتمع را طي يك برنامه پنجساله و در 4 مرحله بازسازي و به بهره برداري رساند.واحد آروماتيك به عنوان آخرين واحد بازسازي شده، منحصرا توسط كارشناسان و پيمانكاران ايراني بازسازي و راه اندازي گرديد و هيچ شركت يا فرد غير ايراني در اون نقش نداشته هست.
با راه اندازي اين واحد، كار بازسازي در اين مجتمع عظيم به پايان رسيد و پروژه هاي پارازايلين و MTBE كه به عنوان بخشي از طرحهاي توسعه اي پتروشيمي بندر امام مطرح شده بود، به مورد اجرا گذاشته شد و هم اكنون در حال بهره برداري هست.
تولیدات

- شيميايي

نام محصول
ظرفيت توليد
اتيلن 311
پروپيلن 99/3
بوتادين 26
برش چهار كربنه 88
ايشاننيل كلرايد منومر 180
اتيلن دي كلرايد
300
اتيلن دي كلرايد(اكسي) 140
نمك 500
سود سوز آور 250
اسيد كلريك ريك 63/3
آب ژاول 6/6



- پليمرها

نام محصول
ظرفيت توليد
پلي اتيلن سنگين
60
پلي اتيلن سبك 100
پلي پروپيلن 50
پلي ايشاننيل كلرايد 175
لاستيك مصنوعي 40



- آروماتيك ها

نام محصول
ظرفيت توليد
بنزن 230
مخلوط زايلن ها
140
پارازايلن 180



- سوخت

نام محصول ظرفیت تولید
اتان 394
پروپان 1040
بوتان 908
پنتان به بالا 768
C4 رافينت
62/6
آروماتيك رافينت 241
آروماتيك هاي سنگين 8/6
بنزين پيروليز 130
نفت كوره 15/3
ام.تي.بي.ئي 500

LPG خام



99

اطلاعات تماس

وب سايت:
پتروشیمی بندرامام BIPC

آدرس: هستان خوزستان - بندر امام خمینی پتروشیمی بندر امام


شماره هاي تماس: 2301, 2300- 98652255+





زندگی نامه چارلز هارد تاونز مخترع لیزر

3:

= انتقال گاز طبیعی با فناوری های جدید




نايشانسنده : گروه علمی تحقیقاتی نفت تایمز
انتقال گاز به نقاط دوردست، همواره با مشکلات فراوانی روبه روبوده هست.


عایق صوتی حرارتی و ضد حریق پشم سنگ
امروزه فناوری ال.ان.جی به عنوان راهکاری بسیار اقتصادی و قابل اطمینان در این زمینه مطرح هست، اما پیشرفت های اخیر در زمینه هستفاده از سایر فناوری ها نیز سبب شده هست که هستفاده از روش هایی نظیر cng(گاز طبیعی فشرده شده) و هیدرات هم به عنوان راه حلی برای انتقال گاز به مناطق طولانی مطرح شوند.
بدون شک گاز طبیعی منبع مهم تامین انرژی در قرن جدید هست.


موزاییک و موزاییک کاری زیر ذره بین علم
امروزه فناوری های بسیاری برای هستحصال، انتقال و به کارگیری از منابع گازی رشد یافته اند.

توسعه سریع صنعت گاز نیز از فناوری های مهمی تأثیرپذیرفته هست که از اواسط قرن بیستم مطرح شده اند.

انتقال گاز طبیعی به واسطه ماهیت گازی اون با دشواری روبه رو هست و حتی هستفاده از ساده ترین روش انتقال یعنی خطوط لوله در فواصل طولانی با مشکلات زیادی روبه رو می شود.

با توجه به توانایی های موجود فناوری برای انتقال گاز به مناطق دوردست، روش ال.ان.جی یا گاز طبیعی مایع شده به عنوان یک روش اقتصادی، توانسته هست دشواری حمل گاز را تا حد زیادی برطرف سازد.

برخی از کارشناسان تبدیل گاز به فرآورده های مایع (gtl) را نیز راهکاری مناسب برای انتقال گاز به بازارهای دوردست بیان می نمايند، زیرا معتقدند با این که هنوز فناوری یا تبدیل گاز به فرآورده های مایع به طور گسترده مورد هستفاده کشورهای دارنده گاز برنامه نگرفته ، اما حمل فرآورده های مایع به بازارهای مصرف بسیار ساده تر و کم هزینه تر از روش تبدیل ال.ان.جی هست.

در فناوری gtl، گاز طبیعی در یک رشته فعل و انفعالات شیمیایی به مایعات میان تقطیر هیدروکربوری مانند نفتا، سوخت جت، دیزل و پایه های روغنی و … تبدیل می شود.

در این روش، گاز طبیعی نخست به گازهای سنتز منوکسید کربن و هیدروژن تبدیل می شود، سپس در یک رشته واکنش های شیمیایی تحت تاثیر بستر کاتالیستی محصولات هیدروکربوری مایع که در حال حاضر دارای بازار خوبی هستند، تولید می شوند.

علاوه بر اون، فرآورده های مایع گاز را به آسانی می توان در بازار مصرف به فروش رساند، ولی به دلیل نوع خاص تقاضای ال.ان.جی که به تاسیسات دریافت خاصی نیازمند هست، فروش ال.ان.جی همواره با دشواری بیشتری روبه رو هست.

به واسطه هزینه های بالا برای انتقال گاز طبیعی در هر یک از فناوری های فرموده شده، تحقیق و پژوهش برای یافتن راهکارهای دیگر همواره ادامه دارد.

اگر چه هنوز هستفاده از فناوری gtl در جهان گسترش زیادی نیافته، سرمایه گذاری قابل توجه کشورهای صاحب منابع گاز همانند قطر، برای هستفاده از این فناوری، نشانگر توسعه و سودآوری این فناوری در آینده ای نزدیک هست.


فناوری gtl با پیشینه بیش از ۷۰ سال، در مقیاس تجاری هنوز در آغاز راه توسعه برنامه دارد.

فناوری تبدیل گاز به فرآورده های مایع گرچه برای بسیاری از توسعه دهندگان عمده این فناوری، مانند شل، ساسول، اکسون موبیل و سنترلیوم شناخته شده هست، اما تعداد واحدهای بزرگ تجاری در جهان در این زمینه بسیار محدود و امروزه مقدار کمی از منابع مالی موسسه های بزرگ به این امر اختصاص یافته هست.

علاوه بر فناوری های ال.ان.جی و gtl، فناوری cng و هیدرات نیز ممکن هست بتوانند به عنوان راهکاری مناسب و ارزان برای انتقال گاز مطرح شوند.

فناوری cng ، برای انتقال گاز طبیعی در مسافت های طولانی، قابلیت مهمی به شمار می روند.

Cng را می توان در کشتی های مخصوصی ذخیره، سپس به مقاصد مورد نظر حمل کرد.

اگر چه یک کشتی حامل cng نمی تواند گاز را به مقادیر بارگیری شده در کشتی های lng انتقال دهد، ولی روش مایع سازی همچنین تبدیل مجدد به گاز در فناوری cng آسان تر و بسیار کم هزینه تر از ال.ان.جی هست.

ذخیره سازی گاز در کشتی های cng به صورت نگهداری گاز در لوله های با تحمل فشار ۳۰۰۰-۱۵۰۰ پی.اس.آی و به قطر ۱۸ تا ۳۶ اینچ هست.

این لوله ها که به صورت افقی و عمودی در کشتی تعبیه شده اند، توانایی ذخیره سازی مقادیر زیادی گاز را در خود دارند.

برای کاهش خطرهای احتمالی، دمای این لولهها در ۲۰- درجه سانتیگراد حفظ میشود.

به دلیل فشار بالای cng در مخازن لولهای شکل، بالابودن احتمال خطر انفجار، از مشکلات پايه ی عملینشدن کاربرد وسیع فناوری cng در جهان هست.

امروزه هستفاده از تکنیک های جدید در ساخت کشتی های cng یعنی به کارگیری لوله هایی به قطر ۶ اینچ که به صورت قرقره های بزرگ درون کشتی تعبیه می شوند، پیشنهاد شده هست.

این کشتی ها توانایی ذخیره سازی بیشتری از گاز را در خود دارند.

فناوری cng برای انتقال گاز مخازن آب های عمیق که انتقال گاز اونها با هستفاده از خط لوله به ساحل با دشواری و هزینه بالا روبه رو هست، می تواند کاربرد یابد.

سادگی فرآیند تولید cng و فناوری ساده تر ساخت کشتی های حمل اون نسبت به ال.ان.جی، طرح های cng را به عنوان گزینه ای بالقوه برای انتقال گاز مطرح کرده هست.

با توجه به شرایط موجود فناوری cng، هستفاده از اون تنها برای انتقال گاز تا فواصل ۲۵۰۰ مایل مطمئن به نظر می رسد.

تحقیقات در زمینه هستفاده از فناوری cng برای انتقال گاز طبیعی در کشورهای آمریکا و هسترالیا همچنان ادامه دارد.


فناوری cng در صورت کاهش دادن خطر انفجار در هنگام انتقال اون، می تواند رقیبی برای فناوری lng در فواصل کوتاه تر باشد.

برای کشورهایی همانند کشور ما که دارای ذخایر عظیم گازی هست، تحقیق و توسعه در زمینه طرح های gtl و cng به عنوان راهکارهای جدید انتقال گاز، در تحقیق و پژوهش صنعت گاز می تواند به شمار رود.

توسعه و توجه بیشتر به این فناوری ها و به ویژه فناوری gtl در کشور می تواند بازارهای صادراتی گاز را به همراه داشته باشد.

یکی از شرایط موثر در میزان سرمایه گذاری در بخش gtl در ایران، وجود توانمندی های فنی و مهندسی بالقوه در صنایع نفت و گاز این کشور، به لحاظ مدیریتی و فنی هست.

در حدود دو سوم ماشین آلات و مخازن مورد کاربرد در یک واحد تولیدی gtl را در صنایع نفت و گاز ایران می توان یافت.

از طرفی از لحاظ نیروی انسانی ماهر و متخصص، شرکت های مهندسان مشاور ایران تاکنون دو واحد تولیدی متانول و یک واحد تولیدی mtbe را بدون کمک شرکت های خارجی به پایان رسانده اند و یا در حال تکمیل اونها هستند.

به همین دلیل، این اعتقاد که انجام مهندسی تفصیلی پروژه های gtl در ایران با قیمتی کمتر از نصف عرف جهانی امکان پذیر هست، دور از ذهن نخواهد بود.

در ضمن وجود نیروی انسانی آموزش دیده در ایران می تواند هزینه های عملیاتی یک واحد تولیدی gtl را به میزان قابل ملاحظه ای در قیاس با دیگر نقاط جهان کاهش دهد.


وجود مخازن عظیم گازی یکی ازشرایط پايه ی در اقتصادی بودن یک طرح gtl هست.

برای مثال میزان گاز مورد نیاز برای یک واحد تولیدی gtl به ظرفیت ۷۰ هزار بشکه در روز و به مدت ۲۵ سال حدود ۵/۵ تریلیون فوت مکعب هست.

منطقه ویژه اقتصادی پارس جنوبی در بندر عسلویه و میدان های، نار و کنگان در نزدیکی پارس جنوبی، یکی از مناسب ترین مراکز برای ساخت واحد تولیدی gtl هست.


ویژگی های فناوری gtl برای ایران در دهه اخیر، مخازن گازی متمرکز، عظیم و متعددی در آب های خلیج فارس و در مناطق جنوبی ایران کشف شده اند.

بسیاری از این میدان ها، هنگام فعالیت های اکتشافی شرکت ملی نفت ایران و شرکت های بین المللی خارجی برای یافتن میدان های نفتی جدید به اثبات رسیده اند.

هم اکنون احتمال اکتشاف های جدید دیگری از مخازن گازی متمرکز در نواحی خشک و در آب های دریای خزر و خلیج فارس، وجود دارد.

بهره گیری از فناوری gtl برای تحرک بخشیدن به صادرات گاز و تولید محصولات سوختی با کیفیت بالا از جمله هدف هایی هست که ایران نباید حتی یک لحظه از اون غافل باشد.

واقع شدن این میدان های گازی نزدیک به آبراه ها و در فاصله کمی از خشکی یکی از عواملی هست که پروژه های صادراتی گاز طبیعی را به شکل gtl و lng اقتصادی می کند.

یکی دیگر از ویژگی های اجرای پروژه های gtl در ایران این هست که صرف نظر از سهم ایران در ساوقت کشورهای صادرنماينده(اوپک) می توان از مایعات میان تقطیری برای مصارف داخلی به جای نفت خام بهره برد؛ از این رو به همان میزان، نفت خام صادراتی و درآمد ملی افزایش می یابد.

سهم تخصیصی از سوی اوپک بر پايه تولیدات کشورهای عضو اوپک تعیین می شود؛ از این رو اگر ایران بتواند تولیدات نفت خام خود را از این طریق افزایش دهد، سهم اون نیز بیشتر از میزان صادرات کنونی خواهد بود.

از لحاظ مقدار، تولید هر بشکه محصولات فناوری gtl دو بشکه نفت خام برای صادرات را در پی دارد.

بنابراین با توجه به روند روبه رشد مصرف آینده محصولات سوختی برای ایران، هستفاده از gtl لازم و ضروری به نظر می رسد.

منابع:


cng و lng و gtl در انتقال گاز طبیعی، مصطفی ساغری بازار عرضه و تقاضای فرآورده های حاصل از تبدیل گاز به مایع در آسیا، علیرضا پیمان پاک



4:

قابلیت های گازطبیعی درجهان




نايشانسنده : گروه علمی تحقیقاتی نفت تایمز
تحولات ساختاری- تکنولوژیک در اقتصاد جهانی و در بخش انرژی از جمله ضرورت تنوع بخشیدن به منابع تامین انرژی، امنیت عرضه، رشد فزاینده مصرف انرژی در افق های بلند مدت و در کشورهای نوخاسته صنعتی ودرحال توسعه، نگرانی نسبت به آلودگی های محیط زیست، افزایش سریع مصارف محصولات گوناگون پتروشیمیایی و… گاز را به منزله یک منبع انرژی ونهاده صنعتی ممتاز در عرصه اقتصاد جهانی مطرح کرده هست وروی این اصل ایران درآینده با ملاحظه گستردگی بازار گاز در سطح بین المللی می تواند در فرآیند باز آرایی اقتصاد ملی و بخش انرژی کشور به عرصه مبادلات جهانی گاز وارد شود.

