مشعل‌های خاموش، امیدهای روشن

مهندسی بهره‌برداری

ماده‌ای که از چاه نفت بیرون می‌آید از نظر شیميایی تحت‌فشار و کیفیت مشخص است و برای تبدیل آن به نفت فرآوری‌شده یا اصطلاحا نفت مرده باید در معرض فرایندهای خاصی قرار بگیرد تا از نظر کیفی امکان صادرات از طریق سامانه‌های دریایی یا خطوط لوله را داشته باشد. به همین منظور به مهندسی مشخصی برای جداسازی و بهره‌برداری مواد مشخص‌شده اعم از گازهای متعدد نیاز دارد تا بتواند به بهترین شکل ممکن آن را در بازار جهانی ارائه دهد.  

**

مراحل تبدیل نفت خام  به نفت فراورش شده

هدف پالايش آن است كه از نفت خام، رديف كاملي از فرآورده‌های نفتي كه جوابگوي نياز كمي و كيفي بازار مصرف باشند، توليد شود. در اين رابطه، پالايشگر از تداعی روش‌های فيزيكي جداسازي و روش‌های شيميايي تبديل و تصفيه، استفاده می‌کند. به‌هم‌پیوستگی اين عمليات مختلف، نمودار ساخت يك پالايشگاه را تشكيل می‌دهد. توسعه عمليات و فرآيندهاي پالايش و تنظيم آن‌ها در نمودارهاي پالايشي همواره تحت تأثیر روند كاربرد فرآورده‌های نفتي بوده است. در حال حاضر با معرفي استانداردهاي جديد ضد آلودگي و همچنين محدودیت‌های در نظر گرفته‌شده براي تركيب شيميايي فرآورده‌های نهايي، نمودارهاي پالايشي به روش‌هایي تنظیم‌شده كه ضمن انعطاف‌پذیری، مشخصات جديد فرآورده‌ها و الزامات زیست‌محیطی را تأمین كنند. در اين جا انواع فرآيندهاي پالايشي كه می‌توانند جهت دستيابي به اين اهداف مورد استفاده قرار گيرند برای شما در سه مرحله ارائه ‌شده است، که در هر مرحله پاک‌سازی به روش موردنظر انجام می‌گیرد. این مراحل به شرح ذیل است: نمک‌زدایی (جدا کردن نمک و آب)،  شیرین‌سازی  و جداسازی گازهای همراه نفت سه مرحله مهم از این فرایند هستند که برای بهینه‌سازی گاز در مراحل مختلف صورت می‌گیرند.

**

نمک‌زدایی ( جدا کردن نمک و آب) 

اكثر نفت‌های خام حاوي كلريدهاي سديم و منيزيم، اندكي سولفات، سيليس و اكسيدهاي آهن هستند و حتي اگر در خروج از معادن هم داراي اين تركيبات نباشند، در طول حمل‌ونقل، به‌ویژه با کشتی‌ها، اين املاح وارد نفت خام می‌شوند. چنانچه ميزان املاح موجود در نفت خام از 5/4 كيلوگرم در هزار بشكه تجاوز كند، بايد آن را نمک‌گیری كرد. بسياري از پالایشگاه‌ها براي كمتر از اين مقدار هم اقدام به نمک‌گیری می‌کنند زيرا رسوب نمك باعث جرم‌گرفتگی و خوردگي تاسیسات می‌شود. به همین منظور در مرحله اول یا همان نمک‌زدایی؛ فرآیند نمک‌زدایی و جدا کردن مؤثر فاز پراکنده آب‌نمک از فاز نفتی پیوسته، فرآیندی مطلوب به شمار می‌آید که از روش‌های گوناگونی هم برخوردار است. به‌طور مثال، گرانشی، تعلیق‌شکن، عملکرد حرارتی و منعقد سازی الکترواستاتیکی روش‌هایی هستند که برای جداسازی آب‌نمک از نفت خام به‌کار برده است. يكي ديگر از هدف‌های نمک‌گیری، حذف ذرات جامد معلق (ذرات ماسه، رس، خاك، اكسيد و سولفیدآهن) در نفت خام است. در اين مورد برحسب اندازه ذرات، درصد حذف بايد بين 60 تا 80 درصد باشد.

