دانلود پروژه بررسی پتانسیل کاربرد نانوتکنولوژی درصنایع پالایش نفت

اختصاصی از فایل هلپ دانلود پروژه بررسی پتانسیل کاربرد نانوتکنولوژی درصنایع پالایش نفت دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

دانلود پروژه بررسی پتانسیل کاربرد نانوتکنولوژی درصنایع پالایش نفت

تعداد صفحات پروژه:64

فرمت پروژه: pdf

با همکاری مرکز مطالعات تکنولوژی دانشگاه صنعتی شریف

دانلود مقاله گزارش کارآموزی پالایشگاه نفت کرمانشاه

اختصاصی از فایل هلپ دانلود مقاله گزارش کارآموزی پالایشگاه نفت کرمانشاه دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

تاریخچه:
پالایشگاه کرمانشاه در سال 1314 با تولید روزانه 4200 شبکه، در شمال شهر کرمانشاه در کنار رودخانه قره مو شروع به غعالیت کرد. در سال 1340 طرح توسعۀ پالایشگاه به ظریت 15000 شبکه در روز به انجام رسید و در 27 اردیبهشت سال 1350 به طور رسمی افتتاح شد، متماقب آن ظرفیت پالایشگاه در سال 1357 به حدود 19000 شبکه در روز افزایش یافت. همزمان با احداث پالایشگاه، خط لوله 3 اینچ نفت شهر برپیده و به جای آن خط لوله ای به قطر 8 اینچ و به طول260 کیلومتر احداث شده در آبان ماه 1362 نیز خط لوله افرینه به کرمانشاه به قطر 16 اینچ و به طول 172 کیلومتر آماده بهره برداری شد.
در حال حاضر خوراک پالایشگاه از طریق دو خط لوله نفت شهر به کرمانشاه و اهواز به کرمانشاه و حوزه سرکان ماله کوه تأمین می شود. در سال 1363 نیز با ایجاد تغییراتی تحت عنوان پروژه نوسازی، ظرفیت پالایشی آن به حدود 30000 شبکه در روز افزایش داده شد که نسبت به رفیت طراحی اولیه 100 درصد افزایش نشان می دهد. در سال 1378 شرکت پالایش نفت کرمانشاه به ثبت رسید و پالایشگاه در زیر مجموعۀ آن قرار گرفت.
پروژه های اجرا شده:
1/ تغییرات آرایش و تعداد مبدلهای پیشگرم
2/ نصب Studed tube در قسمت کنوکسیون کوره تقطیر
3/ نصب فلاش درام
4/ نصب دوده گیر در کوره واحد تقطیر
5/ نصب دستگاه نمک گیر
6/ نصب دودکش مستقل برای کوره سوم واحد تبدیل کاتالسیتی
7/ پروژه تصفیه فاضلاب صفتی و بهداشتی
8/ اخذ گواهینامه بین المللی مدیریت کیفیت Iso 9002
9/ اخذ گواهینامه بین الملی سیستم مدیریت زیست محیطی Iso 14001
پروژه های در دست اجرا:
1/ پروژه دیگهای بخار جدید شامل 2 دستگاه بویار
هر یک به ظرفیت 30 تن در ساعت با فشار 600 پوند بر اینچ مربع
2/ پروژه تولید آب صتی(DM) به ظریفت 100 متر مکعب در ساعت
3/ سیستم جمع آوری آبهای مقطر برگشتی
4/ پروژه نصب دو دستگاه ژنواتورهای بخاری هر یک به ظرفیت 3 مگاوات
5/ پروژه استفاده از MTBE بجای تترااستیل سرب
6/ پروژه بازیافت سلاپس بدون سرب و تزریق آن به نفت خام
تولیدات پالایشگاه:
با توجه به استقرار نظام های کنترل کیفی Iso9002 و زیست محیطی Iso 14001 فعلاً این شرکت حداکثر روزانه25000 شبکه فراورده نفتی را به شرح زیر تولید می کند.
A بنزین معمولی56/17
B نفت سفید54/14
C نفت گاز8/16
D گاز مایع 24/3
E نفت کوره 24/43
F سوخت و ضایعات 62/4
جدول مقایسه ای
واحد های پالایش ظرفیت حرارتی اولیه شبکه در روز طرفیت بالقوه شبکه در روز
نمک گیر 30000 30000
فلاش درام 30000 30000
تقطیر در جو 15000 25000
تصفیه نفتا 2800 3400
تبدیل کاتالیسی 2800 3400
تصفیه نفت شفید 2800 4000
تولید گاز مایع 700 1150
واحر مراکس 1050 2200

مخازن شامل: ظرفیت شبکه:
نفت خام 400000
محصولات نفتی 420000
مواد غیر نفتی 130000

ظرفیت طراحی ظرفیت بالقوه
واحد تولید آب صنعتی ( مترمکعب در ساعت) (100)+27 27
واحد تولیدبخار( تن در ساعت) (60)+44 44
واحد تولید برق( مگاوات در ساعت) (6)+2/5 2/5