تحولات ساختاری- تکنولوژیک در اقتصاد جهانی و در بخش انرژی از جمله ضرورت تنوع بخشیدن به منابع تامین انرژی، امنیت عرضه، رشد فزاینده مصرف انرژی در افق های بلند مدت و در کشورهای نوخاسته صنعتی ودرحال توسعه، نگرانی نسبت به آلودگی های محیط زیست، افزایش سریع مصارف محصولات گوناگون پتروشیمیایی و… گاز را به منزله یک منبع انرژی ونهاده صنعتی ممتاز در عرصه اقتصاد جهانی مطرح کرده هست وروی این اصل ایران درآینده با ملاحظه گستردگی بازار گاز در سطح بین المللی می تواند در فرآیند باز آرایی اقتصاد ملی و بخش انرژی کشور به عرصه مبادلات جهانی گاز وارد شود.

تحقق هدف های سه گانه تامین گسترده تر گاز در مصارف انرژی داخلی، اجرای طرح های صیانتی تزریق گاز در میدان های نفتی و عهده دار شدن نقش و سهم منطقی در بازارهای صادراتی گاز مستلزم برنامه ریزی های بلندمدت و مطالعات جامع هست که بتواند جهت گیری های توسعه منابع گازی و بهره برداری مؤثر از ذخایر ارزشمند گاز کشور را تبیین نماید.

پروژه مطالعات جامع گاز کشور با بهره گیری ازاطلاعات مربوط به عملکرد صنعت گاز کشور در بیست سال گذشته وبرپايه طراحی وتدوین مدل های ریاضی به طرح چشم اندازی از آینده پرداخته هست ودر قالب اون عرضه وتقاضای حامل های مختلف انرژی وسهم هریک از اونها دربخش های مختلف خانگی- تجاری، صنعت، کشاورزی وحمل ونقل در افق بیست سال آینده ارائه شده هست.

توسعه منابع گازی کشور و تبدیل ذخایر گازی به منابع قابل بهره برداری و دردسترس با کمیات پیش بینی شده مستلزم سرمایه گذاری عظیم در این بخش وتحول بنیادی تکنولوژیک اون هست و ازهمین روی گسترش و تعمیق همکاری های بین المللی منطقه ای از جمله شرایط پايه ی توفیق در اجرای برنامه های طراحی شده و دگرگونی در مبانی فنی تولید و جلب سرمایه در بخش انرژی به طور عام وبخش گاز به طور خاص هست.

چنین فرآیندی ناگزیر مستلزم بازآرایی صنعت نفت وگاز کشور وانطباق اون با شرایط جدید فنی، اقتصادی وتجاری در سطح بین المللی هست.

مصرف سرانه گاز طبیعی در دو دهه گذشته با نوساناتی توأم بوده هست و در دوقطب بزرگ مصرفی جهان یعنی آمریکای شمالی وشوری سابق در جهت عکس یکدیگر حرکت کرده هست.

مصرف سرانه آمریکای شمالی در دهه های ۷۰ و۸۰ با کاهش توأم بود.

درصورتی که مصرف شوری سابق افزایش داشته هست.

این روند با فروپاشی اتحاد شوروی معکوس شده هست.

دراین دو دهه مصرف سرانه جهانی از رشد پیوسته ای برخوردار بود ودرسال ۱۹۹۰ به حدود ۳۰/۰ تن معادل نفت بالغ گردید وبعد ازاون با یک روند کاهش(محدود)روبه رو شد.

پراکندگی و عمر ذخایر گاز طبیعی در جهان حجم ذخایر تثبیت شده گاز طبیعی درجهان در سه دهه اخیر تقریباً ۳ برابرشده هست و بررسی عمر ذخایر جهانی گاز دراین دوره حاکی از افزایش عمر این ذخایر هست.

پراکندگی جغرافیایی ذخایر عبارتند از: شوروی سابق با میزان ذخایر تثبیت شده ۵۶ تریلیون مترمکعب با حدود ۴۰ % میزان ذخایر جهان، خاورمیانه با میزان ذخیره ای ۲/۴۵ تریلیون متر مکعب با حدود ۴/۳۲ % حجمی گاز جهان، خاورمیانه با میزان ذخیره ای ۲/۴۵ تریلیون مترمکعب با حدود۴/۳۲ % حجمی گاز جهان، آسیا و اقیانوسیه، با حجم ذخایر ۵/۹ تریلیون مترمکعب با حدود۷/۶ % میزان جهانی گاز، قاره آفریقا با ۴/۹ تریلیون مترمکعب با حدود ۷/۶ % حجم جهانی ذخایر گاز الجزایر، هند ونروژ سایر میدان های عظیم را دراختیار دارند.

پتانسیل تولید و عرضه گاز طبیعی در جهان تولید و عرضه گاز طبیعی در دهه گذشته در مقایسه با سایر حامل های انرژی مخصوصاً درمناطق خاورمیانه آفریقا، آمریکای مرکزی از ا فزایش قابل توجه ای برخوردار بوده هست، به طور کلی میزان تولید این نواحی در این دوره حدود ۱۰۰ % رشد داشته لکن این میزان تولید با در نظر گرفتن ذخایر عظیم گازی مناطق فوق که دارای عمر متوسط بیش از ۱۰۰(صد) سال هستند هنوز بسیار ناچیز بوده که نشان دهنده توان بالقوه ای هست که در صورت به فعل درآمدن قادر به تامین مصارف بلند مدت انرژی جهانی خواهد بود.

از جمله نکات مهم در ارتباط با ذخایر گازی، تمرکز بیش از ۷۰ % این منابع در دومنطقه خاورمیانه وشوروی سابق(FSV) با ذخایر معادل ۱۰۰ تریلیون مترمکعب هست که از دیدگاه برنامه ریزی آتی انرژی جهانی بسیار حائز اهمیت هست.

رشد مصرف گاز در مقایسه با سایر حامل های انرژی و همچنین تجارت جهانی اون چه به طریق خط لوله(گاز طبیعی=NG) ویا حمل با کشتی (LNG) در دهه اخیر قابل بررسی هست.

رشد تقاضای گاز در کشورهای جهان که تا پایان دهه ۸۰ با نرخ فزاینده ای ادامه داشت با کاهش مصرف شوروی سابق به دلیل مسائل مرتبط با فروپاشی نظام حاکم براون سیر نزولی پیدا کرده تاکنون نیز باشتاب کاهنده ای ادامه دارد که این روند به مرور بر طرف خواهدشد.

میزان مطلق مصرف گازطبیعی در دهه گذشته همیشه صعودی بوده هست.

عمرذخایرگاز به میزان ۲۲ سال(۵۰ %) بیشتر از عمر ذخایر نفتی هست؛ ازاین رو جهان جهت تامین نیازهای آتی انرژی خود بیشتر از نفت می تواند برروی گاز تکیه داشته باشد.

میزان ذخایر گاز طبیعی شوروی سابق ۴۰ % کل ذخایر جهان هست که روسیه به تنهایی ۵/۳۴ % از ذخایر جهان را داراست و خاورمیانه ۴/۳۲ % یعنی تقریباً یک سوم ذخایر گاز جهان را دراختیار دارد که سهم ایران به تنهایی ۱۵ % هست، دو منطقه در جهان یعنی شوروی سابق (روسیه، ترکمنستان، قزاقستان و ازبکستان) و خاورمیانه (ایران، قطر، امارات عربی متحد، عراق، کویت و حجاز) جمعاً حدود ۷۵ % از ذخایر را دراختیار دارند، این ارقام به تنهایی گویای اهمیت هستراتژیک ایران از لحاظ منابع گازجهان هست زیرا علاوه براین که ایران دومین کشور عمده جهان از لحاظ میزان ذخایر هست، در عین حال بین دو قطب مهم گازی جهان برنامه دارد واین مطلب بر اهمیت هستراتژیک کشور می افزاید.

عمر ذخایر گاز ایران با روند تولید فعلی بیش از ۲۰۰ سال برآورد می شود که این امرمسئله صادرات گاز را مورد توجه برنامه می دهد ونیز با انجام اکتشاف های جدید احتمالاً برمیزان این ذخایر ثابت شده در سال های آینده اضافه کرده، خواهد شد.

که نیاز به برنامه ریزی درازمدت دارد.

ده میدان عظیم گازی جهان به ترتیب بزرگی عبارتند از: میدان گاز گنبد شمالی(پارس جنوبی)که عظیم ترین میدان گاز جهان هست و روسیه پنج میدان در اختیار دارد.

ایران نیز؛ در با اختیار داشتن پارس شمالی و جنوبی دو میدان عظیم جهان را داراست، قطر(مشترک با ایران).

ذخایر گاز طبیعی در جهان به طور کلی ذخایر گاز نیز همچون ذخایر نفتی به سه دسته تقسیم می شوند: ذخایر ثابت شده (Proved Reserves)، ذخایر احتمالی(Probable) وذخایر ممکن (Possible).

ذخایر ثابت شده اون دسته از ذخایری هستند که اکتشاف دراونها به پایان رسیده ودر حال حاضر در مرحله تولید ویا توسعه برنامه دارند.

ذخایر احتمالی به اون دسته اطلاق می شود که اکتشاف در اونها به پایان رسیده و به احتمال زیاد تحت شرایط فنی و اقتصادی فعلی قابلیت تولید را خواهند داشت.

ذخایر ممکن نیز ذخایری هستند که شناخت زمین شناسی برروی اونها صورت گرفته ومعمولاً در جنب ذخایر ثابت شده یا احتمالی برنامه دارند وارقام ارائه شده صرفاً تخمین های کارشناسان زمین شناسی نفت وگاز هست.

ذخایر گاز جهان در بیست سال گذشته از روند پایدار افزایشی برخوردار بوده هست.

کشف میدان های عظیم گازی مستقل در روسیه مانند اورنگری(Urengoy)، یامبرگ (Yamburg)و بواننکوسکوی(Bovanakovskoye) وهمچنین میدان عظیم گازی پارس جنوبی درایران.

به طور کلی ذخایر گاز جهان در پایان سال ۱۹۹۵ نسبت به سال ۱۹۷۵ به میزان ۱۲۱ % و نسبت به سال ۱۹۸۵، ۴۱ % افزایش نشان می دهد.

درسال های ۱۹۹۴و ۱۹۹۵ روند اکتشاف میدان های عظیم به انتها رسید و در نتیجه ذخایر گاز جهان اندکی روبه نقصان نهاد، هست.

یکی دیگر از علل کاهش ذخایر، افزایش روند تولید گاز در جهان می باشد.

چنانچه رشد ذخایر گاز در جهان به میزان ۳۰ % در ۱۰ سال آینده تصور نماییم، دراین صورت میزان ذخایر گاز جهان در حد ۱۸۰ تریلیون متر مکعب درسال ۲۰۰۵ خواهد بود که این افزایش درحقیقت ادامه روند گذشته لیکن با شتاب نسبتاً کمتری می باشد.

در مجموع، عمر ذخایر گاز جهان با نرخ تولید فعلی حدود ۶۵ سال برآورد می شود و درمقایسه با عمر ذخایر نفتی که حدود ۴۳ سال هست از وضعیت مطلوب تری برخوردار هست، بدین ترتیب قاره آمریکا با ۴/۸ تریلیون مترمکعب حدود ۱/۶ %، امریکای جنوبی و مرکزی با ذخایر ۷/۵ تریلیون مترمکعب حدود۱/۴ % قاره اروپا با ۵/۵ تریلیون متر مکعب ۴ % حجم ذخایر گاز جهانی را به خود اختصاص داده اند.

ظرفیت تولید گاز طبیعی تولید تجاری گاز طبیعی در جهان از آغاز دهه ۱۹۷۰ تا کنون دارای روند صعودی بوده هست.

مراکز عمده تولید این حامل انرژی، امریکای شمالی، مرکزی و جنوبی، اروپا، شوروی سابق، خاورمیانه، افریقا، آسیا و اقیانوسیه هستند.

سیستم های مختلف عرضه (خطوط لوله و تانکر) با توجه به پراکندگی جغرافیایی ذخایر گاز طبیعی، این ذخایر عمدتاً درمناطقی برنامه دارند که از بازارهای اصلی مصرف به دور هستند.انتقال گاز از مراکز تولید به مصرف شامل انتقال گاز در داخل کشور به صورت شبکه توزیع گاز و هم به صورت انتقال گاز با خطوط یا به طریق LNG برای صادرات به دیگر کشورها هست.

در سال ۱۹۹۵ حدود ۹/۲۹۵ میلیارد مترمکعب به صورت گاز طبیعی(NG) از طریق خط لوله و ۵/۹۲ مترمکعب به صورت گاز طبیعی مایع شده (LNG) مورد تجارت قرارگرفته هست.

آینده تجارت گاز مایع(L.N.G) منطقه جنوب شرقی آسیا و یا به طور مشخص کشورهای ژاپن، کره جنوبی و تایوان در حال حاضر بزرگترین مصرف نمايندگان و وارد نمايندگان این محصول به شمار می روند.

پیش بینی های انجام شده به منظور شناخت تقاضای آتی این محصول نشانگر رشد بالای تقاضای LNG در ۲۰ سال آینده در این ناحیه هست.

در یک سال گذشته فعالیت هایی که در زمینه توسعه ظرفیت های گاز مایع در جهان صورت گرفته بی سابقه بوده هست.

در این راستا مشخصاً از چهار پروژه نیجریه، قطر(Raslafftan) ترینیداد و عمان می توان نام برد برای اولین بار پروژه هایی با این وسعت در جهان در حال بررسی و اجرا هست این پروژه ها به منظور صادرات گاز مایع به بازارهای جدیدی مانند تایلند،چین و هند برنامه ریزی شده هست.