**

شیرین سازی

نفت خام شیرین ، نفت خامی است که مقدار گوگرد در آن کمتر از 0.5 درصد است، ناخالصی‌های گوگردی باید قبل از پالایش نفت از آن جدا شود و به دلیل بودن آن در نفت، هزینه‌های پالایش نفت خام افزایش می‌یابد. نفت خامی که سبک‌تر و شیرین‌تر است امکان فرآوری محصولات نفتی کم گوگرد و مرغوب‌تر را فراهم می‌کند و دارای قیمت بالاتر و موردعلاقه بیشتر پالایشگاه‌هاست. درنتیجه نفت خامی که ترکیبات سولفید نیتروژن داشته باشد برای انتقال و بارگیری در نفتکش‌ها مشکل‌ساز می‌شود. از این‌رو استانداردهای جهانی میزان آن را کمتر از مقدار معینی تعیین کرده‌اند یعنی باید واحدهای فراورشی وجود داشته باشد که میزان ترکیبات سولفید نیتروژن را کنترل کند. به این عملیات شیرین‌سازی گفته می‌شود. 

**

جداسازی گازهای نفت

گاز طبیعی كه از زيرزمين تا سرچشمه بالا آورده مي‌شود، کاملا با گاز طبیعی مصرف‌کنندگان متفاوت است. اگرچه پردازش گاز طبیعی در بسياري از جنبه‌ها ساده‌تر از پردازش و پالايش نفت خام است، اما به‌اندازه نفت، پردازش آن قبل از استفاده توسط مصرف‌کنندگان ضروري است. نفت خام در فشار بالا شامل بسیاری از ترکیبات سبک مانند متان، اتان، پروپان و بوتان است. هرچند این محصول مایع است ولی در صورت حمل با کشتی با توجه به فشار اتمسفر مقداری گاز از خود متصاعد می‌کند. بنابراین در واحدهای بهره‌برداری نفت برای بازیافت بهتر ازنظر کمی به ‌غیر از نمک‌زدایی و شیرین‌سازی فشار اتمسفرسازی موجود را در چهار مرحله تغییر می‌دهد که به این کار هم جداسازی گازهای همراه نفت می‌گویند. 

**

 در مرحله جداسازی با چه گازهایی روبه‌رو هستیم؟

در هر مرحله جداسازی گاز از نفت، فشار کم می‌شود تا به اتمسفر موردنظر برسد. در این مراحل با چهار گاز روبه‌رو هستیم که ازنظر کمی و کیفی، شرایط فشار و دما متفاوت هستند و در مشعل‌ها سوزانده می‌شدند. البته این مراحل متفاوت از آن چیزی است که امروزه برای ایمنی در پتروشیمی‌ها  انجام می‌شود. ما باید از زمان شروع به تولید نفت این فراورش را انجام می‌دادیم اما قبل از دهه 50 به دلیل بالا بودن هزینه جمع‌آوری گازها و همچنین نیاز به سرمایه‌گذاری‌های کلان برای انتقال گاز و منابع مصرف استفاده اقتصادی و ملموسی برای گاز به‌دست آمده وجود نداشت.