در دست راه اندازی (Future)
پیش گفتار:
عظمت صنایع نفت که در زمانی کوتاه در صف بزرگترین صنایع سنگین جهان قرار گرفته مدیون تکنولوژی پیشرفته آن است که تمام قدرت علمی و دانش بشری قرن بیستم را به خدمت گمارده است. خصوصیت واحدهای پالایش نفت را شاید بتوان در پیچیدگی مادۀ اولیه آن به لحاظ شیمیایی و حجم زیاد مادۀ اولیه از نظر فیزیکی خلاصه کرد. همین خصوصیات تکنولوژی خاصی را برای صنایع پالایش نفت بوجود آورده که آنرا از تکنولوژی عمومی صنایع شیمیایی متمایز می سازد.
در این کتاب که تکنولوژی پالایش نفت است به اصول و پایه های که تکنولوژی صنایع پالایش برآن استوار است پرداخته است. بدون اغراق امروزه، امور جهان پیشرفته، بر پایه نفت می گردد. برای درک بهتر مسأله کافی است تصور کنیم که اگر عرضه نفت در جهان یکباره قطع شود، چه اتفاقی می افتد. روشن است که منظور از نفت، تنها بنزین نیست، گر اینکه بنزین یکی از مهمترین فراورده های نفتی است، اما نفت شامل فراورده هایی چون گازوئیل برای وسایل نقلیه سنگین، نفت گاز برای سیستم های حرارت مرکزی، نفت کوره برای استفاده در کشتی ها، نیروگاهها و کوره هزاران کارخانه و سوخت جت برای هواپیماها نیز می شود.
انواع روغن های مورد استفاده در ماشین آلات و قر که در ساختن سطح جاده ها مورد مصرف دارد از جمله فراورده های نفتی محسوب می شود. از نفت همچنین هزاران فرآوردۀ دیگر ماننده پلاستیک ها ، رنگها، شوینده ها، لاستیک های مصنوعی، پارچه ،لوازم آرایشی و بهداشتی، شمع، ضد یخ، حشره کش ها کودهای شیمیایی و مواد فراوانی که در زندگی روزمره بشر کاربرد دارد و بدست می آید. به این ترتیب نفت خام نقش بسیار مهمی در زندگی جوامع ایفا می کند. و بدون وجود آن ،تمدن امروزی، با پس رفت فاحشی روبرو می شود. با این وجود، مردم عادی کمتر به اهمیت چنین نشی آگاهند و شاید به همین دلیل است که موقعت نفت خام و فرآورده های آن در زندگی روزمره دست کم گرفته می شود.
میلیون ها سال پیش نفت خام چگونه درژ رخای زمین و زیر بستر دریاها تشکیل شده است؟
نفت معدنی، « پترولیوم» Petroleum خوانده می شود که از دو حکم«پترا» به معنی سنگ و « اولیوم» به معنی روغن تشکیل شده است. پترولیوم، « ترکیبات مایع» (نفت خام)، «گاز طبیعی» ( منابع مستقل و یا همراه نفت) و حتی مواد جامد و نیمه جامد مانند قیر می شود.
نفت چکونه بوجود آمد؟
با اینکه نفت و ترکیبات گوناگون آن، پس از آب فراوانترین مایع در داخل پوته سطحی کره زمین است، اما چگونگی تشکیل آن، هنوز بطور قطعی و دقیق، روشن نیست. شاید مناسب ترین راه برای یافتن پاسخ این پرسش، بازگشت به صدها میلیون سال پیش و تجسم این نکته باشد که در آن دوران، در بستر اقیانوس ها که بخش اعظم خشکی های امروز را تشکیل می دهد، چه گذشته است. نظریه مورد قبول همگان در شرایط کنونی این است که نفت محصول آمیختگی لاشه میلیاردها موجود ریز و درشت آبزی با گیاهان بستر دریا و نیز تجزیه بقایای گیاهان مناطق خشکی است که توسط رودخانه ها به دریا حمل شده است. به مرور زمان ،رسوبات اولیه و زیرین، با افزایش رسوبات در ماحل بعدی و متأثر از حوادث موجود در اعماق زمین، فشرده تر شده و به این ترتیب، رسوبات اولیه و تحت فشار، به صورت لایه های سخت در زیر بستر دریاها طبقات بزرگ سنگی را به وجود آورده است و در نهایت، به صورت نیروی وارده بر پوستۀ خارجی زمین به تدریج لایه های سنگی را فشرده تر ساخته و آنرا به صورت خمیده در آورده است. و بستر دریا تحت چین فشاری به سطح دریا رانده شده و خشکی ها را تشکیل داده است. هم اینک در بسیاری از مناطق می توان سنگریزه های کنار دریا را کیلومترها دورتر از ساحل و در مواردی در نوک تپه ها مشاهده کرد. در طول این مدت، بقایای موجودات دریایی و گیاهان خشکی که به اعماق زمین رانده و در آنجا محبوس شده بودند به تدریج تجزیه و به نفت تبدیل شدند و این روند تجزیه و تبدیل طی میلیون ها سال ادامه یافت. هم اکنون در اعماق زمین و یا بستر دریاها در بسیاری از مناطق جهانف لایه های سنگی و عظیمی از جنس سنگ آهک یا ماسه سنگ وجود دارد.
که در داخل برخی از آنها ثروت هنگفتی از نفت نهفته است.
نفت درچه مناطقی بدیت می آید؟
نفت در کشورهای زیادی یافت می شود. در برخی کشورها بیشتر و در برخی دیگر کمتر. در شرایط کنونی در هفت منطقه اصلی جهان، منابع نفت در مقیاس بالا، وجود دارد. این مناطق عبارت است از:
1- روسیه و کشورهای بلوک شرق از جمله چین
2- خاورمیانه
3- آمریکای شمالی( ایالات متحده و کانادا)
4- آمریکای لاتین( مکزیک ،ونزوئلا، آرژانتین و برزیل)
5- آفریقا( نیجریه، لیبی، مصر ، الجزایر)
6- اروپای غربی( بیشتر در دریای شمال)
7- خاور دور و اقیانوسیه( اندونزی، اترالیا، هند و مالزی)
در سال 1975 روسیه بزرگترین تولید کننده نفت در جهان بود و این موقعیت را برای مدت کوتاهی در اختیار داشت سپس ایالات متحدۀ آمریکا این مقام را بدست آورد. آمریکاهم اینک در مرتبۀ سوم و خاورمیانه در مرتبۀ دوم تولید کنندگان نفت جهان قرار دارند. خاورمیانه به لحاظ پایین بودن میزان مصارف داخلی بیشترین تولید خود را به خارج صادر می کند. پس از جنگ جهانی دوم، خاورمیانه منبع اصلی واردات نفت انگلستان به شمار می رفت. کشف نفت در دریای شمال انگلیس در دهۀ 1970 این موقعیت را تغییر داد. با این وجود هنوز منابع عظیمی از نفت در خاورمیانه وجود دارد. که می تواند در آینده استخراج شود بر پایه بررسی های انجام شده در سال 1984 و 6/56 درصد از ذخایر نفتی جهان در خاورمیانه قرار دارد. اروپای غربی تنها دارای 4/3 درصد از ذخایر نفتی جهان است که بیشتر این منابع نیز در دریای شمال انگلیس واقع است.
تکنولوژی پالایش نفت
اصول تکنولوژی پالایش نقت
کلیاتی راجع به نفت:
اثر مستقیم و غیر مستقیم فراورده های نفتی در زندگی بشر به قدری زیاد است که به زحمت می توان دوران قبل از پیدایش نفت را مجسم ساخت. تولید و پالایش نفت یکی از جوانتریم صنایع سنگین است زیرا اولین چاه نفت بوسیله Drake در نزدیکیTitusville در ایالت پنسیلوانیای آمریکا در سال 1859 یعنی کمی بیش از یک قرن پیش حفر گردیده و آثار پیشرفت صنعت نفت در سالهای بعد از آن پیدا شد. تاریخ گسترش نفت را باید از دهۀ اول قرن بیشتم یعن هنگامی که کاربرد موتورهای احتراق داخلی درون سوز شکل عمومی به خود گرفت دانست. در حال حاضر مشکل می توان قسمتهایی از زندگی انسانی را نام برد که مستقیم و یا غیر مستقیم بعضی از مشتقات نفت در آن نقشی نداشته باشد. نیروی محرکۀ ماشین ها و موتورهای دیزل بوسیلۀ بنزین و نفت گاز تأمین می شود کلیه قسمتهای متحرک موتورها از روغن های نفتی استفاده می کند، در داروسازی کاربرد فرآورده های نفتی هر روز زیادتر می شود و بالاخره صنایع عظیم پتروشیمی از گازها و سایر فرآورده های نفتی مایه می گیرد. سال 1859 به عنوان سال تولد صنعت نفت ذکر شد لیکن تاریخ استفاده از فرآورده های نفتی به شکلی که در طبیعت وجود دارد و به شکل محدود آن خیلی قدیمی تر است استفاده از نفت به قدیمی ترین تمدنهای بشری در کشورهایی که نفت و قیر در سطح زمین پیدا می شده بر می گردد. در بین النهرین ( عراق) مهد تمدن یومریها، آسوریها و بابلی ها و در جنوب غربی ایران در حدود4000 تا 5000 سال قبل اهلی بعضی مواد نفتی را از دریاچه های قیر موجود در اختیار داشته و از آنها استفاده می کرده اند. در موزۀ ایران نیز می توان اشیایی که مربوط به عهد سومریها یعنی حدود 4500 سال قبل بوده و از مواد قیری در ساختمان آنها استفاده شده مشاهده نمود. مهمترین کاربرد مواد قیری در قدیم به عنوان مواد غیر قابل نفوذ کننده در معماری و تأسیسات ایدرولیک بوده است. چند سال قبل در عملیات حفاری Eshnunna یک حمام بابلی کشف شد که از مواد قیری برای غیر قابل نفوذ کردن آن استفاده شده بود. رومی ها و یونانی ها نیز با استفاده از مواد قیری آشنایی داشته و از این مواد برای غیر قابل نفوذ کردن آن استفاده شده بود. رومی ها و یونانی ها نیز با استفاده از مواد قیری آشنایی داشته و از این مواد برای غیر قابل نفوذ کردن کشتی ها خود استفاده م یکرده اند. همچنین ا نفت برای گرم کردن و روشنایی استفاده می نموده اند. در قرون اخیر نقت دبعضی از کاربردهای پزشکی نیز پیدا کرد. اکنون این سئوال پیش می آید که با وجود آشنایی بشر به نفت و موارد کابرد آن چرا توسعه صنعت نفت تا این اندازه به عقب افتاده؟ علت آن مسلماً نقص صنعت حفاری نبوده است یرا ثابت شده که در چین حدود 200 سال قبل از میلاد مسیح برای استخراج نمک تا اعماق قابل ملاحظه و با روش ضربه ای که هنوز نیز مورد استفاده است حفاری می کرده اند. علت عقب ماندگی این صنعت معلول عوامل چندی است که مهمترین آنها را باید در نقص دستگاه های تقطیر دانست زیرا تزه در اواخر قرن هجدهم بود که دستگاههای تقطیر به سبب پیشرفت تئوریهای جدید حرارتی تکمیل شد. و در مقیاس صنعتی مورد استفاده قرار گرفت.