در حال حاضر ناحیه آسیایی اقیانوس آرام(Asia-Pacific) با در دست داشتن بیش از ۷۵ % تجارت جهانی LNG مهمترین ناحیه به لحاظ بررسی آینده این محصول هست.

به علاوه اینکه ساحل اقیانوس اطلس نیز با پروژه های نیجریه و ترینیداد فعال خواهند شد در حال حاضر LNG تنها ۶ % بازار گاز اروپا و کمتر از یک % بازار امریکا را به خود اختصاص داده، اما اخیراً فعالیت هایی از طرف خریداران برای توسعه شبکه های تولید، فرآورش و انتقال گاز مایع در اروپای جنوبی وتا حدودی امریکا برای تأمین امنیت عرضه سوخت های خود با هستفاده از گسترش ظرفیت عرضه نمايندگانی مانند نیجریه، ترینیداد و نزوئلا در این ناحیه و قطر و هسترالیا در ناحیه آسیایی صورت گرفته هست.

پیش بینی میزان عرضه وانتقال گاز طبیعی تا سال۲۰۲۰ بررسی بازارگاز طبیعی جهان در یک دوره بلند مدت (تا سال ۲۰۲۰) و در قالب هفت منطقه جغرافیایی با در نظر گرفتن مشخصه های اقلیمی، اقتصادی، سیاسی و ….

به تفصیل انجام گرفته هست.

این بررسی در دو سنایوری بالا و پایین انجام شده هست.

وجه تمایز دو سناریوی مورد نظر مفروضات ملحوظ شده در رابطه با پیش بینی بهای نفت به عنوان شاخص بیان نماينده قیمت انرژی در جهان هست.

تجربیات مربوط به نوسانات بهای نفت، بخصوص در مقاطعی از وقت که به عنوان نقاط عطف در جهان شناخته شده هست(شوکهای نفتی)نشان دهنده این واقعیت هست که تغییر در بهای نفت بر متغییرهایی مانند رشد اقتصادی، الگو و رشد مصرف انرژی، ساختار صنعت، چگونگی به کارگیری تسهیلات وتجهیزات مصرف نماينده انرژی با کارایی بالاتر، نرخ صرفه جویی در انرژی و ….

تأثیر مستقیم و قابل توجهی داشته هست، لذا باعنایت به چنین تجربیاتی، سناریوی مورد بررسی با در نظر گرفتن کلیه اثرات نامبرده در ساختار صنعت گاز در منطقه و در نتیجه جهان به بررسی پتانسیل عرضه گاز طبیعی می پردازد.

در سناریوی پایین پیش بینی پتانسیل عرضه، بهای نفت خام برپايه قیمت های ثابت سال ۱۹۹۲ معادل ۲۵-۱۵ دلار به ازای هر بشکه در سال ۲۰۰۰ و ۳۳-۲۳ دلار/ بشکه در سال ۲۰۲۰ در نظر گرفته شده هست.

بهای نفت در سناریوی بالا نیز به ترتیب ۳۰-۲۰ دلار/بشکه در سال۲۰۰۰ و ۵۰-۴۰ دلار/ بشکه در سال۲۰۲۰ مورد نظر خواهد بود.

متغیرهای تأثیر گذارنده برپتانسیل عرضه گاز طبیعی در جهان را به طور کلی می توان به دو دسته تقسیم کرد: یک دسته متغیرهایی که به طور عام در کلیه مناطق دارای اثر مشابهی به عرضه خواهند بود(مانند چگونگی رشد اقتصادی و …) دسته دیگر متغیرهایی هستند که تنها به لحاظ خاص اقلیمی، سیاسی و اقتصادی و … در هر منطقه به عرضه اون منطقه خاص تأثیر خواهند گذارد و وجود چنین متغیرهایی اگرچه جهت بهبود عرضه در اون مناطق خاص ضرورت خواهد داشت، لیکن برای سایر مناطق به عنوان یک شرط لازم(در مقطع مورد بررسی) مطرح نخواهند بود(مانند قوانین محدود نماينده محیطی، بهبود تکنولوژی حفاری واکتشاف و تولید منابع گاز و …) در این بررسی چگونگی تأثیر متغیرهای مؤثر برعرضه گاز طبیعی در مناطق مختلف با توجه به شرایط خاص هر منطقه به تفکیک مورد توجه و تجزیه و تحلیل برنامه گرفته هست.

مهمترین متغیرهای مورد نظر در این بررسی به شرح زیر هست: - شرایط آب و هوایی هر منطقه؛ - سیاست های حال و آینده انرژی هر منطقه در رابطه با چگونگی الگوی مصرف انرژی در دوره های مختلف ونیز سیاست جایگزینی انواع انرژیها به خصوص در بخش گاز طبیعی؛ - سیاست های صرفه جویی در مصرف انرژی (به خصوص گاز طبیعی)؛ - چگونگی امکانات توسعه انتقال و توزیع گاز طبیعی به مصرف نمايندگان نهایی، شبکه های توزیع و انتقال داخلی و … امکانات صادراتی؛ - چگونگی قراردادهای عرضه گاز طبیعی در وقت حال و آینده و با توجه به برنامه توسعه صادرات در هر منطقه؛ - % بستگی به صادرات گاز طبیعی؛ - حجم ذخایر گاز طبیعی در هر منطقه؛ - نرخ تهی شدن منابع داخلی گاز؛ - قوانین هر منطقه در رابطه با مسائل زیست محیطی؛ - بهبود تکنولوژی حفاری وتولید و اکتشاف گاز طبیعی؛ - چگونگی تأمین مالی طرح های بالادستی بخش گاز طبیعی؛ سناریو های مفروض دراین بررسی برای کلیه مناطق دنیا به هستثنای اروپای مرکزی و شرقی به کار رفته هست.

تولید گاز در شوروی سابق تا حد بسیار زیادی به چگونگی مسائل سیاسی در فدراتیو روسیه بستگی دارد، بنابراین تمایز بین سناریوهای عرضه بالا و پایین برای اروپای مرکزی و شرقی برپايه قیمت های بازار جهانی نفت خام نیست بلکه به دو مجموعه مفروضات در ارتباط با مناسبات اقتصادی و سیاسی در فدراتیو روسیه بستگی دارد.

پیش بینی میزان تقاضای گاز طبیعی در جهان تا سال ۲۰۲۰ تقاضای گاز طبیعی در بلند مدت در پیش بینی تقاضای گاز طبیعی در جهان در آینده فرض قیمت پايه ی ترین نکته در تعیین محدوده تقاضا هست.

همچنین پیش بینی میزان رشد مصرف انرژی که متأثر از رشد اقتصادی هست یکی دیگر از شرایط مؤثر به شمار می آید، در هر دوی این شرایط فرض قیمت نفت نکته مهمی در برآورد نهایی قیمت گاز به شمار می رود.

به طور کلی از مشخصات دو دهه قرن آتی، افزایش مصرف و نقش گاز مایع طبیعی هست و در کل میزان مصرف گاز در جهان در سال های ۱۹۹۵-۲۰۰۰ با رشد ۲/۲ % در سال های ۲۰۰۰-۲۰۰۵، ۳/۲ % در سال های ۲۰۰۰-۲۰۱۰ و ۲/۲ % و در سال های ۲۰۱۰-۲۰۲۰ بیش از ۲۵ % از تقاضای انرژی جهان توسط گاز تأمین خواهد شد.

و این در حالی هست که سهم نفت به ۳۵ % و زغال سنگ به ۲۷ % کاهش می یابد.

کشورهای عمده مصرف نماينده و گسترش هستفاده از گاز طبیعی (قوانین و مقررات زیست محیطی) - هستفاده از گاز طبیعی در جهت کاهش آلودگی محیط زیست - مالیات بر گاز طبیعی در سه منطقه عمده کشورهای ساوقت همکاری اقتصادی وتوسعه (OECD)؛ کشورهای واردنماينده نفت و گاز در ساوقتOECDمی خواهند قوانین و مقررات مالیاتی و غیرمالیاتی را طوری بنا نمايند که وابستگی اونها به نفت کمتر شود و هستفاده از گاز طبیعی را تا اندازه ای نسبت به نفت تشویق نمایند.

قوانین و مقررات غیرمالیاتی کشورهای OECDدر مورد گاز طبیعی کشورهای عضو ساوقت OECDکه سه بازار عمده مصرف گاز طبیعی را در برمی گیرند صرف نظر از مالیات زیادتر بر نفت و فرآورده های اون را غیرمستقیم باعث مصرف بیشتر گاز طبیعی می شود و قوانین و مقرراتی نیز دارند که به تشویق مصرف گاز به جای نفت کمک می کند و منابع وارداتی را متعددتر می سازد.

- اقدامات بین المللی برای جلوگیری از گرم شدن تدریجی جو کره زمین از جمله گسترش هستفاده از گاز طبیعی؛ در نهایت با تفاصیل زیاد، روند جهانی در هستفاده از حامل های انرژی، به سمت هستفاده از گاز طبیعی به دلایل فراوان فرموده شده هست و این مطلب با افزایش ۲۵ % مصرف اون در میان کل سوخت ها نمایان گر هست
تحقق هدف های سه گانه تامین گسترده تر گاز در مصارف انرژی داخلی، اجرای طرح های صیانتی تزریق گاز در میدان های نفتی و عهده دار شدن نقش و سهم منطقی در بازارهای صادراتی گاز مستلزم برنامه ریزی های بلندمدت و مطالعات جامع هست که بتواند جهت گیری های توسعه منابع گازی و بهره برداری مؤثر از ذخایر ارزشمند گاز کشور را تبیین نماید.
پروژه مطالعات جامع گاز کشور با بهره گیری ازاطلاعات مربوط به عملکرد صنعت گاز کشور در بیست سال گذشته وبرپايه طراحی وتدوین مدل های ریاضی به طرح چشم اندازی از آینده پرداخته هست ودر قالب اون عرضه وتقاضای حامل های مختلف انرژی وسهم هریک از اونها دربخش های مختلف خانگی- تجاری، صنعت، کشاورزی وحمل ونقل در افق بیست سال آینده ارائه شده هست.
توسعه منابع گازی کشور و تبدیل ذخایر گازی به منابع قابل بهره برداری و دردسترس با کمیات پیش بینی شده مستلزم سرمایه گذاری عظیم در این بخش وتحول بنیادی تکنولوژیک اون هست و ازهمین روی گسترش و تعمیق همکاری های بین المللی منطقه ای از جمله شرایط پايه ی توفیق در اجرای برنامه های طراحی شده و دگرگونی در مبانی فنی تولید و جلب سرمایه در بخش انرژی به طور عام وبخش گاز به طور خاص هست.

چنین فرآیندی ناگزیر مستلزم بازآرایی صنعت نفت وگاز کشور وانطباق اون با شرایط جدید فنی، اقتصادی وتجاری در سطح بین المللی هست.

مصرف سرانه گاز طبیعی در دو دهه گذشته با نوساناتی توأم بوده هست و در دوقطب بزرگ مصرفی جهان یعنی آمریکای شمالی وشوری سابق در جهت عکس یکدیگر حرکت کرده هست.

مصرف سرانه آمریکای شمالی در دهه های ۷۰ و۸۰ با کاهش توأم بود.

درصورتی که مصرف شوری سابق افزایش داشته هست.

این روند با فروپاشی اتحاد شوروی معکوس شده هست.

دراین دو دهه مصرف سرانه جهانی از رشد پیوسته ای برخوردار بود ودرسال ۱۹۹۰ به حدود ۳۰/۰ تن معادل نفت بالغ گردید وبعد ازاون با یک روند کاهش(محدود)روبه رو شد.

پراکندگی و عمر ذخایر گاز طبیعی در جهان حجم ذخایر تثبیت شده گاز طبیعی درجهان در سه دهه اخیر تقریباً ۳ برابرشده هست و بررسی عمر ذخایر جهانی گاز دراین دوره حاکی از افزایش عمر این ذخایر هست.

پراکندگی جغرافیایی ذخایر عبارتند از: شوروی سابق با میزان ذخایر تثبیت شده ۵۶ تریلیون مترمکعب با حدود ۴۰ % میزان ذخایر جهان، خاورمیانه با میزان ذخیره ای ۲/۴۵ تریلیون متر مکعب با حدود ۴/۳۲ % حجمی گاز جهان، خاورمیانه با میزان ذخیره ای ۲/۴۵ تریلیون مترمکعب با حدود۴/۳۲ % حجمی گاز جهان، آسیا و اقیانوسیه، با حجم ذخایر ۵/۹ تریلیون مترمکعب با حدود۷/۶ % میزان جهانی گاز، قاره آفریقا با ۴/۹ تریلیون مترمکعب با حدود ۷/۶ % حجم جهانی ذخایر گاز الجزایر، هند ونروژ سایر میدان های عظیم را دراختیار دارند.

پتانسیل تولید و عرضه گاز طبیعی در جهان تولید و عرضه گاز طبیعی در دهه گذشته در مقایسه با سایر حامل های انرژی مخصوصاً درمناطق خاورمیانه آفریقا، آمریکای مرکزی از ا فزایش قابل توجه ای برخوردار بوده هست، به طور کلی میزان تولید این نواحی در این دوره حدود ۱۰۰ % رشد داشته لکن این میزان تولید با در نظر گرفتن ذخایر عظیم گازی مناطق فوق که دارای عمر متوسط بیش از ۱۰۰(صد) سال هستند هنوز بسیار ناچیز بوده که نشان دهنده توان بالقوه ای هست که در صورت به فعل درآمدن قادر به تامین مصارف بلند مدت انرژی جهانی خواهد بود.

از جمله نکات مهم در ارتباط با ذخایر گازی، تمرکز بیش از ۷۰ % این منابع در دومنطقه خاورمیانه وشوروی سابق(FSV) با ذخایر معادل ۱۰۰ تریلیون مترمکعب هست که از دیدگاه برنامه ریزی آتی انرژی جهانی بسیار حائز اهمیت هست.