**

تاریخچه صنعت گاز ایران 

نخستین اسناد تاریخی از استفاده برنامه‌ای گاز در ایران به زمان قاجاریه و سلطنت ناصرالدین‌شاه مربوط می‌شود، هنگامی‌که ناصرالدین‌شاه در سال 1873 میلادی مصادف با سال 1252 شمسی به لندن سفر کرده بود، چراغ‌های گازی که روشنی‌بخش معابر بودند تعجب او را برانگیخت و علاقه‌مند به بازدید از کارخانه چراغ‌گاز شد. وی پس از بازگشت به ایران، دستور احداث و استفاده از کارخانه چراغ‌گاز را صادر کرد، استفاده محدود گاز در ایران تا تاریخ 1908 میلادی که نخستین چاه ایران در مسجدسلیمان به نفت رسید کم‌وبیش ادامه داشت. پس از استخراج نفت،‌ گازهای همراه به اجبار در محل سوزانده می‌شدند. از اواسط دهه 40 شمسی طرح استفاده از گازهای همراه نفت به‌عنوان منابع خانگی تجاری و صنعتی مطرح و بعضی از مناطق هم اجرا شد. ابتدا با توجه به مصرف و میزان محدود سرمایه‌گذاری در این حوضه تمرکز روی گازهایي بود که فشار بالاتری داشتند و فراورش آن‌ها راحت‌تر بود. البته باید بگوییم که شرکت ملی نفت ایران از بدو تشکیل همواره به‌ فکر چاره‌جویی و استفاده از گاز طبیعی بود که به علت بعد مسافت بین منابع تولید و نقاط مصرف و سنگینی سرمایه‌گذاری و کمی مصرف داخلی که تنها محدود به بعضی از مناطق نفت‌خیز جنوب می‌شد این امر به تعویق افتاد و همچنان گازهای استحصالی سوخته و به هدر می‌رفت، به‌تدریج که منابع نفت یکی پس از دیگری احداث و به بهره‌برداری می‌رسید، استفاده از گاز طبیعی برای تأمین سوخت و محرکه‌های کمپرسور و مولدهای برق، مصارف داخلی، منازل سازمانی در مناطق نفت‌خیز ازجمله مسجدسلیمان، آغاجاری، هفت‌گل و آبادان موردتوجه قرار گرفت و در کنار فعالیت‌های اصلی تولید، انتقال و پالایش نفت خام در نواحی جنوبی ایران، فعالیت‌های محدودی برای تهیه و به عمل آوردن گاز طبیعی توسط شرکت‌های عامل در حوزه قرارداد به عمل می‌آمد. در حدود 30 تا 35 سال قبل سیاست‌های شرکت ملی نفت ایران موجبات فنی و اقتصادی را برای مهار کردن گازهای همراه، جلوگیری از اتلاف و سوزاندن آن‌ها، جمع‌آوری و پالایش، انتقال، صدور و فروش فراهم آورد. زمانی که تفکر فروش گاز به خارج مطرح شد، مطالعات همه‌جانبه‌ای انجام و سرانجام پروژه خط لوله سرتاسری اول موسوم به 1 IGAT به مرحله اجرا و بهره‌برداری درآمد. به سبب آن‌که باید کلیه امور مرتبط به گاز در یک سازمان متشکل می‌شد تا پاسخگوی مسئولیت‌ها و اهداف آینده باشد و از طرف دیگر توافق کلی که زمینه توسعه همکاری‌های اقتصادی بین ایران و شوروی سابق در سال 1344 صورت گرفت و منجر به امضای پروتکلی در دی‌ماه همان سال شد زمینه صدور گاز مطرح و تأسیس شرکت ملی گاز ایران در اسفندماه 1344 برای تحقق هدف‌های ذکرشده تصویب و به مورد اجرا گذاشته شد.

**

مواد تشکیل‌دهنده گاز طبیعی (NGL) چیست؟

در پالایش گاز طبیعی ابتدا مایعات گازی را از آن جدا می‌کنند؛ این کار معمولا توسط مواد جاذب انجام می‌شود. بیشتر مایعات گازی به‌دست آمده در محدوده نفت سفید، حلال، سوخت جت و بنزین است. مواد تشکیل‌دهنده مایعات گاز طبیعی عبارتند از: 

اتان: به‌عنوان خوراک مجتمع‌های پتروشیمی استفاده می‌شود و از آن برای تولید اتیلن و پلی‌اتیلن استفاده می‌شود. 

گاز مایع (LPG): این گاز را از پالایش نفت خام نیز به دست می‌آورند و شامل پروپان و بوتان است. به‌علاوه گاز مایع به‌عنوان یک محصول جانبی در فرآیند کراکینگ و یا فرآیند افزایش اکتان بنزین به دست می‌آید. کاندنسیت: در شرایط اتمسفر به‌صورت مایع هستند و دارای ترکیبات سنگین‌تر از بوتان است.