نکتۀ دیگر آنکه پیشرفت صنعت نفت و تولید زیاد مواد نفتی محتاج مصرف و در نتیجه تقاضای زیاد برایفرآورده های نفتی بود. ابتدا در مناطق نفت خیز تنها فرآوردۀ مورد استفاده که ه مقیاس تجاری تولید شده و به فروش می رفت نفت چراغ بود که جای روغنهای ناتی و حیوانی را که قبلاً برای روشنایی استفاده می شده می گرفت. در برش نفت چراغ به طور متوسط فقط حدود 15% کل نفت خام را تشکیل می دهد. قسمت بنزین و باقیمانده تقطیر یعنی سوخت موتورها و سوختهای ماع که حالیه یکی از مهمترین و با ارزشترین فرآورده های نفتی است هیچگونه ارزشی نداشت. در سوماترا ( اندونزی) بنزین بی مصرف و خطرناک سالهای متمادی سوزانده و از بین برده می شد! برای اینکه درصد نفت چراغ باقی می گذاشتند به این دلیل هنگام سوزاندن در چراغ غالباً موجب انفجار و حریق می شد. برای جلوگیری از چنین حوادث قوانین و مقررات شدیدی در مود «نقطۀ اشتغال» فراورده های نفتی وضع و به مورد اجرا گذاشته شد.
در حال حاضر اندازه گیری نقطه اشتغال با وجود آنکه هنور هم یکی از مشخصات فراورده های نفتی است تقریباً بی معنی به نظر می رسد. فرآورده های دیگر نفتی مانند بنزین – نفت گاز- روغن ها- موم ها- سوختهای مایع و مواد آسفالتی کم کم در طول سالها مورد استفاده پیدا کرد ، لیکن صنعت نفت مدتهای مدید هنوز شکل ابتدایی داشت، پالایش نفت خام شامل یک عمل تقطیر بسیار ساده و ابتدایی بود وسایر اعمال بعدی مثل شستشوی با اسید و مواد قلیایی و غیره نیز وضع بهتری نداشت. افزایش ناگهانی مصرف بنزین به عنوان سوخت موتورهای درون سوز پیشرفت های فنی زیادی را ایجاد می نمود تا تولید بتواند جوابگوی تقاضا و مصرف باشد .
به این ترتیب می توان گفت که افزایش زیاد تعداد ماشین های سواری محرک اصلی پیشرفت سریع صنعت نفت در قرن ما است. کیفیت بنزین نیزمی بایست بهبود یابد زیرا بهبود کبفبت امکان می دهد که نسبت تراکم در موتورهای احتراق داخلی افزایش یابد و در نتیجه بازده موتور بالا رفته در میزان سوخت صرفه جویی گردد. یادآوری می شود که
که د رآن = بازده حرارتی R = نسبت تراکم
نسبت گرمای ویژه سوخت به ترتیب در فشا و حجم ثابت .
می توان گفت رقابتی میان سازندگان موتور و تولید کنندگان بنزین بوجود آمده است. البته کیفیت بنزین بهتر شده است لیکن پیشرفت صنعت ماشین سازی هنوز بهبود بیشتری را می طلبد. اکنون در مورد موتورهای اتومبیل این مسابقه تا حدی آرام شده ولی در مورد موتورهای هواپیما همچنان ادامه دارد شاید با پیشرفتهای که موتورهای جت می نماید در سالهای آینده بهبود نوع سوخت شکل دیگری به خود بگیرد. احتیاجات جدید برای بنزین موجب تغییرات زیادی در صنعت نفت گردید. چون رفع احتیاجات تنها از بنزین حاصله از تقطیر مستقیمن نفت خام میسر نبود لذا جبران کمبود بنزین از راه شکستن مولکولهای بزرگ موجود در نفت و تبدیل آنها به مولکولهای کوچکتر و سبکتر عملی گردیده به این ترتیب صنعت گراکنیگ بوجود آمد. اولین کاربرد گراکنیگ در صنعت نفت در سال 1912 به وسیلهBurton در Whiting در آزمایشگاههای Standard oilco .of Indiana صورت گفت.
نامگذاری فراورده های نفتی:
نامگذاری فراورده های نفتی داراری خصوصیات مختلف و متنوع است. مانند صنایع دیگر ،که در کشورهای مختلف همزمان و به طور موازی گسترش می یابد، در صنعت نفت نیز نامگذاری دچار بعضی بی وقتی ها و نارسائیهاست. این نارسائی گاهی به حدی می رسد که نام یک جسم معین در یک کشور به جسم کاملاً متفاوت دیگری در کشوردیگر داده می شود. مثلاً در آمریکاکلمۀ «Petroleum» مرادف «Crude Oil» به فضای نفت خام است در صورتیکه در کشورهای آلمانی به زبان همین کلمۀ Petroleum» تنها به فرآورده ای که در زبان انگلیسی«Kerosine» ( نفت چراغ) است اطلاق می گردد.
برای پذیرش یک نامگذاری یکنواخت بویژه در کشورهای انگلیسی زبان کوشش های فراوانی بوسیلۀ کانون تکنوشریست های نفت در انگلستان و ASTM در ایالات متحده و گروههای مشابه در کشورهای دیگر صورت گرفته است.
فصل اول
جستجو و تولید نفت
1-1 منشأ نفت: از نظر اینکه بررسی دوبارل منشأ پیدایش مواد معدنی، ما را در کشف و بهره برداری منابع جدید راهنمایی بسیاری می نماید از اولین روزهای استفاده از مواد نفتی دانشمندان در صدد کشف منشأ و علل پیدایش نفت برآمدند، به دو دلیل اساسی این بررسی به سهولت سایر مواد معدنی امکانپذیر نشد و میدان را برای بیان فرضیات و تئوریهای مختلف همچنان بازگذاشت. دلیل اول مربوط به خاصیت مهم نفت یعنس سیالیت آن است. اگر بررسی میکروسکوپی مثلاً زغال سنگ و تحقیق در چگونگی تشکیل طبقات مجاور معادل آن گیاهی بودن منشأ آنرا به سهولت ثابت می نماید در مورد نفت استفاده و از این روش امکانپذیر نیست زیرا سیالیت نفت احتمالاً موجب جریان ان از نقطه ای به نقطل دیگر می شود و در نتیجه از محل پیدایش خود دور می گردد.
دلیل دوم آنکه کلیۀ منابع ایدروکربور موجود در طبیعت منشأ واحدی ندارد و این موضوع موجب گراهی فراوان محققین می وشد. مثلاً درست است که متان گازی است طبیعی که همراه نفت هم هست، ولی هر گازمتانی که از زمین خارج می شود مربوط به نفت نیست چه در طبیعت این گاز به طرق مختلف تشکیل می گردد.
2-1- زمین شناسی نفت:
بطور خلاصه به این نتیجه رسیدیم که احتمالاً نفت سور از مواد و در قعر دریایی قدیم تشکیل گردیده است لکن با توجه به این که مقدار نفت در هر قسمتی از محل تشکیل نسبتاً کم است باید دلائلی جستجو شود که وجود مخازن بزرگ کنونی نفت را که درآن مقادیر زیاد نفت در مناطق نسبتاً کوچک زمین جمع شده است توصیه نماید. در مطالعه زمین شناسی نفت اصطلاح «انتقال» برای بیان علم تراکم و تجمع در یک مخزن بکار رفته که از نظر جستجوی نفت شاید مهمترین عامل به شمار می رود هر گاه قادر به درک دلائل انتقال و تنحو ۀآن باشیم به سادگی ممکن است با بررسی مراکز متحمل تشکیل نفت و مطالعه عوامل با تقریب کامنی محل مخازن فعلی نفت را حدش زد. در واقع دو مسئله باید بررسی شود.
الف- چرا همیشه نفت از منطقه رسمی و یزدانه که احتمالاً در آنجا به وجود آمده به سنگهای متلخلف ماسه سنگها و سنگهای آهی که تشکیل سنگهای مخزن را می دهد انتقال می یابد؟ بررسی این مسئله موضوع علل« انتقال نخستین» است.
ب- چرا موقعی که نفت به صخره های مخزن رسید از آب و گار جدا می شود و به این ترتیب لایه ای متمایز تشکیل می دهد که برروی آب و زیر لایه گاز قرار دارد؟ مطالعۀ این مسئل موضوع« دومین انتقال» است.
نخستین انتقال:
جوابهای مختلفی در پاسخ مسئله نخستین انتقال داده شده که بعضی از آنها بعلت نارسائی در توجیه همه جانبه مطلب نمی تواند قابل قبول باشد. عده ای مبنای انتقال را اختلاف وزن مخصوص نفت و آب دانسته و «تئوری شناور» را ابراز کرده اند. نفت از گاز سنگین تر و از آب سبکتر است و به عقیده آنها این عامل به اندازه کافی قوی است. برای اینکه مبنای عمل نخستین و دومین انتقال قرار گرفته انبار شدن گاز و سپس نفت را در بالاترین نقطۀ ممکن موجب گردد. در این وتوضیح تفاوت زیادی که میان جریان مایع در منافذ سنگها، با جدایی ساده بین مایعات با وزن مخصوص مختلف در یک مخزن باز وجود دارد نا دیده گرفته شده است. مخازن نفت کالیفرنیا به شکل یک عدسی از سنگهای درشت دامنه محاط در منطقۀ ماسه سنگهای دانه ریز است. همین موضوع موجب شده که عده ای « تئوری موشینگی» را عرضه دارند به موجب این تئوری در یک مخلوط نفت و آب مایعی که دارای کشش سطحی کمتر است( مثل نفت) تمایل بیشتری دارد به اینکه در منافذ بازتر جریان یابد در صورتی که مایع با کشش سطحی بیشتر( مثل آب) متمایل است در سنگهای دانه ریز جریان پیدا کند. آزمایشهای متعدد نظیر به فوق را به عنوان عامل اصلی انتقال نفت مردود می سازد. نظیر به دیگری که سالها مورد قبول بوده نظریه انتقال تحت تأثیرهای جریانهای زیر زینی است.