رشد مصرف گاز در مقایسه با سایر حامل های انرژی و همچنین تجارت جهانی اون چه به طریق خط لوله(گاز طبیعی=NG) ویا حمل با کشتی (LNG) در دهه اخیر قابل بررسی هست.

رشد تقاضای گاز در کشورهای جهان که تا پایان دهه ۸۰ با نرخ فزاینده ای ادامه داشت با کاهش مصرف شوروی سابق به دلیل مسائل مرتبط با فروپاشی نظام حاکم براون سیر نزولی پیدا کرده تاکنون نیز باشتاب کاهنده ای ادامه دارد که این روند به مرور بر طرف خواهدشد.

میزان مطلق مصرف گازطبیعی در دهه گذشته همیشه صعودی بوده هست.

عمرذخایرگاز به میزان ۲۲ سال(۵۰ %) بیشتر از عمر ذخایر نفتی هست؛ ازاین رو جهان جهت تامین نیازهای آتی انرژی خود بیشتر از نفت می تواند برروی گاز تکیه داشته باشد.

میزان ذخایر گاز طبیعی شوروی سابق ۴۰ % کل ذخایر جهان هست که روسیه به تنهایی ۵/۳۴ % از ذخایر جهان را داراست و خاورمیانه ۴/۳۲ % یعنی تقریباً یک سوم ذخایر گاز جهان را دراختیار دارد که سهم ایران به تنهایی ۱۵ % هست، دو منطقه در جهان یعنی شوروی سابق (روسیه، ترکمنستان، قزاقستان و ازبکستان) و خاورمیانه (ایران، قطر، امارات عربی متحد، عراق، کویت و حجاز) جمعاً حدود ۷۵ % از ذخایر را دراختیار دارند، این ارقام به تنهایی گویای اهمیت هستراتژیک ایران از لحاظ منابع گازجهان هست زیرا علاوه براین که ایران دومین کشور عمده جهان از لحاظ میزان ذخایر هست، در عین حال بین دو قطب مهم گازی جهان برنامه دارد واین مطلب بر اهمیت هستراتژیک کشور می افزاید.


عمر ذخایر گاز ایران با روند تولید فعلی بیش از ۲۰۰ سال برآورد می شود که این امرمسئله صادرات گاز را مورد توجه برنامه می دهد ونیز با انجام اکتشاف های جدید احتمالاً برمیزان این ذخایر ثابت شده در سال های آینده اضافه کرده، خواهد شد.

که نیاز به برنامه ریزی درازمدت دارد.

ده میدان عظیم گازی جهان به ترتیب بزرگی عبارتند از: میدان گاز گنبد شمالی(پارس جنوبی)که عظیم ترین میدان گاز جهان هست و روسیه پنج میدان در اختیار دارد.

ایران نیز؛ در با اختیار داشتن پارس شمالی و جنوبی دو میدان عظیم جهان را داراست، قطر(مشترک با ایران).


ذخایر گاز طبیعی در جهان

به طور کلی ذخایر گاز نیز همچون ذخایر نفتی به سه دسته تقسیم می شوند: ذخایر ثابت شده (Proved Reserves)، ذخایر احتمالی(Probable) وذخایر ممکن (Possible).

ذخایر ثابت شده اون دسته از ذخایری هستند که اکتشاف دراونها به پایان رسیده ودر حال حاضر در مرحله تولید ویا توسعه برنامه دارند.

ذخایر احتمالی به اون دسته اطلاق می شود که اکتشاف در اونها به پایان رسیده و به احتمال زیاد تحت شرایط فنی و اقتصادی فعلی قابلیت تولید را خواهند داشت.

ذخایر ممکن نیز ذخایری هستند که شناخت زمین شناسی برروی اونها صورت گرفته ومعمولاً در جنب ذخایر ثابت شده یا احتمالی برنامه دارند وارقام ارائه شده صرفاً تخمین های کارشناسان زمین شناسی نفت وگاز هست.

ذخایر گاز جهان در بیست سال گذشته از روند پایدار افزایشی برخوردار بوده هست.

کشف میدان های عظیم گازی مستقل در روسیه مانند اورنگری(Urengoy)، یامبرگ (Yamburg)و بواننکوسکوی(Bovanakovskoye) وهمچنین میدان عظیم گازی پارس جنوبی درایران.

به طور کلی ذخایر گاز جهان در پایان سال ۱۹۹۵ نسبت به سال ۱۹۷۵ به میزان ۱۲۱ % و نسبت به سال ۱۹۸۵، ۴۱ % افزایش نشان می دهد.

درسال های ۱۹۹۴و ۱۹۹۵ روند اکتشاف میدان های عظیم به انتها رسید و در نتیجه ذخایر گاز جهان اندکی روبه نقصان نهاد، هست.

یکی دیگر از علل کاهش ذخایر، افزایش روند تولید گاز در جهان می باشد.

چنانچه رشد ذخایر گاز در جهان به میزان ۳۰ % در ۱۰ سال آینده تصور نماییم، دراین صورت میزان ذخایر گاز جهان در حد ۱۸۰ تریلیون متر مکعب درسال ۲۰۰۵ خواهد بود که این افزایش درحقیقت ادامه روند گذشته لیکن با شتاب نسبتاً کمتری می باشد.
در مجموع، عمر ذخایر گاز جهان با نرخ تولید فعلی حدود ۶۵ سال برآورد می شود و درمقایسه با عمر ذخایر نفتی که حدود ۴۳ سال هست از وضعیت مطلوب تری برخوردار هست، بدین ترتیب قاره آمریکا با ۴/۸ تریلیون مترمکعب حدود ۱/۶ %، امریکای جنوبی و مرکزی با ذخایر ۷/۵ تریلیون مترمکعب حدود۱/۴ % قاره اروپا با ۵/۵ تریلیون متر مکعب ۴ % حجم ذخایر گاز جهانی را به خود اختصاص داده اند.

ظرفیت تولید گاز طبیعی

تولید تجاری گاز طبیعی در جهان از آغاز دهه ۱۹۷۰ تا کنون دارای روند صعودی بوده هست.

مراکز عمده تولید این حامل انرژی، امریکای شمالی، مرکزی و جنوبی، اروپا، شوروی سابق، خاورمیانه، افریقا، آسیا و اقیانوسیه هستند.

سیستم های مختلف عرضه (خطوط لوله و تانکر) با توجه به پراکندگی جغرافیایی ذخایر گاز طبیعی، این ذخایر عمدتاً درمناطقی برنامه دارند که از بازارهای اصلی مصرف به دور هستند.انتقال گاز از مراکز تولید به مصرف شامل انتقال گاز در داخل کشور به صورت شبکه توزیع گاز و هم به صورت انتقال گاز با خطوط یا به طریق LNG برای صادرات به دیگر کشورها هست.
در سال ۱۹۹۵ حدود ۹/۲۹۵ میلیارد مترمکعب به صورت گاز طبیعی(NG) از طریق خط لوله و ۵/۹۲ مترمکعب به صورت گاز طبیعی مایع شده (LNG) مورد تجارت قرارگرفته هست.

آینده تجارت گاز مایع(L.N.G)

منطقه جنوب شرقی آسیا و یا به طور مشخص کشورهای ژاپن، کره جنوبی و تایوان در حال حاضر بزرگترین مصرف نمايندگان و وارد نمايندگان این محصول به شمار می روند.

پیش بینی های انجام شده به منظور شناخت تقاضای آتی این محصول نشانگر رشد بالای تقاضای LNG در ۲۰ سال آینده در این ناحیه هست.

در یک سال گذشته فعالیت هایی که در زمینه توسعه ظرفیت های گاز مایع در جهان صورت گرفته بی سابقه بوده هست.

در این راستا مشخصاً از چهار پروژه نیجریه، قطر(Raslafftan) ترینیداد و عمان می توان نام برد برای اولین بار پروژه هایی با این وسعت در جهان در حال بررسی و اجرا هست این پروژه ها به هدف صادرات گاز مایع به بازارهای جدیدی مانند تایلند،چین و هند برنامه ریزی شده هست.

در حال حاضر ناحیه آسیایی اقیانوس آرام(Asia-Pacific) با در دست داشتن بیش از ۷۵ % تجارت جهانی LNG مهمترین ناحیه به لحاظ بررسی آینده این محصول هست.

به علاوه اینکه ساحل اقیانوس اطلس نیز با پروژه های نیجریه و ترینیداد فعال خواهند شد در حال حاضر LNG تنها ۶ % بازار گاز اروپا و کمتر از یک % بازار امریکا را به خود اختصاص داده، اما اخیراً فعالیت هایی از طرف خریداران برای توسعه شبکه های تولید، فرآورش و انتقال گاز مایع در اروپای جنوبی وتا حدودی امریکا برای تأمین امنیت عرضه سوخت های خود با هستفاده از گسترش ظرفیت عرضه نمايندگانی مانند نیجریه، ترینیداد و نزوئلا در این ناحیه و قطر و هسترالیا در ناحیه آسیایی صورت گرفته هست.

پیش بینی میزان عرضه وانتقال گاز طبیعی تا سال۲۰۲۰

بررسی بازارگاز طبیعی جهان در یک دوره بلند مدت (تا سال ۲۰۲۰) و در قالب هفت منطقه جغرافیایی با در نظر گرفتن مشخصه های اقلیمی، اقتصادی، سیاسی و ….

به تفصیل انجام گرفته هست.

این بررسی در دو سنایوری بالا و پایین انجام شده هست.

وجه تمایز دو سناریوی مورد نظر مفروضات ملحوظ شده در رابطه با پیش بینی بهای نفت به عنوان شاخص بیان نماينده قیمت انرژی در جهان هست.

تجربیات مربوط به نوسانات بهای نفت، بخصوص در مقاطعی از وقت که به عنوان نقاط عطف در جهان شناخته شده هست(شوکهای نفتی)نشان دهنده این واقعیت هست که تغییر در بهای نفت بر متغییرهایی مانند رشد اقتصادی، الگو و رشد مصرف انرژی، ساختار صنعت، چگونگی به کارگیری تسهیلات وتجهیزات مصرف نماينده انرژی با کارایی بالاتر، نرخ صرفه جویی در انرژی و ….

تأثیر مستقیم و قابل توجهی داشته هست، لذا باعنایت به چنین تجربیاتی، سناریوی مورد بررسی با در نظر گرفتن کلیه اثرات نامبرده در ساختار صنعت گاز در منطقه و در نتیجه جهان به بررسی پتانسیل عرضه گاز طبیعی می پردازد.

در سناریوی پایین پیش بینی پتانسیل عرضه، بهای نفت خام برپايه قیمت های ثابت سال ۱۹۹۲ معادل ۲۵-۱۵ دلار به ازای هر بشکه در سال ۲۰۰۰ و ۳۳-۲۳ دلار/ بشکه در سال ۲۰۲۰ در نظر گرفته شده هست.

بهای نفت در سناریوی بالا نیز به ترتیب ۳۰-۲۰ دلار/بشکه در سال۲۰۰۰ و ۵۰-۴۰ دلار/ بشکه در سال۲۰۲۰ مورد نظر خواهد بود.

متغیرهای تأثیر گذارنده برپتانسیل عرضه گاز طبیعی در جهان را به طور کلی می توان به دو دسته تقسیم کرد: یک دسته متغیرهایی که به طور عام در کلیه مناطق دارای اثر مشابهی به عرضه خواهند بود(مانند چگونگی رشد اقتصادی و …) دسته دیگر متغیرهایی هستند که تنها به لحاظ خاص اقلیمی، سیاسی و اقتصادی و … در هر منطقه به عرضه اون منطقه خاص تأثیر خواهند گذارد و وجود چنین متغیرهایی اگرچه جهت بهبود عرضه در اون مناطق خاص ضرورت خواهد داشت، لیکن برای سایر مناطق به عنوان یک شرط لازم(در مقطع مورد بررسی) مطرح نخواهند بود(مانند قوانین محدود نماينده محیطی، بهبود تکنولوژی حفاری واکتشاف و تولید منابع گاز و …) در این بررسی چگونگی تأثیر متغیرهای مؤثر برعرضه گاز طبیعی در مناطق مختلف با توجه به شرایط خاص هر منطقه به تفکیک مورد توجه و تجزیه و تحلیل برنامه گرفته هست.

مهمترین متغیرهای مورد نظر در این بررسی به شرح زیر هست:


- شرایط آب و هوایی هر منطقه؛

- سیاست های حال و آینده انرژی هر منطقه در رابطه با چگونگی الگوی مصرف انرژی در دوره های مختلف ونیز سیاست جایگزینی انواع انرژیها به خصوص در بخش گاز طبیعی؛
- سیاست های صرفه جویی در مصرف انرژی (به خصوص گاز طبیعی)؛
- چگونگی امکانات توسعه انتقال و توزیع گاز طبیعی به مصرف نمايندگان نهایی، شبکه های توزیع و انتقال داخلی و … امکانات صادراتی؛
- چگونگی قراردادهای عرضه گاز طبیعی در وقت حال و آینده و با توجه به برنامه توسعه صادرات در هر منطقه؛
- % بستگی به صادرات گاز طبیعی؛
- حجم ذخایر گاز طبیعی در هر منطقه؛
- نرخ تهی شدن منابع داخلی گاز؛
- قوانین هر منطقه در رابطه با مسائل زیست محیطی؛
- بهبود تکنولوژی حفاری وتولید و اکتشاف گاز طبیعی؛
- چگونگی تأمین مالی طرح های بالادستی بخش گاز طبیعی؛

سناریو های مفروض دراین بررسی برای کلیه مناطق دنیا به هستثنای اروپای مرکزی و شرقی به کار رفته هست.

تولید گاز در شوروی سابق تا حد بسیار زیادی به چگونگی مسائل سیاسی در فدراتیو روسیه بستگی دارد، بنابراین تمایز بین سناریوهای عرضه بالا و پایین برای اروپای مرکزی و شرقی برپايه قیمت های بازار جهانی نفت خام نیست بلکه به دو مجموعه مفروضات در ارتباط با مناسبات اقتصادی و سیاسی در فدراتیو روسیه بستگی دارد.