** 

میدان آغاجاری

میدان نفتی آغاجاری از میدان‌هاي تحت مدیریت شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب است که عملیات تولید و تزریق گاز در آن توسط شرکت بهره‌برداری نفت و گاز آغاجاری انجام می‌گیرد. همچنین این میدان نفتی از بزرگ‌ترین میدان‌هاي نفتی ایران است که در شهرستان آغاجاری و در فاصله ۹۰ کیلومتری از جنوب شرقی اهواز، در استان خوزستان قرار دارد. میدان آغاجاری در سال ۱۳۱۵ توسط شرکت نفت ایران و انگلیس کشف شد و در سال ۱۳۱۷ به بهره‌برداری رسید. حجم ذخیره درجای نفت خام این میدان در حدود ۲۸ میلیارد بشکه برآورد می‌شود. هم‌اکنون میزان تولید نفت خام میدان آغاجاری به‌طور متوسط ۱۷۰ هزار بشکه در روز و میزان تولید گازهای همراه این میدان ۹۵ میلیون فوت مکعب (۲٫۷ میلیون مترمکعب) در روز است. حداکثر میزان تزریق گاز به این میدان هم روزانه ۲ میلیارد فوت مکعب است، که گاز مورد نیاز آن، از طریق خطوط لوله از میدان پارس جنوبی تأمین می‌شود. 

 **

میدان نفتی آسماری اهواز

مخزن میدان نفتی آسماری اهواز که از میدان‌های نفتی شرکت بهره‌برداری نفت و گاز کارون است، در سال 1337 با حفر چاه شماره 6 اهواز کشف شد. نخستین چاه این مخزن در مرداد سال 1291 تا عمق 1100 متری حفاری‌شده بود، چاه شماره 2 اهواز نخستین چاهی است که به سازند آسماری رسید. این چاه تا کلاهک گازی حفاری شد، اما ادامه حفاری آن متوقف شد. بین سال‌های 1328 تا 1336 سه حلقه چاه دیگر در این میدان حفاری شد، اما حفاری چاه شماره شش اهواز، امید تولید نفت از مخزن آسماری را به دنبال داشت، حفاری این چاه در شهریور سال 1336 آغاز و در حین حفاری قسمت فوقانی آسماری در فروردین سال 1337 دچار فوران شد. اما سرانجام این چاه در سال 1338 به‌عنوان چاه تولیدی نفت آسماری تکمیل شد و تولید آن تا میزان 35 هزار بشکه در روز افزایش یافت، در حال حاضر این مخزن با تعداد 255 حلقه چاه تولیدی، تزریقی و مشاهده‌ای و تولید حدود 690 هزار بشکه در روز یکی از قدیمی‌ترین و درعین‌حال بزرگ‌ترین مخازن نفتی است.

**

میدان نفتی مارون

شرکت بهره‌برداری نفت و گاز مارون یک شرکت نفت و گاز ایرانی است، که درزمینه بهره‌برداری، فراورش و انتقال نفت خام و گاز طبیعی، همچنین تولید میعانات گازی فعالیت می‌کند. همچنین میدان نفتی مارون سومین میدان بزرگ نفتی ایران است که در استان خوزستان، در شمال غربی شهرستان امیدیه و در فاصله ۴۰ کیلومتری از جنوب شرقی اهواز قرار دارد. حجم ذخیره درجای نفت خام این میدان معادل ۲۲ میلیارد بشکه برآورد می‌شود، همچنین حجم گاز درجای میدان مارون معادل ۴۶۲٫۱ تریلیون فوت مکعب است. هم‌اکنون ظرفیت تولید نفت خام میدان مارون به‌طور متوسط ۵۲۰ هزار بشکه در روز است. میدان مارون در سال ۱۳۴۲ (۱۹۶۳ میلادی) کشف و بهره‌برداری از آن در سال ۱۳۴۵ آغاز شد. این میدان از دو مخزن نفتی به نام‌های آسماری و بنگستان و یک مخزن گاز طبیعی به نام خامی تشکیل‌ شده است. میدان نفتی مارون از میدان‌هاي تحت مدیریت شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب است، که در محدوده عملیاتی شرکت بهره‌برداری نفت و گاز مارون قرار دارد و عملیات استخراج آن بر عهده این شرکت است. شرکت مارون در سال ۱۳۷۹ به‌عنوان یکی از شرکت‌های تابعه شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، تأسیس شد. این شرکت عملیات تولید از میدان نفتی مارون، میدان نفتی کوپال و میدان نفتی شادگان را هم بر عهده دارد. علاوه بر آن؛ این شرکت  به‌طور متوسط روزانه ۶۱۴ هزار بشکه نفت خام تولید می‌کند، که معادل ۴۵۰ هزار بشکه در روز به پالایشگاه اصفهان تحویل داده می‌شود، همچنین ۱۶۴ هزار بشکه، با هدف صادرات به مخازن ذخیره‌سازی شرکت پایانه‌های نفتی ایران ارسال می‌شود. این شرکت روزانه به‌طور میانگین ۵۸۵ میلیون فوت مکعب گاز طبیعی تولید می‌كند، همچنین ظرفیت تولید میعانات گازی شرکت مارون بالغ‌بر ۳۴ هزار بشکه در روز است. شرکت نفت و گاز مارون مالک هشت مجتمع بهره‌برداری، پنج کارخانه نمک‌زدایی، هشت ایستگاه تقویت فشار گاز و دو کارخانه گاز و گاز مایع است. دفتر مرکزی این شرکت در شهر اهواز قرار دارد.