مطابق این نظریه فشار آرتزین موجب جریان تب می شود و جریان آب ذرات ریز نفت را به همرا ه خود به مخزن نفت می کشاند. ضعف اساسی نظریۀ فوق در این است که مخزن از طبقه نفوذ ناپذیری پوشیده شده که امکان عبور جریان آب را نمی دهد. لکن این مسئله را شاید بتوان این طور توجیه نمود که طبقه غیر قابل نفوذ مورد بحث پس از بوجود آمدن مخزن نفت به این شکل غیر قابل نفوذ در آمده و ابتدا امکان عبور جریان آب از آن بوده است. به این ترتیب جریان آب که همراه خود قطرات نفت را منتقل می نماید هر گاه در مسیر خود به قشری برخورد کرد که قطرات نفت را منتقل می نماید و قطرات موجود نفت در فشار موجود نتواند عبور نماید نفت می ماند و آب می گذرد و به این شکل مخزنی از نفت بوجود م یآید.
انتقال ثانوی:
حرکت سیالات درون مخزن را انتقال ثانوی می نامند. در این مورد البته اختلاف وزن مخصوص وکشش سطحی اهمیت زیاد دارد. ابعاد دانه های سنگ مخزن نیز در سرعت انتقال ثانوی موثر است. در انتقال ثانوی و در طی مدت مدید مخزن به فازهای مختلف تقسیم شده لایه های گاز و نفتو آب از یکدیگر جدا می شود و به ترتیب وزن مخصوص خود قرار می گیرد.
1-2-1- اناوع مخازن نفت( نفتگیر):
صرف نظر از نحوۀ انتقال ها و تئوریهای مختلف مربوط به آن، انبار شدهن نفت و گاز در یک قسمت از زمین مستلزم آن است که سنگ مخزن و لایه غیر قابل نفوذ روی آن به شکلی باشد که نفت و گاز قادر به عبور نباشد. در طبیعت چنین ساختمان مساعدی به اشکال مختلف می تواند وجود داشته باشد.
A-نفتگیر تاقدیسی:
این نوع نفتگیر نسبتاً ساده و نمونه های آن در طبیعت فراوان است. لایه های قشر زمین تحت فشار چین خورده به صورت تاقدیس و ناودیس در می آید. نوعی نفتگیر که در حقیقت همان نفتگیر تاقدیسی است و شکل آن تا حدی با تاقدیسهای معمولی تفاوت دارد گنبد نمکی است. طرز تشکیل این نوع نفتگیر آن است که در نتیجۀ فشار هائیکه از اطراف به لایۀ نمف در اعماق زمین دارد می آید لایۀ نمک لایه های زمین را شکافته بطرف بالا رانده می شود. و به این ترتیب در اطراف خود تشکیل مخازن نفت را امکان می دهد. چنین ستونهای نمکی ممکن است تا بیست هزار پا لایه ها را شکافد و حتی تا چهار هزار پا بالاتر از سطح زمین قرار دارد.
B- نفتگیر چینه ای: در این نوع نفتگیر یک ناهماهنگی میان لایه های زیرین لایه های فوقانی وجود دارد.
C-نفتگیر گسسته: در این مورد وجود نفتگیر نتیجه گسستگی لایه ها است.
D-نفتگیر عدسی: به علت یکسان نبودن شرایط رسوب در دریاهای قدیم قشرهای عدسی شکل در طبقات زمین وجود دارد. در طبیعت انواع دیگر نفتگیر نیز مشاهده می شود مثلاً گاهی اطراف بعضی از مخازن بوسیله لایه ای آسفالت و موم غیر قابل نفوذ شده است که ا ین لایه در نتیجهتبخیر مواد سبک نفتی از نت خام بوجود آمده است.
گاهی مشاهده می شود که چندین مخزن مختلف و حتی با فواصل قابل ملاحظه روی یکدیگر قرار دارد. نوع نفت این مخان همیشه هم مشابه نیست گاهی نفت خام پارامینی در زیر لایۀ نفت خام نفتی به دست آمده است. دورانهای زمین شناسی که نفت از آنها استخراج می شود وسیعاً متفاوت است با وجود این عملاً نفت در لایه های نسبتاً جوان یعنی در دوران سوم زمسن شناسی که عمر آن بین 10 تا 60 میلیون سال تخمین زده می شود بدست می آید.
2-1- اتکتشاف نفت:
در اوائل پیدایش صنعت نفت تنها آثار و علائم سطحی از قبیل تراوش گاز و نفت و غیره به سطح زمین جویندگان را در کشف مخازن زیر زمینی نفت کمک می کرد. اما کم کم معلوم شد که شناسایی وضع لایه ها به کشف نفت کمک موثری می نماید. از اینرو دانش زمین شناسی را به کمک گرفتند. از خواص فیزیکی و شیمیایی لایه ها استفاده شد و بدین ترتیب روشهای ژئو فیزیکی و ژئوشیمی هم در عمل اکتشاف بکار رفت. لکن هم اکنون نیز با پیشرفتهای فراوان علمی هنوز آثار و علائم سطحی کمک زیادی در پیدایش منابع زیر زمینی می نماید.
اکتشاف به کمک زمین شناسی:
زمین شناسی به ما می آموزد که آیا شکل و وضع لایه های زیر زمینی در محل مود نظر برای تشکیل نفتگیر مناسب هست یا خیر؟ در صورتی که مناسب تشخیص داده شد به جستجوی مخازن زیرزمینی نفت پرداخته می شود. از این قرار مبنای کار تهیه نقشه ای از لایه های زیر زمینی است. یکی از بهترین طرق تهیه نقشۀ عکسبرداری هوایی است که امروزه به زمین شناسی کمک فراوان می نماید.
در این طریق عکسبرداری هواپیمای حامل دوربین خودکار در ارتفاع ثابت با سرعت یکنواخت حرکت می کند و دریچۀ دوربین عکسبرداری به وسیلۀ دستگاه خودکار پیاپی و منظم باز شده عکسبرداری می نماید. عکسهایی که به این نحو تهیه می شود زیر دوربین مخصوصی بنام (STEREOSCOPS) برجسته نشان داده می شود و به این ترتیب وضع برآمدگیها و حتی نوع لایه ها و عمق زوایای آن تشخیص داده می شود از روی خصوصیات عکس ها نقشۀ زمین شناسی تهیه می گردد. با نقشه هائیکه بدین نحو تهیه می شود سریع تر از بسیاری از وسایل دیگر می توان نقاطی را که باید بررسی های دقیق در آنها صورت گیرد و همچنین حدود و ساختمان اقسام لایه ها را معلوم نمود. در این مرحله از چاههای کم عمق دستی آزمایشی نیز برای تشخیص وضع لایه ها استفاده می شود. از نظر اینکه در طی سالهای قمادی و به علل عوامل جدی سطح زمین اکثر از قری بی کشل پوشیده می شود که شکل حقیق چین خوردگی ها و لایه ها را از نظر پوشیده می دارد گاهی روش عکسبرداری تنها برای شناسایی قشرها کافی نیست در این صورت از روشهای ژئوفیزیکی و ژئوشیمی به این منظور استفاده می شود.
1-3-1-روشهای ژئوفیزیکی:
الف- روش ثقل سنجی:
با این روش می توان به کمک دستگاه مخصوص تغییرات قوۀ ثقل زمین را در نقاط مختلف انداه گرفت و به این ترتیب تا حدی وضع لایه های مختلف را معلوم نمود.
ب- روش لرزه نگاری:
با ایجاد زمین لرزه مصنوعی ارتعاشاتی به اعماق زمین فرستاده می شود و با مطالعه امواج انعکاسی و یا انکساری وضع طبقات زیر زمینی را بررسی می نمایند.
از نظر اینکه سرعت امواج در لایه های مختلف متفاوت است( هر چه لایه متراکم تر باشد سرعت امواج بیشتر است) روش لرزه نگاری می تواند اطلاعاتی البته به شکل محدود از وضع لایه ها به دست دهد.
ج- روش مغناطیسی:
روش مغناطیسی بر مبنای بررسی جهت و شدت میدانهای مغناطیسی قرار دارد. برای این منظور از دستگاهی به نامMAGNETO METER استفاده می شود. چون در قشر زمین مقداری مواد آهنی وجود دارد و نیز چون ساختمانها و گستگی ها ی متعدد وضع لایه ها را نسبت به سطح زمین تغییر می دهد و اگر خواص مغناطیسی برخی از این عوامل مجتمعاً و یا منفرداً مانع از انطباق نصف النهار مغناطیسی بر نصف النهعار جغرافیایی می شود. تفاوت حاصل را اختلاف مغناطیسی می نامند. اگر شدت متوسط میدان مغناطیسی ناحیه وسیعی را شدت عادی آن ناحیه تلقی کنیم و آنرا مأخذ مقایسه قرار دهیم در این صورت انحراف از این شدت متوسط نشانۀ تغییر خواص مغناطیسی و یا تغییر وضع ساختمانی لایه ها است.
د- روش الکتریکی:
روش الکتریکی بر میپبنای اندازه گیری مقاومت مخصوص زمین در مقابل امواج الکتریکی در ایستگاههای مختلف قرار دارد. برای شناسایی وضع لایه ها از روش های مختلف دیگر نیز مانند زیرین شناسایی (Palantology) استفاده می شود. این روش آثار و بقایای حیوانات و گیاهان دورانهای گذشته را در سنگها مورد بررسی قرار دادهع با تشخیص عمنر آنها زمان و قدمت تشکیل لایه های زمین را معلوم می سازد.
2-3-1- روش ژئوشیمی:
بطور ساده ژئوشیمی علمی است که به طور کلی از شیمی زمین و به طور اختصاصی از مواد متشکۀ آن صحبت می کند. ژئوشیمی در عین حال هم به لحاظی محدودتر و هم از نظری مبوط تر از زمین شناسی است. ژئوشیمی از توزیع و حرکت مواد شیمیایی در داخل زمین در زمان و مکان بحث می کند. Goldschmidt ژئوشیمی را به این ترتیب تعریف می نماید. اولین نقش ژئوشیمی از یک طرف اندازه گیری کمی ترکیب زمین و مواد متشکۀ آن است و از طرف دیگر کشف قوانینی که توزیع هر یک از مواد را در زمین کنترل می نماید. برای حل این مسائل ژئوشیمیست احتیاج به یک مجموعۀ قابل درکی از ارقام حاصله تز تجزیۀ مواد روی زمین مثل سنگها، آبها و اتمسفر دارد. ژئوشیمیسات همچنین از آنالیز سنگهای آسمانی و اعداد بدست آمده از علوم ستاره شناسسی روی ترکیب اشیأ آسمانی و اعداد ژئوفیزیکی روی طبیعت قسمت داخلی زمین استفاده می نماید. اطلاعات با ارزشی نیز از آزمایشگاهی مواد معدنی و در نتیجه حد سیتاتی در زمینه شکل تشکیل و شرایط تثبیت آنها بدست می آید.
هدفهای اصلی ژئوشیمی را می توان به شکل زی خلاصه نمود:
1- اندازه گیری نسبی و مطلق فراوانی مواد و ایزوتوپها در زمین
2- بررسی توزیع و مهاجرت هر یک از مواد در قسمتهای مختلف زمین ( اتمسفر، ایدروسفر، پوسته و غیره) و در مواد معدنی و سنگها بر اساس کشف اصول حاکمه بر اینم توزیع و مهاجرت.
4-1- حفاری:
اگر نفت به صورت دریاچه ای بزرگ در زیر زمین وجود داشت، کاربرای استخراج کنندگان آن بسیار آسانتر بود. اما متاسفانه این گونه نیست. نفت در سوراخ ها و خلل و فرج انواع بخصوصی از سنگها قرار دارد. درست شبیه به آبی که در داخل یک قطعه اسفنج قرار می گیرد. سنگهای متخلخل حاوی نفت باید توسط سنگهای نفوذ نا پذیر دیگر احاطه شده باشد. در غیر اینصورت نفت از درون سنگ ها بیرون می آید. و به سطح زمین نفوذ م یکند. برای تشخیص محل نفت لازم است که:
1- محل درست سنگهایی که زمانی بستر دریاهای ما قبل تاریخ را تشکیل می داده است. شناسایی شود.
2- موقعیت صحیح تله های نفتی واقع در دل این سنگهای نفوذ نا پذیر یقیین شود
بدیهی است تله های نفتی از سطح زمین قابل مشاهده، نیست چرا که هزاران فوت، پایین تر از سطح زمین قرار دارد. بررسی های زمین شناسی با وجود تمام وقتی که می شود تنها امکان وجود مخازن را پیش بینی می کند. برای اطمینان به وجود نفت تنها وسیله حفر چاه است.
حفاری برای استخاج نفت:
عملیات حفاری مانند عملیات اکتشاف کاری پر هزینه و وقت گیر است. لذا تا زمانی که متخصصین زمین شناسان و لرزه نگاری مشترکاً در مورد نقطۀ مناسب برای حفاری به توافق نرسیده اند، کل حفاری در محل مستقر نمی شود. در عملیات حفاری از روش چرخشی(Ratary) استفاده می شود.
ممکن است حفر چند اینچ در داخل نگ، ساعت ها بطول انجامد. برای این کار از مته های ویژه حفاری استفاده می شود. معمولاً در صنعت حفاری از انواع مختلف کته کمک گرفته می شود و در نوک بعضی از این مته ها، الماس صنعتی بکار می رود. طرز کار مته ها شبیه مته های معمولی است که برای سوراخ کردن فلزات و چوب بکار م یرود، با این تفاوت که مته های حفاری ابعاد بسیار بزرگتری دارد مته حفاری به انتهای یک لوله 9 متری فولادی به نام « لوله حفاری» که معمولاً 5/11 سانتی متر قطر دارد و متصل می شود. این لوله نیز به نوبۀ خود به یک «لوله کارگر»(kelly) که یک لوله تو خالی با مقطع چهار گوش است، وصل می گردد در داخل یک حفره چهار گوش در روی« صفحه دوّار»(rotany table) قرار می گیرد. عملیات حفاری بوسیلۀ چرخش صفحۀ دوار که لوله کارگر دو رشته لوله های حفاری را می چرخاند. انجام می پذیرد. هنگامیکه مته به اندازه طول لوله حفاری زمین را شکافت و پایین رفت رشته لوله های حفاری بلاقی می آید و یک قطعه لولخ دیگر به سر مته اضافه می شود. با پیشرفت کار و عمق تر شدن حفاری لوله های اضافی به سر مته افزوده می شود. در جریان حفاری دیر یا زود، مته کند می وشد، برای این کار، به جای آنکه تمامی لوله های 9 متری حفاری تک تک بیرون آورده شود، برای جلوگیری از اتلاف وقت هر بار سه قسمت از لوله به همراه یکدیگر برداشته می وشد که جمعاً 27 متر طول دارد. به همین دلیل برج حفری باید تا به آن حد بلند ساخته شود که بتوان چنین لوله هایی را به آن بست یا به بدنه داخلی دکل تکیه داد. کافی است تصور شود مته ای که حدود 3000 متر در داخل زمین فروریخته است نیاز به عرض کردن داشته باشد. به این ترتیب نزدیک به 3 کیلومتر لولّ حفاری باد بالا کشیده شده و در سطح زمین، هر بار 27 متر از طول آن باز و به دکل تکیه داده شود. اما اسن، تنها از کار است. پس از اینکه مته عوض شد لوله ها باید دوباره به یکدیگر متصل و به داخل چاه فرستاده شود. تمام این کارها در طول چند ساعت انجام می شود.
معمولاً مته هایی که در خانه ها مورد استفاده قرار می گیرد. آنقدر سریع داغ می وشد که لازم می گردد بلافاصله کار را متوقف کرد تا مته خنک شود. واضح است که این روش برای سرد کردن مته ای که هزاران متر به اعماق زمین فرو رفتته است مثر نیست. به همین جهت از نوعی گِل شیمیایی مخصوص برای خنک کردن مته استفاده می شود. این گل از داخل لوله حفاری و لوله کارگر به طرف پایین پمپاژ می گردد. گل خنک کننده با سرعت زیاد در مجاورت دندانه های مته قرار می گیرد و به هنگام بازگشت به بالا کار مهم دیگری هم انجام میدهد، یعنی تکه های خرد شده سنگ را با خود به بالا حمل می کند. این تکه سنگها برای زمین شناسان و مطالعات بعدی آنان اهمیت فراوان دارد. نوع و جنس این سنگها که از اعماق زین بالا آورده می شود نشان می دهد که عملیات حفاری در چه شرایط و موقعیتی انجام می پذیرد این گِل خنک کننده که از ترکیب موادگران قیمتی تهیه می شود در اندود کردن دیوارۀ چاه حفر شده نیز نقش مهمی دارد . در مرحلۀ بعد دیوارۀ چاه در برابر فشار نفت یا گازی که ممکن است یکباره و پیش از خاتمه عملیات تا عمق مناسب، فوران کند محافظت به عمل می آید. معمولاً دربارۀ عمقی که برای رسیدن به نفت لازم است حفر شود. تصور روشنی در ذهن متفکران وجود نداد. یکی از بهترین راهها برای پی بردن به این موضوع کشیدن یک مثلث متساوی الساقین به ارتفاع 4 سانتی متردر بالای یک برگ کاغذ است که می تواند نمایی از یک سکوی حفاری باشدکه معمولاً 49 متر ارتفاع دارد.
در قاعده این مثلثل انسانی را با قدو قامت مناسب با نمای سکوی حفاری و مثلث متساوی الساقین رسم شده. رسم می کنیم. پس از آن از مرکز قاعده خطی به ضخامت کمتر از اینچ به پائین می کشیم که نمایشگر چاه حفر شده است. حالا برای نشان دادن عمق چاه مثلاً 3050 متر طول خط رسم شده چقدر باید باشد؟ برای حل این مسأله احتمالاً طول کاغذی که در حال رسم شکل بر روی آن هستیم برای نشان دادن عمق چاه کافی نخواهد بود. بعضی چاه ها در برابر این مقدار عمق دارند. رسم این نمودار را می توان با کار یک دندانپژشک بر روی یک دنداد مقایسه کرد در حالی که این دندان نمودار یک زمین فوتبال باشد. از بدشانسی حفاران، غالباً طبیعت، نفت را در اعماق زمین مناطق صلب العبوری چون جنگل ها، بیابان ها و باتلاق ها پنهان می کند. به اسن ترتیب انتقال ماشین آلات و تجهیزات عظیم حفاری به این نقاط، خود به عملیاتی بسیار گسترده و شکل نیاز دارد. گاهی با هزینه ای بسیار زیاد مثلاً نزدیک به دو میلیون دلار – چاهی حفر می شود ه به نفت نمی رسد. همچنین در پایان یک برنامه وسیع حفاری ممکن است مقدار نفت بدست آمده نتواند هزینه های صرف شده برای عملیات را توجیه کند. پول فراوان و نیروی انسانی زیادی به هدر رفته است و عملیات باید دوباره در نقطه ای دیگر آغاز شود. فراموش نکنیم که زمین شناسان وئ لرزه شناسان تنها به ما گفته بودند: در این نقطه احتمالاً نفت وجود دارد. آنان هیچ وقت اظهار نکرده بودند که « اینجا ا بشکافید، حتماً به نفت خواهید رسید.»
فصل دوم
ترکیب شیمیایی نفت خام و فراورده های نفتی
2-1- ترکیب شیمیایی نفت خام:
نفت خام به شکلی که در طبیعت وجود دارد مخلوطی از تعداد بیشماری ایدروکربور است. در این مخلوط از ساده ترین ایدروکربورها یعنی متان تا ایدروکربورهای با 60 اتم کربن و بیشتر وجود دارد. برشهایی از نفت با حدود جوش بسیار کوچک بخصوص در قسمتهای سنگین نفت شامل مقدار زیادی مواد مختلف است. پیچیدگی مواد نفتی گاهی جیرت انگیز است. با توجه به اینکه در نفت خام ایدروکربورهای اشباع نشده فراوان وجود دارد و از طرف دیگر نفت حاوی مواد دیگری غیر از ایدروژن و کربن از قبیل گوگرد و اکسیژن و ازت نیز می باشد پیچیدگی آن آشکار تر می گردد. از این نظر مشاهده می شود که مقدار و مواد شیمیایی موجود در نفت خام بی اندازه زیاد است. بر خلاف «روغنهای چرب» نفت دارای مقدار کمی مواد حاوی اکسیژن است. و بنابراین قسمت اعظم نفت صابونی نمی شود فرق اساسی نفت با سوختهایی از قبیل زغال سنگ ولین نیت(Lignite) و غیره صرف نظر از انکه این طبیعتاً مایع نیست در آن است که نفت پس از گرم کردن تبدیل به مایعی یکنواخت می شود و تقریباً بطور کامل در اکثر حلالهای آلی مانند بنزین و سولفورکربن(CS)حل گردد. از طرف دیگر نفت پس از احتراق مقدار جزئی از خود خاکستر باقی می گزارد. نفت ماده ای است که از نظر شکل ظاهری نیز انواع مختلف می تواند داشته باشد. نفت های خام سبکی وجود دارد که رنگ آن زرد کمرنگ بود، مثل آب رقیق است. نفت های خام مختلف که از سوماترا(اندونزی) بدست می آید از این قبیل است در عین حال نفت خام سیاه رنگ و غلیظی مثل نفت مکرسیک هم وجود دارد. مقداری از نفت های خام بعلت دارا بودن موادی که آنها را «موم پارافینی» می نامیم در درجه حرارت معمولی نیمه جامد و گاهی به کلی جامد است در مواقعی که این مومهای پارافینی در نفت وجود نداشته باشد نفت با وجود ویسکوزیته زیاد روانی خود را کاملاً حفظ می نماید. از نظر بو، نیز نفت های خام با یکدیگر تفاوت کلی دارند. بعضی نفت ها مانند نفت های مختلف ایران دارای بوی شدید اسیدسولفوریک است. نفت های خام اندونزی که مواد گوگردی ندارد دارای بوی نسبتاً مطبوع بوده بوی بنزین خالص می دهد. تفاوت در مشخصات ظاهری مشخص ترکیب شیمیایی نفت خام در است و در نتیجه روشهای مختلفی را در نوع پالایش و تولید فراورده ها ایجاب می نماید. گروه های مختلف ایدروکربورهای موجود در نفت عبارت است از : ایدروکربورهای اشباع شدۀ زنجیری ( پارافینی) اعم از زنجیری ساده و یا زنجیری شاخه دار (ایزوپارافینی) به فرمول عمومی ، ایدرو کربورهای اشباع شدۀ حلقوی ( نفتی) به فرمول عمومی که ساده ترین اعضأ آن گروه سیکلونتپان و وسیکلوهگزان می باشد، ایدروکربورهای اشباع نشدۀ حلقوی ( معطره) که فرمول عمومی آنها و معروفترین و ساده ترین عضو آن بنزین است. برای نمونه های دو حلقه ای و سه حلقه ای و چند حلقه ای آن می توان از نفتالین، انتراسن و فنانترن نام برد. و بالاخره ترکیبات پیچیده تر که اکثر، مجموعه ای از انواع مختلف ایدروکربورهاست. ایدروکربورهای اشباع نشدۀ زنجیری( الفینی) در نت های خام شناخته شده دیده نشده است درصد گروههای مختلف ایدروکربورها طبیعتاً در نفت های خام متفاوت است. با افزایش تعداد اتم کربن در مولکول خواص اعضأ گروههای مختلف ایدروکربورها تغییر می نماید. مهمترین این خواص کم شدن فراریت ایدروکربورهاست که از همین خاصیت در مهمترین روش تفکیک یعنی تقطیر جزء به جزء استفاده می شود. از ایدروکربورهای پارافینی متان، اتان، پروپان بوتان، ایزوبوتان و دی متیل پروپان در درجه حرارت و فشار معمولی بخار است.
در گروه نفتن ها نیز سیکلوپروپان ویتل سیکلوپروپان و سیکلوبوتان در شرایط معمولی گازی شکل است لکن در گازهای نفتی شناخته شده مفدار زیادی از ایدروکربورهای فوق وجود ندارد. از خصوصیات گروههای مختلف ایدروکربورها وجود ایزومرهای مختلف آنهاست. تقطیر صنعتی تنها قادر است ایدروکربورهای سبک را به طور خالص تفکیک نماید به همین دلیل است که ایدروکربورهای سبک اهمیت زیادی در تولید مواد مصنوعی جدید پیدا کرده است.
1- برای حلقه های شش وجهی
مواد نفتی سنگین حتی آنها که دارای حدود جوش کوچکی است شامل مقدار زیادی از ایزومرهای همردیف می باشد. با تغییر مقدار اتم کربن در مولکول ایدروکربورها نه تنها نقطه جوش بلکه سایر خصوصیات چون وزن مخصوص ، ضریب انکسار، نقطه انجمار، حلالیت در حلالهای مختلف و غیره نیز تغییر می نماید. بر مبنای همین تغییرات است که روش های مختلف تکفیک بنا نهاده شده مثلاً تفاوت درجه حلالیت مبنای روش تکفیک به وسیلۀ تبلور و استخراج است. علت اینکه نفت های خام مربوط به مناطق مختلف دارای خصوصیات مختلف است از یک نوع ایدروکربور بیش از نفت خام دیگر داشته باشد. مثلاَ نفت های خام اندونزی دارای مقدار زیادی ایدروکربورهای معطره است و نفتهای پنسیلوانیا ( مخصوصاً مربوط به منطقۀAppalochian) دارای مقدار نسبتاً کمی ایدروکربورهای معطره و مقدار زیادی ایدروکربورهای پارافینی است. در درج ۀ دوم اختلاف ظاهری را می توان نتیجۀ توزیع فیزیکی ایدروکربورها دانست. به این معنی که یک نفت خام حاوی درصد بیشتری ایدروکربورهای سبک است ( ایدروکربورهایی که تعداد اتم کربن آنها در مولکول کم است) و بعضی دیگر دارای درصد بیشتری ایدروکربورهای سنگین و مقدار کمتری ایدروکربورهای با نقطه جوش پایین می باشد. دو عامل یعنی ترکیب شیمیایی و توزیع فیزیکی معرف مشخصات یک نفت خام است و در بسیاری موارد می تواند مشخص قابلیت استعمال آن برای منظورهای مختلف نیز می باشد.
عملاً کلیه نفت های خام حاوی ترکیبات گوگردی و اکسیژن دار و ازت دار است درصد این مواد در نفت خام معمولاً خیلی کم و در مناطق مختلف جهان و حتی نفت های حاصله از مخازن یک میدان نفتی متفاوت است. نمونه ایدروکربور کاملاً خالص نفت نپسیلوانیا که دارای 98-97% ایدروکربور می باشد و نمونه ناخالص آن نفت سنگین مکزیکو یا میسی سی پی است. که حاوی تنها 50% ایدروکربور است. البته حتی نفت حاوی 50% مواد غیر ایدروکربور دارای اکثر خصوصیت ایدروکربورها می باشد. زیرا مولکولهای این مواد تنها دارای یک و احتمالاً دو عامل غیر از کربن و ایدروژن است. مواد غیر ایدروکربور معمولاً در جزء سنگین، و به عبارت دیگر در قسمتی از نفت خام که نقطۀ جوش آن بالاتر است جمع می شود. مقدار کربن و ایدروژن در یک نفت خام ثابت می ماند. نسبت درصد ایدروژن معمولاً بین 83 و 87 و کربن میان 11 و 14 تغییر می نماید. نسبت میان کربن و ایدروژن در اجزأ سبک و سنگین نفت متفاوت است یعنی هر چه محصولات نفتی سنگین تر شود نسبت بالا می رود. دلیل آنرا می توان این طور بیان کرد که محصولات سنگیتن تر حاوی مقادیر بیشتری ایدروکربورهای معطره چند حلقه ای و نیز ایدروکبورهای چند حلقه ای اسباع شده می باشد.
2-2-ترکیب شیمیایی فراورده های نفتی
1-2-2- مشتقات ایدروکربور نفت طبیعی:
معولاً ترکیب فراورده های حاصله از نفت طبیعی به علاوۀ مواد حاصله از واحدهای تولیدی مانند کراکینگ کاتالیسی و گرافیک حرارتی، تبدیل،الکیسلاسیون، ایزومراسیون و پلی مریزاسیون به عنوان ترکیب شیمیایی فرآورده های نفتی مورد بررسی قرار می گیرد. زیرا مواد موجود در فراورده هایی که از دستگاههای فوق بدست می آید اکثراً یا در نفت طبیعی وجود ندارد و یا مقدار آها بسیار نا چیز است. تخمین زده می شود که تقریباً60% از مواد موجود در بنزین موتور از مولکولهایی است که در نفتطبیعی وجود ندارد و تازه عدد خیلی کمتر از واقع به نظر می رسد. در این بخش ترکیب شیمایی فراورده های خام یعنی فراورده هایی که مستقیماً از نفت خام بدست می آید مورد بررسی قرار گرفته است.
الف- بنزین: برشی از نفت است که حدود جوش آن تقریباً بین 60 تا 180 درجه سانتیگراد می باشد. تقریباً کلیۀ اعضأ ایدروکربورهای پارافینی و نفتنی، سیکلونپتان و سیکلوهگزان ها با نقطۀ جوش پایین تر از 132 درجه سانتیگراد و معطره های با نقطۀ جوش با بیشتر از 180 درجه سانتیگراد را در بنزین حاصله از نفت اکلاهما و پونکاسیتی شناخته اند. تنها مقدار کمی از پارافین های شاخه دار ئ اکلیل سیکلو نپتانها پیدا نشده و آن هم به این علت بود، که احتمالاً مقدار آنها بسیار ناچیز است. می توان این طور استنباط نمود که در فرآورده های سنگین تر از بنزین نیز همین ترتیب وجود دارد. بدین معنی که تمام ایزومرهای ممکن است سری ها وجود دارد لکن مقدار آنها اکثرکم یا ناچیز است در هر صورت حقیقت آن است که قسمت اعظم یک فراورده فقط از مقدار محدودی مادۀ شیسمیایی تشکیل شده است. بنزین هائیکه مستقیماً از نفت بدست می آید ( بنزین خام) از نظر ساختمانی بیشتر بستگی به نوع نفت دارد. بنزینی که از نفت خام پنسیلوانیا بدست می آید از نظر پرافین ها غنی است( هم نرمال و هم شاخه دار) و بنزینی است که از منابع کالیفرنیا وساحل خلیج( خلیج مکریو) بدست می آید حاوی مقدار بیشتری سیکلو پارافین می باشد. چکیده های سبک با درصد معطره بالا ( بیشتر از 20%) از بعضی نف