پیش بینی میزان تقاضای گاز طبیعی در جهان تا سال ۲۰۲۰

تقاضای گاز طبیعی در بلند مدت
در پیش بینی تقاضای گاز طبیعی در جهان در آینده فرض قیمت پايه ی ترین نکته در تعیین محدوده تقاضا هست.

همچنین پیش بینی میزان رشد مصرف انرژی که متأثر از رشد اقتصادی هست یکی دیگر از شرایط مؤثر به شمار می آید، در هر دوی این شرایط فرض قیمت نفت نکته مهمی در برآورد نهایی قیمت گاز به شمار می رود.

به طور کلی از مشخصات دو دهه قرن آتی، افزایش مصرف و نقش گاز مایع طبیعی هست و در کل میزان مصرف گاز در جهان در سال های ۱۹۹۵-۲۰۰۰ با رشد ۲/۲ % در سال های ۲۰۰۰-۲۰۰۵، ۳/۲ % در سال های ۲۰۰۰-۲۰۱۰ و ۲/۲ % و در سال های ۲۰۱۰-۲۰۲۰ بیش از ۲۵ % از تقاضای انرژی جهان توسط گاز تأمین خواهد شد.

و این در حالی هست که سهم نفت به ۳۵ % و زغال سنگ به ۲۷ % کاهش می یابد.

کشورهای عمده مصرف نماينده و گسترش هستفاده از گاز طبیعی (قوانین و مقررات زیست محیطی) - هستفاده از گاز طبیعی در جهت کاهش آلودگی محیط زیست - مالیات بر گاز طبیعی در سه منطقه عمده کشورهای ساوقت همکاری اقتصادی وتوسعه (OECD)؛ کشورهای واردنماينده نفت و گاز در ساوقتOECDمی خواهند قوانین و مقررات مالیاتی و غیرمالیاتی را طوری بنا نمايند که وابستگی اونها به نفت کمتر شود و هستفاده از گاز طبیعی را تا اندازه ای نسبت به نفت تشویق نمایند.

قوانین و مقررات غیرمالیاتی کشورهای OECDدر مورد گاز طبیعی کشورهای عضو ساوقت OECDکه سه بازار عمده مصرف گاز طبیعی را در برمی گیرند صرف نظر از مالیات زیادتر بر نفت و فرآورده های اون را غیرمستقیم باعث مصرف بیشتر گاز طبیعی می شود و قوانین و مقرراتی نیز دارند که به تشویق مصرف گاز به جای نفت کمک می کند و منابع وارداتی را متعددتر می سازد.

- اقدامات بین المللی برای جلوگیری از گرم شدن تدریجی جو کره زمین از جمله گسترش هستفاده از گاز طبیعی؛ در نهایت با تفاصیل زیاد، روند جهانی در هستفاده از حامل های انرژی، به سمت هستفاده از گاز طبیعی به دلایل فراوان فرموده شده هست و این مطلب با افزایش ۲۵ % مصرف اون در میان کل سوخت ها نمایان گر هست.

منبع:وبسایت عسلویه



5:

پالایشگاه گاز ایلام




پالایشگاه گاز ایلام (Ilam Gas Treating Co)، به منظور تامین گاز مصرفی هستان ایلام واستانهای غربی کشور و همچنین تامین خوراک پتروشیمی ایلام و تقویت فشار گاز غرب کشور وبه منظور شیرین سازی گاز میدان تنگ بیجار در ۲۵ کیلومتری شمال غرب بخش چوار احداث گردیده هست.

کار احداث و عملیات از خرداد ۱۳۸۰ آغاز و در پاییز سال ۱۳۸۶ مراحل راه اندازی اولیه اون صورت پذیرفت.

پالایشگاه گاز ایلام در ۲۵ کیلومتری شمال غرب شهرستان ایلام و ۱۲ کیلومتری بخش چوار احداث شدهاست.

ساخت این پالایشگاه در دو فاز تعریف شدهاست که در فاز نخست ۶ میلیون و ۸۰۰ هزار متر مکعب گاز ترش وارد پالایشگاه و پس از شیرین سازی، ۵ میلیون و ۸۰۰ هزار متر مکعب اون به خطوط انتقال گاز تزریق میشود.

این پالایشگاه درفاز دوم نیز دریافت نماينده افزون بر ۱۰ میلیون متر مکعب گاز ترش خواهد بود.

پالایشگاه گاز ایلام که بخش اجرایی اون از سال ۸۳ آغاز شده و پس از گذشت سه سال در مرحله بهرهبرداری برنامه گرفتهاست، گاز مورد نیاز برای پالایش را از میدان گازی تنگه بیجار دریافت مینماید.

با بهره برداری از این پالایشگاه، شهرهایی مانند ایلام، چوار و ایوان نیز از گاز طبیعی به عنوان سوخت پاک بهره مند خواهند شد.

اتان با ظرفیت تولید روزانه ۳۷۰ هزارمتر مکعب، +C3 با تولید روزانه بیش از یک هزار و۳۰۰ متر مکعب، میعانات گازی با ظرفیت روزانه ۱۲۰۰ مترمکعب و گوگرد نیز با ظرفیت تولید ۳۴۰ تن در روز، دیگر محصولات این پالایشگاه در فاز نخست خواهند بود و در فاز دوم، همه محصولات، نصف تولید فاز نخست خواهند بود.



6:

سرگذشت نفت ايران

از فوران اولين چاه تا پيروزي انقلاب اسلامي


روز پنجم خرداد 1287 براي اولين بار در ايران، در مسجد سليمان*، نفت كشف شد.

اين كشف در پي واگذاري امتياز هستخراج و بهره*برداري از نفت به «ايشانليام نكس دارسي*» انگليسي انجام شد.

شركت تحت فرمان «ايشانليام دارسي*» پس از 5 سال جستجو از چاهي در مسجد سليمان از شهرهاي هستان خوزستان، نفت كشف كرد.

نايشانسنده انگليسي كتاب « Oil Persian» در اين باره مي*نايشانسد:
«… روز 26 ماه مه سال 1908 [5 خرداد سال 1287] كه عمليات چاه*كني به عمق 1180 پا رسيده بود، نفت فوران كرد و متجاوز از 50 پا از دستگاه حفاري بالا زد.

به اين ترتيب صنعتي آغاز شد كه طي دو جنگ*، نيرايشان دريايي انگلستان را نجات داد ولي براي ايرانيان زحمتي ايجاد كرد كه از مجموع مزاحمتهاي سياسي دولتهاي بزرگ بيشتر بود.»1
نفت ايران از جمله ثروتهايي هست كه به سان ساير منابع اقتصادي كشور در دوره حاكميت قاجار و پهلايشان به تاراج رفت.


در دوره حاكميت اين دو خاندان چهار امتياز مهم نفتي به بيگانگان اعطاء شده هست:2

1ـ امتياز نفت به «دارسي*» انگليسي*، 1901 م.


2ـ امتياز نفت شمال به شركت «استاندارد اايشانل*» امريكائي، 1921 م، بعدها لغو شد.


3ـ امتياز نفت شمال به كمپاني «سينگلر» امريكا، 1923 م، بعدها لغو شد.


4ـ تجديدنظر در قرارداد «دارسي*» و اعطاي امتياز جديد نفت به انگليسي*ها، 1933 م ،در پي نهضت ملي شدن صنعت نفت لغو شد.
انگليسي*ها در غارت منابع نفتي ايران پيشتاز ساير قدرتهاي هستعماري معاصر بودند.




امتياز «دارسي*» چه بود؟
روز هفتم خرداد 1280/ 28 مه 1901، براي اولينبار امتياز هستخراج، بهره*برداري و لوله*كشي نفت و قير در سراسر ايران (به جز پنج هستان آذربايجان*، گيلان*، مازندران*، گرگان و خراسان*) به مدت 60 سال به «ايشانليام نكس دارسي*» واگذار شد.3 «دارسي*» در دوره حكومت مظفرالدين شاه قاجار اين امتياز مهم را گرفت و متعهد شد طي دو سال شركت يا شركتهايي را براي بهره*برداري از امتياز، تاسيس كرده و از عوايد حاصله 16 % به عنوان حق*الامتياز و 20 هزار ليره نيز نقداً به عنوان سهم ايران، به دولت بپردازد.

اين قرارداد 5 سال قبل از مشروطيت منعقد شد.

مجلس اول پس از مشروطه نيز پس از بحث*هاي مفصل درباره قرارداد «دارسي*»، اون را نه رد كرد و نه تصايشانب.


اين عدم تصميم، خود نگراني دارنده امتياز را در پي داشت.

اين* قراردادها، ماهيت پيمان را نداشتند، بلكه امتيازاتي بودند كه از سايشان شاه و معمولاً به ازا وامهاي دريافتي*، به خارجيان واگذار مي*شدند.

پيش از مظفرالدين شاه نيز، ناصرالدين شاه قاجار امتيازات متعددي به خارجيان به ايشانژه انگليسي*ها واگذار كرد.

در قرارداد «دارسي*»، در تمام مدت صاحب امتياز از پرداخت ماليات*، عوارض و حقوق گمركي براي كليه اراضي*، ماشين*آلات*، وسايل و مواد لازمي كه وارد مي*كرد و جميع محمولات نفتي كه صادر مي*كرد، معاف بود.

«ايشانليام دارسي*» طبق وعده خود به فاصله دو سال پس از اخذ امتياز، شركتي را با هدف تلاش براي يافتن نفت ايران تاسيس كرد و اين شركت در 1287 ش در مسجد سليمان موفق به هستخراج نفت شد.


دستيابي به نفت ايران براي انگليسي*ها، يك جهش بزرگ در نظام اقتصادي كشورشان بود.

به فرموده يكي از نايشانسندگان انگليسي، نفت ايران مانند خون در رگ اقتصاد بريتانيا بود.

«پرونال لندن*» ( London Pronol) مورخ معروف انگليسي در 1914 م ـ سال شروع جنگ اول جهاني ـ دربارة نفت ايران مي*نايشانسد:
«مايع سياهي كه راه خود را در فاصله 145 مايلي جزيره آبادان در ظلمت معادن پيدا مي*كند، يك روز ثابت خواهد كرد كه خون لازم براي وجود ما خواهد بود.»4
چرچيل نيز در مجلس عوام انگليس در رابطه با اهميت نفت ايران براي انگلستان فرمود*:
«از مدتي پيش دولت انگلستان براي كسب منابع نفتي ايران از لحاظ حفظ اداره هندوستان و عظمت امپراطوري بريتانيا فعاليتهاي سياسي نموده و مخصوصاً مواظب بوده هست كه كمپانيهاي خارجي سهام شركت نفت را خريداري نكنند.»5
ايشان در جاي ديگر با تاكيد بر اين كه سياست نفت*، يك سياست جديد هست مي*گايشاند: «ما مي*بايستي مالكيت نفت يا حداقل كنترل مواد نفتي را كه براي حيات انگلستان لازم هست، به هر قيمتي كه شده بدست آوريم*.»
در حقيقت*، اعمال نفوذ دائمي بر دولتهاي قاجار، به قدرت رساندن رضاخان و يا اشغال خاك ايران*، رايشاندادهايي هست كه انگليسي*ها در همه اونها يك هدف مشترك را دنبال مي*كردند و اون حفظ منابع نفتي ايران بود.


«ايشانليام دارسي*» با كشف نفت در جنوب ايران به ابزاري براي بربرنامه كردن نيم قرن سلطه دولت و شركتهاي انگليسي بر منابع نفتي اين كشور تبديل شد.

به همين دليل بلافاصله پس از فوران چاه نفت در مسجد سليمان*، دولت انگليس يكه*تاز ميدان شد و با تأسيس شركت نفت ايران و انگليس بر حوزه*هاي نفت*خيز كشور خيمه زد.



7:

تاسيس شركت نفت ايران و انگليس*

دولت انگلستان كه از ابتدا كليه اقدامات «دارسي*» را تحت نظر داشت*، به دنبال دستيابي ايشان به نفت*، بر «امتياز دارسي*» پنجه افكند و در 1288 ش ـ يك سال پس از فوران چاه نفت* ـ شركت نفت ايران و انگليس را با هدف به دست گرفتن هستخراج*، پالايش و صدور نفت تأسيس كرد.

اين شركت با سرمايه دو ميليون ليره تاسيس شد و صدور نفت از 1292 ش / 1913 م ـ يكسال پيش از وقوع جنگ جهاني اول ـ آغاز شد.

سال بعد، به لحاظ اهميت روزافزون نفت براي تأمين سوخت نيرايشان دريايي انگليس، اين كشور 56 % از سهام شركت را خريد و دو نفر نماينده با اختيارات كامل و با حق «وتو» نسبت به تصميمات شركت*، در هيأت مديره اون منصوب كرد.

به اين ترتيب امتياز «دارسي*» عملاً به دولت انگلستان منتقل شد، ضمناً اين دولت قراردادي براي تحايشانل سوخت به قيمت بسيار اندك و به مدت طولاني به نيرايشان دريايي خود، با شركت منعقد ساخت.

كتاب « Oil Persian» تصايشانر روشني از ماهيت شركت نفت ايران و انگليس ارايه مي*كند: «شركت نفت انگليس وايران تجسم و خلاصه*اي از دخالت بيگانگان بود.

اين مؤسسه يكي از بزرگترين منابع ثروت ايران را در اختيار داشت و از اون بهره*برداري مي*كرد و در ازاي ميليونها پوند كه از كشور مي*برد مبلغ ناچيزي به دولت مي*داد، با چنان هستقلالي رفتار مي*كرد كه دولت ايران مشابه اين رفتار را از هيچ رئيس ايل و قبيله*اي، هر قدر هم مقتدر بود تحمل نمي*نمود.

در طرز رفتار با ايرانيان از عالي و داني چنان نخوتي نشان مي*داد كه براي نژادي كه بيش از هر وقت به عظمت گذشته خود فخر مي*كرد و به آينده درخشان خود اعتماد داشت، قابل تحمل نبود.»6

متمم قرارداد «دارسي*»
روز هفتم خرداد 1312 /28 مه 1933، يكي از مهمترين قراردادهاي هستعماري ميان دولت رضاخان و كمپاني*هاي نفتي انگليسي به امضا رسيد.