**

پالایشگاه گاز بید بلند

این پالایشگاه اولین پالایشگاه گازی خاورمیانه است و در ۳۲ کیلومتری غرب بهبهان، ۱۸ کیلومتری شمال آغاجاری و ۳۵ کیلومتری جنوب شرقی شهرستان میانکوه در استان خوزستان واقع شده است. طراحی این پالایشگاه ابتدا به‌منظور تصفیه گازهای ترش همراه نفت میدان نفتی آغاجاری و صدور محصولات خروجی به خارج کشور صورت گرفت و ساختمان اولیه شامل ۵ واحد تصفیه گاز با ظرفیت ۲۴۰ میلیون فوت مکعب در روز، برای هر واحد و قابل توسعه تا ۹ واحد در سال ۱۳۴۷ آغاز و در آذرماه ۱۳۴۹ مورد بهره‌برداری قرار گرفت. طراحی پالایشگاه توسط شرکت Pritchard و ساختمان آن به‌وسیله شرکت Costain & Press و با نظارت گروه مهندسی و مدیریت ایران صورت گرفت.

**

داستان ان جی ال پلنت‌ها چیست؟

تا سال 52 نسل اول کارخانه‌های تولید گاز مایع مثل میدان گازی آغاجاری شامل   Nglهای 100، 200 و 300  و در حوضه اهواز Ngl 600 گاز اول میدان آسماری اهواز را جمع‌آوری می‌کرد و بالاخره در حوضه مارون Nglهای 400،400A  Ngl ،500  Ngl، 500A  Ngl راه‌اندازی و تکمیل شدند. وظیفه این ان جی ال پلنت‌ها انتقال گازهای مرحله اول و جمع‌آوری گازهای مرحله دوم بود. ان جی ال‌های میدان گازی آغاجاری گازهای ترش با ترکیبات گوگردی بالا را به پالایشگاه گاز بید بلند منتقل می‌کرد و در آن‌جا عملیات گوگردزدایی انجام می‌شد و بعد از پالایش گاز شیرین با استانداردهای بین‌المللی از طریق خطوط لوله سراسر فشارافزایی و برای توزیع شهری و تجاری منتقل می‌شد. در آن زمان در حدود 40 میلیون مترمکعب گاز تولیدی و 35 میلیون مترمکعب گاز به شوروی سابق صادر می‌شد و بقیه صرف مصارف داخلی می‌شد. در سال 1350 طرح پتروشیمی ijpc   یا شرکت پتروشیمی ایران و ژاپن (پتروشیمی بندر امام) کنونی به‌عنوان نسل دوم جهت جمع‌آوری فراورش و انتقال مطرح شد که در سال 1356احداث آن به‌ طورکلی به پایان رسید. 11 ایستگاه تقویت فشار تمامی گازهای اهواز و مارون را جمع‌آوری می‌کرد و به ان جی ال‌های 700 و 800 که در این طرح در نظر گرفته ‌شده بود انتقال می‌داد و محصولی به اسم ان جی ال تولید می‌کرد. این محصول به‌عنوان خوراک ijpc مورداستفاده قرار می‌گرفت. 