تحقیق در مورد نفت

اختصاصی از فایل هلپ تحقیق در مورد نفت دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

ینک پرداخت و دانلود *پایین مطلب*

فرمت فایل:Word (قابل ویرایش و آماده پرینت)

تعداد صفحه54

فهرست مطالب

مقدمه

نفت

امتیازات نفتی

حوزه های نفتی

لیبی

 

یکی از برجسته ترین دستاوردهای اقتصادی در صد سال گذشته ، رشد و توسعة صنعت نفت بوده است. در سال 1850، در واقع نفتی در جهان تولید نمی شد. سپس، در پس اکتشافاتی که در ایالات متحدة آمریکا و روسیه هر دو انجام شد، کل تولید پس از سال 1860 به سرعت رو به افزایش گذاشت و تا سال 1890، تولید جهانی به 10 میلیون تن در سال رسید . از آن تاریخ تاکنون، تولید نفت خام پیوسته در حال افزایش بوده است و تولید جهانی آن تقریباً هر ده سال 2 برابر شده است. ایالات متحدة آمریکا و شوروی هنوز بزرگترین تولیدکنندگان نفت در جهان هستند؛ گرچه اهمیت نسبی آنها با افزایش بسیار سریع تولید نفت خام از حوزة دریای کارائیب، خاورمیانه و آفریقا، رو به کاهش گذاشته است.[1]

در آغاز قرن بیستم، نفت و گاز طبیعی کمتر از 4 درصد از کل نیاز انرژی جهان غرب را تأمین می کرد؛ حال آن که زغال سنگ تقریباً 90 درصد از این نیاز را برآورده    می کرد. اما این وضع به سرعت تغییر کرد و سهم نفت و گاز طبیعی از کل تولید انرژی در سال 1920 به 12 درصد و در نیمة دهة 1930 به 26 درصد و پس از جنگ جهانی دوم در سال 1948 به 36 درصد رسید. از آن زمان به بعد ، اهمیت نفت و فرآورده های نفتی برای اقتصاد جهان همواره رو به افزایش بوده است، چنان که تا سال 1970 ، تقریباً 70 درصد از کل نیاز انرژی غرب را نفت و گاز طبیعی تأمین                                                                   می کرد.

مصرف  کنندگان عمدة نفت و فرآورده های وابستة آن،ملل صنعتی اروپای غربی، آمریکای شمالی و ژاپن هستند که روی هم رفته 70 درصد از کل تولید را در سال 1970 به خود اختصاص می دادند. در عین حال، همین کشورها فقط 26 درصد از نفت و گاز جهان را خود تولید می کنند و بنابراین مجبورند نیازهای خود را با نفت وارداتی تأمین کنند. بنابراین گونه ای رابطة همزیستی متقابل بین کشورهای اصلی تولید کننده و کشورهای مصرف کننده ایجاد شده است.

خاورمیانه، منطقة تولید کنندة نفت[2]

1- خاورمیانه / نویسندگان . پیتربیومونت، جرالد بلیک، مالکوم واگ استاف / مترجمان : محسن شانه چی، محمود رمضان زاده، علی آخشینی / مشهد / آستان قدس رضوی، معاونت فرهنگی، 1369، ص 344.

1- همان منبع صفحه 345.

دانلود سوالات تخصصی رشته مهندسی مکانیک شرکت نفت

اختصاصی از فایل هلپ دانلود سوالات تخصصی رشته مهندسی مکانیک شرکت نفت دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

این مجموعه شامل آزمون تخصصی رشته شغلی  مهندسی مکانیک گرایش حرارت سیالات-طراحی جامدات-تبدیل انرژی-طراحی کاربردی شرکت نفت در سال ۱۳۸۸ می باشد.

این دفترچه مربوط به آزمون برگزار شده در تاریخ ۱۳۸۸/۵/۲ می باشد.

از مزیت های بارز این بسته تکیه ی آن بر ارائه ی عین دفترچه سوالات استخدامی شرکت نفت در سال های گذشته و عدم استفاده از هرگونه سوالات تألیفی و یا گردآوری شده می باشد.