به موجب اين قرارداد كه «متمم قرارداد ايشانليام دارسي*» لقب گرفته بود، انگلستان اجازه مي*يافت تا سال 1372 ش، از منابع نفتي ايران بهره*برداري كند.

اين امتياز در واقعياتي به انگليسي*ها واگذار شد كه تنها هفت سال از سلطنت رضاخان مي*گذشت*.

قرارداد 1312 در 26 ماده در دوره نهم مجلس شوراي ملي به تصايشانب رسيد.

پس از اون رضاخان دستور داد ديگر نه از نفت و نه از قرارداد هيچ* بحثي در محافل دولتي و غيردولتي به ميان نيايد، در مطبوعات منعكس نشود و در دوره*هاي بعدي مجلس نيز مورد بحث نمايندگان برنامه نگيرد.

به موجب اين قرارداد هستعماري*، انگليسي*ها براي هرتن نفت 4 شلينگ به ايران پرداخت مي*كردند و مبلغي هم از منافع خالص صاحبان سهام به ايران مي*دادند.

كمپاني انگليسي طرف قرارداد نه تنها از پرداخت هرگونه ماليات و عوارض معاف بود بلكه هيچگاه دفاتر محاسبات خود را به دولت ارايه نمي*داد و اون را «سري*» مي*دانست*.

در نتيجه دولت ايران كه مالك نفت و سهيم در درآمد كمپاني بود، چشم بسته ناگزير بود حرف شركاي غارتگر انگليسي خود را بپذيرد.

اين كمپاني هيچگاه قدمي در جهت آموزش حرفه*اي كاركنان و كارگران ايراني برنمي*داشت*.


تفاوت قرارداد 1312، با قرارداد «ايشانليام دارسي*» در اين بود كه در قرارداد «دارسي*» كليه اموال و امكانات شركتي كه به منظور بهره*برداري از امتياز تاسيس مي*شد به دولت ايران تعلق داشت، ولي در قرارداد 1312 همه اين دارايي*ها متعلق به انگليسي*ها بود.

اين قرارداد كه از خيانتهاي سرسلسله دودمان پهلايشان به شمار مي*رود، تا 20 سال پس از انعقاد دوام داشت و تنها در كشاكش رايشاندادهاي نهضت ملي شدن صنعت نفت از اعتبار ساقط شد.


يكي از دلايل زمينه*ساز شكل*گيري نهضت ملي شدن صنعت نفت و «خلع*يد انگليس*» از منابع اقتصادي كشور، تلاشي بود كه شاه براي تحكيم معاهده 1312 به عمل آورد.

روز 26 تير1328 ، پيماني بين وزير دارايي دولت وقت ايران ـ عباسقلي گلشائيان ـ و نماينده كمپاني نفتي انگليس ـ «گس*» ـ به امضأ رسيد كه به معاهده «گس ـ گلشائيان*» معروف شد.

اين پيمان نه در مجلس پانزدهم و نه در مجلس شانزدهم*، به تصايشانب نرسيد و زمينه*ساز شكل*گيري نهضت ملي شدن صنعت نفت شد.

اين معاهده قراردادي الحاقي به پيمان 1312 بود.

به موجب اين معاهده، ايران در مقابل فروش هر تن نفت به جاي 4 شلينگ قبلي 6 شلينگ دريافت مي*كرد.

فروش نفت در داخل ايران نيز 25 % ارزان*تر از فروش اون در خارج از كشور تعيين شد.

ضمناً شركت نفت ايران و انگليس موظف بود مبلغ 5 ميليون ليره هسترلينگ يك*جا به ايران بپردازد.

در مقابل اين تعهدات انگلستان*، دولت ايران نيز موظف شد تعهدات امتياز نفتي 1312 را دوباره تأييد كند.


«ساعد» نخست وزير وقت ايران، قرارداد الحاقي را در پايان دوره پانزدهم به مجلس برد ولي برخلاف تصور او نمايندگان مجلس تحت فشار افرادي چون آيت الله كاشاني و دكتر مصدق از تصايشانب اون امتناع كردند.

نخست وزير و حاميان قرارداد تصور نمي*كردند اقليت معدود مجلس بتواند از تصايشانب اين لايحه جلوگيري كند.

عدم تصايشانب اين لايحه و مباحثاتي كه دربارة اون درگرفت، باعث آگاهي امت از ماهيت هستعماري قراردادهاي پيشين شد و زمينه را براي مخالفت*هاي بعدي و تلاش براي ملي شدن صنعت نفت فراهم ساخت*.


دولت «ساعد» نتوانست قرارداد را به تصايشانب برساند و هستعفا داد و علي منصور به نخست وزيري رسيد.

با تشكيل مجلس شانزدهم، منصور لايحه را مجدداً به مجلس آورد، اما زيرفشار نمايندگان اقليت و امت*، اين مجلس نيز از تصايشانب اون خودداري كرد.


در روز پنجم تير 1329، دولت منصور نيز به طور غيرمنتظره هستعفا كرد و چند ساعت بعد سپهبد رزم*آرا رئيس ستاد ارتش كابينه جديد را تشكيل داد و به نخست وزيري رسيد.


هنگام طرح قرارداد الحاقي نفت در مجلس شانزدهم، كم*كم زمزمه الغاي كليه قراردادهاي نفتي بين شهرستان تهران و لندن مطرح شد و بعضي از نمايندگان خواستار ملي شدن صنعت نفت شدند.

در مجلس شانزدهم، بررسي قرارداد الحاقي*، به كميسيون مخصوصي كه رياست اون با مصدق بود، واگذار شد.

ايشان ضمن يك مصاحبه مطبوعاتي صراحتاً فراخوان كرد كه قرارداد «دارسي*»، قرارداد 1312 و همينطور قرارداد الحاقي را به رسميت نمي*شناسد و اين قراردادها از درجه اعتبار ساقط هستند و نبايد وسيله*اي براي غصب حقوق امت بشوند.


روز 20 مهر 1329، نمايندگان اقليت به رهبري مصدق دولت را هستيضاح كردند.

دولت نيز در پاسخ*، از قرارداد الحاقي دفاع كرد و مشاجره اين دو، سبب اوج*گيري نهضت ملي شدن صنعت نفت كشور گرديد، نهضتي كه كمتر از 5 ماه بعد، به ثمر نشست*.

البته اين دستاورد با اقدامات نا به جاي دولت مصدق و هوادارانش و اختلافاتي كه با آيت*الله كاشاني داشتند و در پي كودتاي 28 مرداد 1332 و بازگشت مجدد شاه به كشور تدريجاً از بين رفت و غارت منابع نفتي كشور در قالب «كنسرسيوم*» ادامه يافت* تا اينكه با پيروزي انقلاب اسلامي، دست همه هستعمارگران از كشور قطع شد.



8:

چاه هاي نفت هوشمند


اونچه امروزه ذهن بسياري از توليدكنندگان نفت جهان را به خود مشغول كرده، چگونگي افزايش عرضه هست.

توليدكنندگان عمده ناچارند براي برطرف ساختن نيازهاي بازار- كه برآورد شده از حجم كنوني85 ميليون بشكه در روز به120 ميليون بشكه تا سال2030 مي رسد- از تجهيزات و امكانات به مراتب پيچيده تري هستفاده كنند.
بسياري از ميدان هاي عمده نفت و گاز جهان، چندين دهه هست كه به طور مداوم مورد بهره برداري برنامه گرفته اند.

از اين رو هستخراج نفت و گاز بيشتر از اين ميدان ها، مقوله اي بس پيچيده و دشوار مي نمايد.

علاوه براين، انتظار مي رود اون دسته از ميدانهايي كه در دست اكتشاف برنامه دارند يا بناست توسعه يابند، هستحصال و خروجي كمتري داشته باشند.

اينجاست كه مبحث جديدي به نام »چاههاي هوشمند« و »استخراج هوشمندانه نفت و گاز« مطرح مي شود.

كارشناسان انرژي معتقدند بازار آينده نفت و گاز در دست توليدكنندگاني خواهد بود كه از فناوري هاي هوشمند در امر اكتشاف و هستخراج بهره بگيرند.
چندي پيش »ياپ فان بالگايشانن« مدير برنامه ميدان هاي هوشمند در كمپاني شل، طي يك كنفرانس شبكه اي زواياي جديدي از اين فناوري را نمايان ساخت.
بالگايشانن در بخشي از سخنانش فرمود: خبر خوش اين هست كه ما مي دانيم بخش عمده نفت، كجا خوابيده هست.

اين نفت درهمان محل هايي برنامه دارد كه ساليان سال مورد هستخراج و بهره برداري برنامه داشته هست.
به فرموده بالگايشانن، كمپاني نفتي شل هستفاده از نسل جديدي از تجهيزات ايشانژه چاههاي نفت را با هدف افزايش توان بازيابي و هستخراج و توسعه ميدان هاي حاشيه اي با هزينه هاي به صرفه و اقتصادي آغاز كرده هست.

اين امر با ارايه اطلاعات واقعي و دقيق از جريان هستخراج، كمپوزيسيون سيالات ساختاري و فشار و دماي داخل چاه به مهندسان و اپراتورها ميسر شده هست.
برپايه تحقيقات»مجمع پژوهشي انرژي كمبريج« (CERA) ،با بهره گيري از اين فناوري مي توان حجم بازيابي و هستخراج (ريكاوري) از ميدان هاي نفتي را تا8 % افزايش داد كه البته حجم بسيار كلاني هست.
بالگايشانن در رابطه با برآورد اين مجمع پژوهشي فرمود: شركت شل دريافته هست كه اين ادعا، صحت دارد.

در بهره گيري از فناوري جديد، ما حتي به منافعي دست يافته ايم كه هرگز پيش بيني نكرده بوديم.

البته بايد اذعان داشت كه كسب بهترين نتيجه منوط به كنار هم گذاشتن تمام عناصر لازم از جمله مقياس، نمونه سازي، تصميم گيري و اجراست.

شاخص هاي بهره برداري هوشمند از يك ميدان نفت و گاز اين هست كه ابتدا ذخاير ميدان را اندازه بگيريد، سپس از محتايشانات، فعل و انفعالات و هر اونچه در اين ميدان ممكن هست در جريان باشد نمونه سازي كنيد، اونگاه مجموعه تصميم هاي خود را اتخاذ كنيد و سپس وارد مرحله اجراي تصميمات شايشاند.
در حقيقت دستاورد كمپاني شل از فناوري جديد بسيار فراتر از آماري هست كه مجمع پژوهشي انرژي كمبريج تخمين زده.

توان هستخراج ذخاير نفتي در حوزه عملياتي شل در كشور كوچك اما نفت خيز برونئي، پس از به كارگيري فن آوري هوشمند20 % افزايش يافته هست.

امروزه در برونئي تمام چاههاي نفتي تحت فناوري هوشمند فعال هستند.
به خاطر پيچيدگي مطالعات زمين شناسي در برونئي، تا چندين سال سپس اكتشاف نفت در اين كشور سال(1975)، هيچ هستخراجي صورت نگرفت.

در واقع حفر چاههاي هوشمند بود كه صنعت نفت را در اين كشور احيا كرد.
دامنه امتيازهاي فناوري چاههاي هوشمند بسيار گسترده هست و بخشهاي مختلف از جمله اكتشاف، حفاري و هستخراج را در بر مي گيرد.


به لطف اين فناوري، سكوهاي نفتي كمتري ساخته مي شوند و حجم تردد و آمد و شد نيرايشان انساني نيز كاهش محسوسي پيدا مي كند.

در نتيجه دخالت و نقطه تماس انسان با محيط زيست هم كاهش مي يابد.

بنا به آمار رسمي، شركت شل تا پايان سال2004 ميلادي، بالغ بر900 ميليون دلار از محل
بهره گيري از چاههاي هوشمند در خليج مكزيك، برونئي، مالزي و درياي شمال اضافه درآمد كسب كرد.

بخش عمده اين اضافه درآمد در پي كاهش هزينه هاي انساني، كاهش دخالت فيزيكي، صرفه جايشاني دروقت به ايشانژه در چاههاي آب عميق و جبران ضرر ناشي از تأخير در تحايشانل(به سبب دشواري هاي هستخراج) حاصل شده هست.
در حال حاضر فناوري چاههاي هوشمند با عناايشانن مختلفي در اختيار شركت هاي نفتي عمده و مطرح برنامه گرفته هست.

به عنوان مثال سيستم هستخراج هوشمند در كمپاني پتورو(PETORO) با عنوان Smart Operations (عمليات هوشمند) شناخته مي شود.

شركت »هايدرو« (Hydro) نام
»eOperations« (عمليات الكترونيكي) را براي سيستم خود انتخاب كرده و كمپاني »اسكلومبرگر« (Schlumberger) نيز عنوان چاههاي هوشمند را رايشان سيستم خود گذاشته هست، ولي ماهيت كار در تمامي اين سيستم ها يكسان و مشابه هست.

هوشمندي يك چاه برگرفته از عملكرد حسگرهايي هست كه بر جريان مايعات داخل چاه، به ايشانژه از نظر تركيب آب و نفت نظارت مي كنند.

نسبت و حجم جريان، فشار و دماي داخل چاه توسط اين سنسورها چك مي شود و تصايشانري دقيق از اونچه صدها متر زيرزمين در جريان هست، در اختيار اپراتور برنامه مي گيرد.
اوج رقابت سيستم هاي هوشمند، اما، در فلات قاره نروژ نمود دارد.

جايي كه با3/9 ميليارد متر مكعب ذخيره نفت برآورد شده، به عرصه اي براي جولاندهي غول هاي نفتي جهان تبديل شده هست.

براي مثال، كمپاني»استت اُيل« كه هم اكنون با متوسط ضريب هستخراج45 %ي از چاههاي دريايي فلات قاره نروژ بهره برداري مي كند فراخوان كرد با سيستم هاي هوشمند خود اين ضريب را تا سال2008 به55 % خواهد رساند.