**

شروع کار شرکت ملی گاز ایران؛ بعد از هشت سال دفاع مقدس

بعد از جنگ تحمیلی هشت ساله بازسازی طرح‌هایي که در این جنگ دچار آسیب شده بودند یا قبلا کامل شده  اما راه‌اندازی نشده بود آغاز شد. در این میان در سال 1370 با آماده شدن واحد NF  خوراک‌رسانی به واحد پتروشیمیijpc  بندر امام آغاز شد. قبل از انقلاب قرار بود گازهای همراه نفت میدان آسماری اهواز و مارون خوراک پتروشیمی بندر امام را تأمین کند اما بعد از انقلاب میزان تولید نفت کاهش پیدا کرد و درنتیجه برای جبران کمبود خوراک پتروشیمی بندر امام(ره) طرح‌هايی برای جمع‌آوری گازهای سایر میدان‌های تولید نفت اجرا شد که منجر به تولید ان جی ال 1200 در ناحیه گچساران ، ان جی ال 1300 در ناحیه بی‌بی حکیمه و رگ سفید  و ان جی ال 1500 در ناحیه کرنج  شد. در حال حاضر در حوضه مناطق نفت‌خیز متناسب با میزان تولید نفت حدود 400 تا 600 فوت مکعب گاز به مشعل‌ها ارسال می‌شود. ماجرا این است که در دهه 70 تعدادی از ان جی ال پلنت‌ها اجرا نشده یا فرسوده شده بودند که امکان دریافت خوراک نداشتند؛ به همین منظور برای جبران طرح عظیم گاز بید بلند دو از طرف شرکت گاز ملی ایران مطرح شد و با تغییراتی که در طول سال‌ها کرد قرار شد خوراک این تاسیسات از گازهای کم مایع خروجی خانه‌های ان جی ال 100، 1000، 1200 و 1300 تأمین شود. توجیه طرح این بود که بالاترین میزان بازیافت اتان را داشته باشد و صنایع پایین‌دستی را از نظر خوراک تأمین کند.

**

نقل‌ و انتقال‌ها مابین میدان‌ها گازی کشور

بعد از رکودی طولانی در سال 1394  شرکت پالایش گاز بید بلند دو که بعد از واگذاری به شرکت صنایع پتروشیمی خلیج‌فارس به شرکت پالایش گاز بیدبلند خلیج‌فارس تغییر نام داده بود از 18 درصد پیشرفت ظرف مدت یک و نیم سال به حدود 92 درصد پیشرفت اجرایی رسید. ارزش این پروژه که بالغ ‌بر چهار میلیارد دلار است در زمان بهره‌برداری به دو میلیارد فوت مکعب خوراک نیاز دارد که قرار است از پازنان و ان جی ال‌های 1200 و 1300 تأمین شود و خوراک پتروشیمی‌های گچساران و مجتمع‌های واقع در پالایشگاه ماهشهر را تأمین کند. حالا با تغییر سیاست‌های وزارت نفت برای سرعت دادن به پروژه‌ها و کاهش هزینه‌ها قرار شد که به‌جای طرح‌های ان جی ال پلنت‌هايی مثل ان جی ال‌های 1800، 2300 و 2400 گازهایي که در حال سوخت هستند و قرار بود خوراک این ان جی ال‌ها باشند جمع‌آوری و به‌عنوان خوراک به بیدبلند خلیج‌فارس منتقل شوند. یعنی به‌جای جمع‌آوری گازها به‌صورت متمرکز مورد فراورش قرار بگیرند.

**

طرح مهم جمع‌آوری گاز

 با طرح خاموش کردن مشعل‌ها و جمع‌آوری گازهای همراه نفت از مناطق نفت‌خیز جنوب کشور و انتقال گازهای حوضه اهواز، مارون و منصوری به پتروشیمی مارون و جمع‌آوری سایر گازهای منطقه به بید بلند خلیج‌فارس حدود 500 میلیون فوت مکعب گاز در این مناطق جمع‌آوری می‌شود. این روند طی قراردادی مشخص بین شرکت سهامی پتروشیمی خلیج‌فارس و شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب منعقدشده و امیدواریم ظرف مدت سه تا چهار سال به نتیجه برسد و گازهای آلوده‌کننده جمع‌آوری و به ارزش‌افزوده شرکت پالایش گاز بید بلند خلیج‌فارس تبدیل شود.