در خاورميانه حجاز سعودي پيشگام هستفاده از چاههاي هوشمند هست.

در همين حال عمان نيز فراخوان كرده كه با فن آوري هوشمند حجم هستخراج نفتي خود را تا50 % افزايش داده هست.
اگر چه فن آوري جديد با كاهش تداخل انساني در عمليات اكتشاف و هستخراج، سود فراواني را عايد شركتهاي نفتي كرده هست اما به عقيده تمام كارشناسان هنوز با ايده به »صفر رساندن تداخل انساني« فاصله فراوان دارد.
ممكن هست تجهيزات هوشمند امروزي از حضور فيزيكي انسان در محل پروژه كاسته باشند، اما نبايد فراموش كرد، همين تجهيزات ابتدا نياز به اپراتور و سپس نياز به تعمير و نگهداري دارند.

»ياپ فان بالگايشانن« معتقد هست:
»روزي خواهد رسيد كه تمام تجهيزات و دستگاهها را به طور اتوماتيك كنترل كنيم.

اما فعلاً هنوز به حضور و مداخله فيزيكي نيرايشان انساني نياز داريم.«
فناوري هوشمند در صنعت نفت البته تنها به چاههاي نفتي محدود نمي شود.

بنا هست اين فناوري در آينده نزديك به خطوط لوله هم سرايت كند.

اونچه در اين عرصه مطرح هست، به كارگيري سنسورهايي هست كه بتوانند رايشان خطوط لوله زيرزميني سوار شده و به صورت چهار بعدي بر اتفاقات زير زمين نظارت كنند.

توسط اين سنسورها مي توان دريافت كه در كدام قسمت، آب با نفت تلاقي دارد، اون گاه مي توان جريان آب را با لوله هاي هوشمند از مسير نفت دور كرد.

همينطور مي توان اعماق چاههاي قديمي را از نظر حجم آب تركيبي با نفت بررسي كرد و دريافت كه آيا دور كردن مسير آب از نفت ميسر هست يا خير.
طبيعي هست كه روشن شدن اين مسأله نقش مهمي در آينده بهره برداري از چاههاي نفتي دارد.

شركتهاي نفتي اگر دريابند كه چاه مورد نظر اونها ديگر غنا و بهره دهي گذشته را ندارد، اقدام به توقف هستخراج و بستن چاه مي كنند كه اين امر، به نوعي با كاهش ضرر و افزايش خالص درآمد مترادف هست.

منبع: مجله پايپ لاين (Pipeline) ، جولاي



9:

واكس هاي نفتي و روش هاي هستخراج اونها



واكس ها هيدروكربن هايي هستند كه از نفت خام هستخراج مي شوند.

وجود تركيبات شيميايي با ارزشي نظير پارافين هاي نرمال، نظر هر شيمي داني را به خود جلب مي كند.

با هستفاده از واكنش هاي شيميايي مي توان مواد با ارزشي را بدست آورد كه در صنايع مختلف مورد هستفاده برنامه بگيرد.
واكس هاي نفتي را برحسب مواد اوليه اي كه از اون به دست مي آيند، مي توان به سه دسته تقسيم كرد.

الف: واكس هاي پارافيني

اين نوع واكس از مواد اوليه با نقطه جوش پايين به دست آمده و بيشتر تركيبات سازنده اون از هيدروكربن هاي نرمال پارافيني تشيكل يافته هست.

بيشتر هيدروكربن هاي شاخه دار (در صورت وجود) از نوع ايزو پارافين ها هستند.

هيدرو كربن هاي سازنده واكس داراي20 تا40 مولكول كربن مي باشند و جرم مولكولي اونها بين280 تا560 متغير هست.

هم چنين در دماي عادي جامد بوده و ايشانسكوزيته اون حدود 35-45 SUS (در100 درجه سانتي گراد) و كريستال هاي اون به صورت سوزني يا صفحه اي هست.

ب: واكس هاي ميكروكريستال

واكس هاي ميكروكريستال از واكس گيري مواد اوليه سنگين (مواد اوليه با نقطه جوش بالا) به دست مي آيند.

كريستال هاي اون از انواع پارافيني ريزتر بوده و جرم مولكولي اون حدود800-450 وتعداد تركيبات كربن سازنده اون بين57-32 مي باشد.
واكس هاي ميكروكريستال در مقايسه با انواع پارافين ها با اسيد سولفوريك، اسيد نيتريك و اسيد سولفونيك بهتر تركيب مي شوند و علت اين تركيب، وجود هيدروژن، رايشان كربنِ نوع سوم هست.

انواع اكسيده شده اين واكس ها در صنايع توليدي واكسِ كف اطاق (POLISH) هستفاده مي شود.

هم چنين در توليد رنگ به عنوان پيگمان سوسپانسيون به كار گرفته مي شوند.

ج: پترولاتوم

اگر عمل واكس گيري بر رايشان مواد باقي مانده تقطير انجام شود واكس حاصل را پترولاتوم مي نامند.

كريستال هاي اون از دو نوع قبلي ريزتر بوده و مقداري روغن را در خود نگه داري مي كنند به طوري كه معمولاً حالت ژلاتيني دارند.
جرم مولكولي اون بين980-560 و نقطه ذوب اون بين85-55 درجه سانتي گراد هست.

در مواقعي كه بخواهند پترولاتوم را بدون هستفاده از حلال و حرارت پخش كنند، از پترولاتوم امولسيون شده در آب هستفاده مي شود.

براي اين منظور بايستي مخلوطي از واكس ذوب شده در آب داغ با هستفاده از يك امولسيون كننده نظير تترا اتانول آمين تهيه كرد.
جدول(1-1) خواص فيزيكي و شيميايي واكس هاي پارافيني - ميكروكريستال و پترولاتوم را نشان مي دهد.

بررسي خواص فيزيكي و شيميايي واكس هاي پارافيني

بررسي خواص فيزيكي و شيميايي واكس مي تواند تا حدي در شناسايي ساختمان شيميايي واكس ها مورد هستفاده برنامه گيرد.

به طور كلي شناسايي خواص واكس ها را مي توان به سه دسته تقسيم كرد:
الف: روش هاي فيزيكي (نقطه ذوب، % روغن، ايشانسكوزيته، ضريب شكست، جرم مخصوص ...)
ب: آزمايش هايي كه بيشتر جنبه مكانيكي داشته و بيشتر در صنايع، به هدف شناخت خصوصيات واكس به هنگام مصرف بر رايشان اون انجام مي گيرد.

(مقاومت در مقابل كشش، مقاومت در مقابل سايش، جلاي واكس، انعطاف پذيري)
ج: بررسي ساختمان شيميايي تركيبات سازنده واكس

1- اسپكترومتر جرمي:

با هستفاده از اسپكترومتر جرمي در دماي زياد مي توان نوع تركيبات و % هر يك از اونها را در واكس تعيين كرد.

2- كروماتوگراف گازي:

در اين روش، پيك هاي حاصل از گاز، كروماتوگرافي واكس را تعيين كرده و از مقايسه اون با پيك هاي هستاندارد به دست آمده مي توان تركيبات سازنده واكس و نيز با محاسبه سطح زير هر پيك، % اون تركيب را در واكس تعيين نمود.
روش اسپكترومتر جرمي در مقايسه با روش هاي ديگر براي شناسايي تركيبات سازنده واكس روشي مناسب هست.

در مواقعي كه هستفاده از اين روش ممكن نباشد مي توان با روش ساده زير تا حدودي تركيبات سازنده واكس را شناسايي كرد.

روش عمل بدين صورت هست كه ابتدا خواص فيزيكي مهم واكس نظير نقطه ذوب، ضريب شكست، ايشانسكوزيته، چگالي و غيره را تعيين كرده و از مقايسه اون با خواص فيزيكي هيدروكربن هاي پارافيني، هيدروكربور پارافيني معادل واكس را مشخص كرد.

روغن گيري از واكس

Slack Wax به دست آمده از واحد واكس گيري بر حسب واقعيات عمل، حاايشان15 تا50 % روغن هست.

جهت روغن گيري از واكس از3 خاصيت فيزيكي واكس و روغن هستفاده مي شود.

روغن گيري از واكس با هستفاده از تفاوت نقطه ذوب واكس و روغن

اين روش كه Sweating ناميده مي شود به خاطر پايين بودن راندمان عمل و محدوديت هاي موجود از لحاظ ماده اوليه، چندان مورد توجه نيست.

با هستفاده از اين روش تنها مي توان از واكس هاي پارافيني روغن گيري كرد، زيرا در هنگام گرم كردن واكس، وجود بلورهاي درشت در واكس هاي پارافيني فضاي آزادي را جهت جريان روغن ايجاد مي كند.

% روغن موجود در واكس مورد عمل و واقعيات گرم و سرد كردن اون، دو عامل موثر در كيفيت محصول به دست آمده هست.

براي روغن گيري از واكس ابتدا اون را ذوب كرده و به بالاترين قسمت سيني هايي كه به صورت پلكاني رايشان هم برنامه گرفته اند، فرستاده مي شود تا در اونجا سرد شود.

سپس واكس سرد شده را به تدريج گرم كرده و حين گرم شدن اون، قطرات روغن از درون بلورهاي واكس به پايين تراوش مي كند و به وسيله لوله هايي كه در اطراف سيني تعبيه شده هست از سيستم خارج مي شود.

سرعت گرم كردن واكس بايد حتي الامكان كم باشد(1تا2 درجه فارنهايت در ساعت)
از واكس باقي مانده در بالاي سيني، در هر مرحله اي نمونه برداري شده و هنگامي كه % روغن در اون به مقدار مورد نظر كاهش يافت عمل گرم كردن بر رايشان اون قطع مي شود.

واكس باقي مانده در بالاي سيني جمع آوري مي شود.
با هستفاده از اين روش نه تنها مي توان واكس را از روغن جدا كرد بلكه مي توان واكس هايي با نقطه ذوب هاي مختلف به دست آورد.

از معايب اين روش مي توان به طولاني بودن وقت عمل(حدود70 ساعت) و بالا بودن % روغن در واكس اشاره كرد.

روغن گيري با حلال

معمولاً در روغن گيري از واكس از همان حلال مصرفي در واحد واكس گيري هستفاده مي شود.

حلال هاي مصرفي در واحد روغن گيري از واكس، مخلوطي از تولوئن و متيل اتيل كتن، متيل ايزوبوتيل كتن، و دي كلرو اتان را تشكيل مي دهند.

روش عمل همانند روش واكس گيري از روغن موتور هست.

مزيت هاي اين روش بر روش هاي ديگر شامل موارد زير هست:
الف: علاوه بر جداسازي روغن از واكس با اين روش مي توان واكس را با برش هاي مختلف و بر حسب نقطه ذوب اونها از يكديگر جدا كرد.
ب: قابليت انعطاف اون زياد بوده و در مورد مواد اوليه اون هيچ گونه محدوديتي وجود ندارد.

ج: مقدار روغن باقي مانده در واكس نسبت به روش هاي ديگر كمتر هست.
د: از اونجايي كه در اين روش از همان حلال واحد واكس گيري هستفاده مي شود هزينه توليد تقريباً50 % كاهش مي يابد.

جدا كردن بعضي از انواع هيدروكربن هاموم هاي پارافيني: هستخراج موم ها معمولاً از طريق هستفاده از حلال و يا رسوب گيري، (در اثر سرد كردن) از فرآورده تقطير خلا صورت مي گيرد.

اين موم ها پايه اً از نرمال پارافين ها با18 تا35 اتم كربن تشكيل شده ند.

موم هاي پارافيني متداول در دمايي بين45 تا65 درجه سانتي گراد ذوب مي شوند و مخلوطي از هيدروكربن هاي پارافيني نرمال از C22 تا C30 هستند.

موم هاي ميكرو كريستالين: اين موم ها در دماي بالاتري ذوب مي شوند(90 درجه سانتي گراد) و جرم مولكولي بيشتري دارند(400 تا800) و اونها را مي توان از باقي مانده (و نه از فرآورده) تقطير خلا جدا كرد.
هم چنين مي توان نرمال پارافين ها را به كمك الك هاي مولكولي يا تركيبات اوره از بعضي برش هاي نفتي جدا كرد.
پارافين ها(نرمال پارفين ها): از مخلوط نرمال پارفين ها يا10 تا20 اتم كربن، بر حسب برشي كه از اون هستخراج شده اند خلوص ساختمان نرمالشان مي تواند از98 % هم تجاوز كند.
الك هاي مولكولي كه به كار مي روند «لند» نام دارند و عبارتند از زئوليت هاي بلورين سنتزي به فرمول عمومي زير:

MC12/n[(AL2O3)12.(SiO2)12]27H2O

كه در اون MC يك كاتيون با بارn را نشان مي دهد.

شبكه بلورين مكعبي اين زئوليت ها از چهار وجهي هاي SiO4 و ALO4 تشكيل شده هست.

اين ساختمان خلل و فرجي را به وجود مي آورد كه قطر اونها بستگي به كاتيون به كار رفته دارد.
هيدروكربن هاي نرمال پارافيني مي توانند در اين خلل و فرج نفوذ كنند در حالي كه هيدروكربن هاي شاخه دار و حلقايشان نمي توانند داخل اين منافذ بشوند.
الك هاي 4A ، زئوليت هاي از نوع A و به فرمول عمومي زيرند:

0/96Na2O-1/00 Al2O3-0/02 SiO2


و فقط مولكول هايي را كه از 4A كوچكترند، جذب مي كنند.

الك هاي 5A همان الك هاي 4A هستند با اين تفاوت كه75% سديم اون به وسيله كلسيم جانشين شده هست قطر خلل و فرج 5A هست.

اين الك هاي مولكولي براي هستخراج نرمال پارافين ها به كار مي روند.

در هستخراج نفت سفيد نرمال، پارافين هايي كه حاصل مي شوند،10 تا13 اتم كربن دارند درحالي كه در هستخراج گازوئيل، پارافين هاي C14 و C18 به دست مي آيد.

هستخراج با اوره: اين روش بر اين پايه برنامه دارد كه اوره قادر هست با پارافين هاي خطي، كمپلكس هاي متبلور تشكيل دهد(شكل1).

در اين كمپلكس ها، مولكول هاي اوره CO(NH2)2 فنروار بر رايشان يال هاي منشور هاي شش گوشي برنامه گرفته اند.

اين مولكول ها به وسيله پيوندهاي هيدروژني (كه در شكل1 با نقطه چين مشخص شده اند) در جاي خود نگهداري مي شوند.

بدين ترتيب اين مولكول ها كانالي تشكيل مي دهند كه در داخل اون مولكول هاي پارافيني (به شرط اونكه شاخه نداشته باشند) برنامه مي گيرند.

قطر داخلي كانال ها 4/7A هست.
خلوص نرمال پارافين هايي كه به وسيله اوره هستخراج مي شوند كمتر از پارافين هايي هست كه با روش الك مولكولي به دست مي آيند.

حتي در بعضي واقعيات داراي5 % ساختمان ايزو هستند.

آلكان هاي5،4،3 اتم كربن دار، با اوره تركيب افزايشي نمي دهند.
اولين مولكول پارافيني كه تركيب افزايشي مي دهد هگزان هست و پس از اون پايداري كمپلكس اوره- پارافين با جرم مولكولي هيدروكربن افزايش مي يابد.
هيدروكربن هاي شاخه دار در صورتي مي توانند تركيب افزايشي بدهند كه هستخلاف ها بر رايشان كربن2 و يا3 بوده و زنجير اصلي نيز بيش از11 اتم كربن داشته باشد.

اگر هستخلاف متيل در كربن4 يا5 باشد زنجير اصلي بايد بيش از15 اتم كربن داشته باشد.
در صورتي كه گروه هاي دي متيل3،2 و4،3 وجود داشته باشند، زنجير بايد بيش از18 اتم كربن داشته باشد.

بر حسب اونكه اوره به شكل متبلور و يا محلول باشد، روش ها با يكديگر اختلاف پيدا مي كنند.
مي توان تيو اوره CS(NH2)2 را جانشين اوره كرد ولي در اين صورت، روش جدا كردن، خاصيت گزينش پذيري خود را از دست مي دهد زيرا هيدروكربن هاي شاخه دار و نفتن ها نيز جذب مي شوند.

منابع:

1- نتايج موجود در واحد كنترل كيفيت
2-Industriial Wax
3-Hydrocarbon

ماهنامه نفت پارس



10:

سیالات حفاری




واژه سيال حفاری به اون دسته از سيالاتی فرموده ميشه که در عمليات حفاری و در موارد زير هستفاده بشه:
1) خنک و تميز و شفاف کردن و جلا دادن سر مته هه و لوله های حفاری
2) معلق نگه داشتن ذرات حفاری در فضای بين لوله های خفاری و چاه (فضای اونولوس) هنگام متوقف شدن جريان گل حفاری 3) انتقال قطعات حفاری از ته چاه به سطح زمين
4) کنترل فشار طبقات زير زمين و جلوگيری از ورود اونها به چاه
5) پر کردن منافذ ديواره چاه در مواقع ضروری و جلوگيری از هدر رفتن گل حفاری!

پايه گل حفاری رو ممکنه آب (Water Based Mud ) يا روغن (Oil Based Mud) یا آب نمک (Salt-Water Based Mud) تشکيل دهد.اما بر حسب ضرورت ممکنه به اون ذرات کلوئيدی مثل خاک رس يا ذرات جامد اضافه بشه و در بعضی واقعيات هستثنايی مواد شيميايی هم اضافه میکنن.


سيالات حفاری چند دسته ميشن:

» مايعات: مايعاتی که به عنوان سيال حفاری مورد هستفاده برنامه ميگيرن عبارتند از:
- آب خالص
- آب نمک و روغن
آب به دليل ايشانسکوزيته و چگالی کم اون مناسبترين سيال حفاری برای ايجاد چاه هست!آب نمک نسبت به آب خالص مزيت بيشتری دارد چون به دليل وجود نمک در آب (۱۰٪) وزن مخصوص بيشتر و فشار هيدروليکی ايجاد شده بيشتر از آب خالص ميباشد.

» گل های روغنی: ترکيبات اصلی اين گونه گلهای حفاری رو هيدروکربن های نفتی مخصوصا اونهايی که دمای اشتعال بالايی دارن تشکيل ميدن و در اون ذرات جامد بصورت معلق هست.

از اين گلها بيشتر برای حفاری ماسه سنا هستفاده ميشه و برای کاهش وزن مخصوصش کمی روغن به اون اضافه ميکنن.


» گل های امولسيونی


» گازها: گازهايی که به عنوان سيال حفاری از اونها هستفاده ميشه:

- هوا ( تنها گازی كه در عمل هستفاده ميشود!)
- متان...نيتروژن...دی اکسيد کربن (استفاده از متان به دليل ميل ترکيبی که با هوا دارد محدود هست!)



11:

معرفي ميدان گازي خانگيران


در منطقه خانگیران که در 25 کیلومتری شمال غربی شهر مرزی سرخس واقع شده هست تاکنون 3 مخزن گازی مجزا در ساختارهــای طاقدیسی که بر روی هـم برنامه گرفته انــد و عمق ستیغ های اونها بین 2800 تا 3000 متر از سطح زمین هست کشف شده و مدت مدیدی هست که مورد بهره برداری برنامه گرفته اند .
بالاترین لایه گازی مخزن شنی / ماسه ای شوریجه " d " با تخلخل و تراوائی بسیار خوب ، لایه گازی میانی مخزن سنگ ماسـه ای سخت شوریجــه " b " با تخلخـل و تراوائــی کم و لایه پائینی مخزن سنگ آهکـی شکافــدار مزدوران با تخلخل کم و تراوائی بالا میباشد که ذیلاٌ اطلاعات خلاصه ای در مورد هر یک عرضه میگردد :
الف ) مخزن مزدوران
این مخزن نیز در سال 1347 کشف گردید .

پس از حفر چاههای بیشتر و طراحــی و ساخـت تأسیســات تولید و پالایشگــاه گاز ترش شهیــد هاشمـــی نـژاد ، بهره بـرداری از اون از زمستـان 1362 آغاز گردید .

در حــال حاضر 32 چاه به سیستم بهره برداری از مخزن مزدوران متصل میباشنـد که 2 حلقه از اونها ظرف یکـی دوســال گذشتــه بعلت تولید آب سازند بالا تا رفع احتمالی اشکال با تعمیر توسط دکل حفاری از مدار تولید خــارج شده اند .در زمستــان گذشتــه از 30 چاه تولیــدی مخزن مــزدوران در مواقــع نیــاز شرکت ملـی گاز تا 5/48 میلیون متــر مکعب در روز بهره برداری بعمـل آمد .
گـاز توليدي منطقه خانگيـــران پشتوانـه اصلــي توليد و تامين گــاز مصرفي در شرق كشور ميباشــد.

گـاز پرفشار مخـزن مزدوران گــاز تــرش مي باشد كه با دارا بودن 5/3 % سولفوره و 5/6 % گاز كربنيك گازي بسيار خورنــده براي چاههــا و تاسيسات و خطوط لولــه بوده و با توجــه به سمـي بودن حـاد گازهيدروژن -سولفوره آزاد شدن اون در محيط نيز براي انسان و محيط زيست بسيار خطرناك هست .
با توجه به مراتب فوق حداکثر دقت ، انضباط ، هوشیاری و علم دربهره برداری از این مخزن و مخازن مشابـه امری الزامی هست .خوشبختانـه در بهره برداری از این مخـزن در22 سـال گذشته هیچ آسیب و یا تلفات انسانی بوجود نیامــده و خطوط لوله و تأسیسات نیز علیرغم نزدیک شدن به عمـر طراحی خود از نظـر خوردگی داخلی و خارجی در وضعیتی بهتر از نیمه عمر برنامه دارند .

عواملی را که در نائل شدن به این توفیق موثر بوده اند میتوان به شرح زیر خلاصه نمود :
1.

دقت و عدم عـدول از هستانداردهای بین المللی انتخاب و مصرف کالای مصرفی در تکمیل چاههای گاز ترش و ساخت تأسیسات و خطوط لوله در تماس با گــــاز ترش و رعــایت کامــــل هستانداردهـــای جوشکـاری ، تنش زدائی و آزمایش فشــار در نصب ، تعمیــر و یا تعویض .
2.

دقت در انتخاب مواد ضد خورندگی و هستفاده صحیح و بدون وقفه از اون ها در تزریق منقطع به داخل چاهها و تزریق مداوم در سر چاهها به سیستم توليد .
3.

تهیه شناسنامه برای کلیه خطوط و تأسیسات و انتخاب نقاط متعدٌد برای ضخامت سنجی دوره ای و نصب ، تعویض بموقع کوپن های پایش خوردگی و انجام اقدامات اصلاحی در اسرع وقت .
* پايش مقدار آب سازند توليدي از چاهها و كنترل نمك در تاسيسات توليد و انتقال گاز و در مركز اندازه گيري .
4.

پایش مداوم سیستمهای حفاظت کاتدیک و سونداژ نقاط مشکوک به خوردگی خارجی و ترمیم قبل از وقوع خطر .
5.

بدون نقص نگهداشتن شیر آلات و سیستمهای ایمنی چاهها و تأسیسات .
6.

آموزش مداوم پرسنل و نظارت دقیق بر عملکرد ایمن کلیه پرسنل عملیاتی / تعمیراتی در تمام سطوح سرپرستی .
7.

بازدید و بازرسی مداوم و انجام تعمیرات پیشگیرانه بموقع .
ب ) مخزن شوریجه " b "
این مخزن در سال 1347 کشف و بهره برداری از اون از سال 1353 جهت گاز رسانی به شهر مشهد مقدس پس از نمزدائی در کارخانه ساخته شده در خانگیران آغاز گردید .

در حال حاضر از چهار چاه این مخزن روزانه تا یک میلیون متـر مکعب گاز تولید می شود.

پس از تفکیک مایعات گازی در تفکیک گرهــای سرچـاهــی، گاز حاصله تحویل نمزدائـی قدیمــی شرکت گـاز ( جمالی نیا ) می شود .
گاز این مخزن نیز شیرین بوده و0مایعات گازی وگاز کربنیک اون قدری بیشتر ازشوریجه " d " هست .
ذخیره گاز قابل هستحصال این مخزن 141/16 میلیارد متر- مکعب برآورد شده هست .

که قریب 72 % اون تا پایان سال 84 برداشت شده هست .
ج ) مخزن شوریجه " d "
این مخزن سالها پس از کشف و بهره برداری از دو مخزن عمیق تر در سال 1366 کشف و از همان سال بهره برداری از اون آغاز گردید .

گاز این مخزن فاقد هیدروژن سولفــوره بوده و شیرین تلقــی می شود .
گاز تولیــدی بعلت دارا بودن قدری ناخالصی گاز کربنیک تا حدودی خورنده خطوط لوله و تأسیسات هست و لذا از تزریق مواد ضد خورندگی به چاهها جهت کنتـــرل خوردگی هستفــاده می شود .
میزان مایعات گـــازی تولیـدی درظروف تفکیــک اولیــه 10بشکه به ازاء یک میلیون پای مکعب گاز میباشد.
درحال حاضر از 5 حلقه چاه تولیــدی از این مخزن روزانه تا 5 میلیون متر مکعب گاز قابل تولید هست.
اطلاعات تماس
دفتر مرکزی : مشهد مقدس - خیابان آبکوه - نبش دانشسرا - شماره255 - شرکت پالایش گاز شهید هاشمی نژ
اد
تلفن : 7285010 - (30 خط ) 3002100 -(0511) دورنگار : 7291033
پالایشگاه : کیلومتر 165 جاده مشهد مقدس سرخس ،منطقه خانگیران
تلفن : 81314365 -81313328 (021) -- 9-3650400 (0511)
دورنگار : 88902995 (021)



12:

دستگاه خشک کن شلتوک طراحی و ساخته شد



ستگاه خشک کن عمودی شبکه دار شلتوک با قابلیت مصرف حداقل سوخت، طراحی و ساخته شد.
سید منور میرشهابی مجری طرح فرمود: این دستگاه با هوای فشرده گرم قابلیت خشک کردن انواع غلات را با بالاترین کیفیت دارد.
وی اضافه کرد: این دستگاه در ابعاد 270×240 سانتی متر و با ارتفاع 370 سانتی متر دارای دو مخزن هست که هرکدام به ظرفیت 1800 کیلوگرم هست.
میرشهابی ادامه داد: این دستگاه قابلیت خشک کردن شلتوک برنج به سبک دودی و حرارتی را نیز داشته و همچنین از نوع چرخشی نبوده، بلکه از نوع ثابت و ایستا هست.
مجری طرح تصریح کرد: این دستگاه قابلیت خشک کردن شلتوک برنج با میزان رطوبت کم به مدت 7 تا 8 ساعت و با رطوبت بالا به مدت 10 ساعت را دارد.
وی به مزایای این دستگاه اشاره کرد و فرمود: منحصر به فرد بودن دستگاه، حداقل فضای اشغال شده، مصرف حداقل سوخت، کاهش وقت خشک شدن محصول، دارای بهره وری بالا برنج و حداقل شکستگی، صرفه جویی در وقت و انرژی، سهولت کار با دستگاه، قابلیت انبار کردن محصول به مدت زیاد، مقرون به صرفه بودن، سهولت بارگیری و تخلیه و کاهش نیروی انسانی، از جمله مزایای مهم این دستگاه هست.
مجری طرح خاطرنشان کرد: این دستگاه برای اولین بار در ایران با شماره ثبت 49355، در ساوقت مالکیت های صنعتی به ثبت رسیده هست.







13:

درود دوست عزیز
لطفا دسته بندی مطالب رو رعایت بفرمایید.

همانطور که قبلا عرض کردم،تنوع مطالب در یک تایک جالب نیست.

به همین خاطر مجبورم پست های شما رو به محل صحیح خودش منتقل کنم.


14:

موضوع پس از انجام اصلاحات فعال شد


82 out of 100 based on 42 user ratings 1042 reviews

@