مواد آزمون موجود در این بسته:

- ۱۰ سوال ادبیات فارسی

- ۱۰ سوال رایانه

- ۱۰ سوال زبان انگلیسی

- ۶۰ سوال تخصصی رشته مهندسی مکانیک

محتوای این بسته به شرح زیر می باشد:

سوالات تخصصی رشته شغلی مهندسی مکانیک (حرارت سیالات-طراحی جامدات-تبدیل انرژی-طراحی کاربردی) مقطع کارشناسی (بدون پاسخنامه)

دانلود مقاله موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

اختصاصی از فایل هلپ دانلود مقاله موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

1. میزان ذخایر بالفعل و بالقوه نفت خام کشور و تاثیر تزریق گاز بر آنها
میزان ذخایر« نفت خام در جای» کشور حدود 450 میلیارد بشکه تخمین زده می شود. از این میزان، تا پایان سال 1380 جمعاً حدود 54 میلیارد بشکه از مناطق خشکی و دریایی برداشت شده است.
میزان ذخایر بالفعل نفت خام کشور با توجه به ذخایر کشف شده جدید، حدود 37 میلیارد بشکه است. این رقم بر اساس گزارش های ارائه شده از مناطق خشکی و اطلاعات نگارنده از مناطق دریایی است. ارقام رسمی ارائه شده با توجه به حجم میعانات گازی و حجم نفت خام بالقوه از حدود 92 میلیارد بشکه تا 130 میلیارد بشکه بوده است.
میزان ذخایر بالقوه نفت خام ( برداشت ثانویه) کشور حدود 50 میلیارد بشکه است. این رقم، حدود 5 میلیارد بشکه نفت قابل بهره برداری- که در 50 تاقدیس شناخته شده کوچک، واقع شده است ـ را شامل می¬شود که هنوز حفاری اکتشافی در آنها شروع نشده است؛ 45 میلیارد بشکه دیگر نیز در مخازن نفتی شناخته شده واقع شده است.
تنها راه بالفعل نمودن حدود 45 میلیارد بشکه نفت موجود در مخازن ایران، تزریق گاز به میزان لازم و کافی در آنهاست. میزان گاز مورد نیاز جهت تزریق در این مخازن به منظور بالفعل نمودن این ذخایر، حدود 20 میلیارد پای مکعب در روز است. چنین حجمی از گاز مورد نیاز را می توان از ذخایر پارس جنوبی، پارس شمالی ( مخازن گاز کشف شده G و F واقع در خلیج فارس)، گازهای همراه که قسمت اعظم آن سوخته می شود و سایر مخازن گاز ایران تامین نمود. بر اساس محسبات مهندسی مخازن انجام شده قبل و بعد از انقلاب، به ازای تزریق 5/2 تا 4 هزار پای مکعب گاز می توان یک بشکه نفت اضافی از مخازن نفتی ایران به دست آورد.
بنابراین اگر قیمت نفت را حدود 24 دلار برای هر بشکه فرض نماییم « قیمت سایه ای» هزار پای مکعب گاز، حدود 6 تا 10 دلار است. قیمت گاز صادراتی ایران به ترکیه بر اساس قیمت نفت 24 دلار، کمتر از 3 دلار برای هر هزار پای مکعب در نظر گرفته شده است، ضمن آنکه فاصله آن حدود 1000 کیلومتر دورتر از محل تزریق است. علاوه بر این، باید به این نکته توجه کرد که گاز تزریقی برای نسل های آینده باقی خواهد ماند.
ملاحظه می شود که تزریق گاز در مخازن نفتی، با صرفه ترین نحوه استفاده از آن است. در عین حال، این روش از نظر اصول، تنها راه صیانت از مخازن نفتی و تبدیل نفت بالقوه به نفت بالفعل برای نسل¬های آینده کشور است.

2. سیاستهای تزریق گاز و مقایسه¬ای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان
ذخایر واقعی نفت عربستان حدود 200 میلیارد بشکه است، در حالی که ذخایر نفت و گاز ایران 37 میلیارد بشکه نفت بالفعل و 50 میلیارد نفت بالقوه و حدود 800 تریلیون پای مکعب گاز را شامل می¬شود. در نتیجه، مجموع حجم نفت و گاز ایران حدود 220=133+37+50 میلیارد بشکه ( معادل نفت خام) است. در صورتی که فرض شود ایران روزانه به طور متوسط 5/3 میلیارد بشکه نفت و عربستان به طور متوسط روزانه حدود 10 میلیون بشکه نفت بهره¬برداری می کند در نتیجه در 15 سال آینده، ذخایر نفت ایران در حدود 201=19-220 میلیارد بشکه و ذخایر نفت عربستان حدود 145=55-200 میلیارد بشکه خواهد بود.
ملاحضه می شود که در 15 سال آینده، ایران در مقام اول و عربستان در مقام دوم از نظر ذخایر نفت و گاز در خاورمیانه خواهند بود. لازم به تذکر است ذخایر گازی که احتمالاً در عربستان در فرایند اکتشاف تولید خواهد شد، به مصارف داخلی، شامل تولید برق و تهیه آب آشامیدنی ( شیرین سازی آب) خواهد رسید. ایران نیز امکان کشف ذخایر گازی جدید را داراست.
اعتبار سیاسی در منطقه بدون امکانات و توانایی اقتصادی ممکن نیست. از طرف دیگر تقاضای گاز در جهان در 15 سال آینده به نحو شدیدی افزایش خواهد یافت علت این امر کمبود عرضه نفت در برابر تقاضا از یک طرف و بالا رفتن روند مصرف گاز در سال¬های آینده می¬باشد. بنابراین ارزش گاز در آن زمان به میزان بیشتری در مقایسه با ارزش فعلی آن ـ یعنی هزار پای مکعب گاز معادل حرارتی یک ششم قیمت یک بشکه نفت ـ خواهد رسید. ضمن آنکه باید توجه داشت که ما نمی توانیم هم روزانه 20 میلیارد پای مکعب گاز در مخازن خود تزریق کنیم و هم حجم قابل ملاحظه ای از گاز را صادر نماییم.
در این جا لازم است توضیح داده شود که 800 تریلیون پای مکعب ذخایر گاز ایران، گازهای همراه نفت و کلاهک گازی مخازن نفتی و مخازن مستقل گازی را شامل می شود. حجم گازهای همراه با میزان نفت استخراجی متناسب است. بنابراین تنها از میدانهای مستقل گازی است که می توان با حجم بالایی گاز استخراج نمود.
باید توجه داشت که در کشورهای غربی از هم اکنون برنامه تامین انرژی مصرفی خود را 25 سال آتی، برنامه ریزی می کنند. بنابراین باید راه¬های موجود و مطمئن تامین آن را با کم ترین قیمت ممکن بررسی و برنامه ریزی نمایند. لذا تامین منابع گازی غرب از سال 2015 به بعد ایجاب می کند که ایران موضوع تزریق گاز را در مخازن خود فراموش نموده و از هم اکنون در راه صادرات گاز به کشورهای همسایه اقدام کند.
برنامه ریزی شرکت های خارجی در تزریق آب به مخازن سیری، درود، سروش، نوروز، سلمان و غیره به جای گاز، از نمونه های روشن در راستای چنین سیاستی است. این در حالی است که بالاتر بودن ضریب بازدهی نفت از طریق تزریق گاز در مخازن مختلف جهان در مقایسه با آب به اثبات رسیده است.متخصصان شرکت « توتال ـ فیناـ الف» و « شل» در مقالات مختلف خود از طریق کارهای آزمایشگاهی و عملی نشان داده اند. که حتی تزریق هوا در مخازنی که شبیه مخازن ایران است در مقایسه با تزریق آب از بازدهی به مراتب بیش تری برخوردار است. با وجود این، سیاست همین شرکت ها در تجویز تزریق آب به مخازن ایران در چارچوب قرارداد های بیع متقابل، موجب شده است که گاز آن مخازن سوزانده شود. مثلاً در حالی که شرکت نفت توتال در مخزن « ابوالبخوش» ابوظبی گاز تزریق می کند، با تزریق آب در میدان سلمان موافقت شده است، در حالی که این دو مخزن (ابوالبخوش و سلمان) در واقع مخزنی مشترک و با موقعیتی کاملاً مشابه است. متاسفانه قرار است گاز طبقه خوف میدان سلمان جهت فروش به ناحیه عسولیه منتقل شود و در مقابل، آب به مخزن سلمان تزریق گردد! همچنین متاسفانه در حال حاضر میدان های سروش و نوروز از طریق آب روانی و تزریق آب، بهره¬برداری می شود و گاز آنها به جزیره خارک جهت فروش منتقل می گردد! سایر پروژهای بیع متقابل نیز عمدتاً چنین نقایصی دارند.

3. فقدان سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز
متاسفانه نه قبل و نه بعد از انقلاب، کوششی جدی برای طراحی سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز کشور صورت نگرفته است. کشور ما از این بابت، فرصت های زیادی را از دست داده و ضررهای هنگفتی را تحمل نموده است، به عنوان مثال، عدم برنامه ریزی جهت جلوگیری از انعقاد قرارداد ارسال گاز قطر به دبی ـ که چندین سال قبل از شروع آن، نگارنده مراتب را به استحظار مقامات وقت رساندم ـ نمونه ای از این موارد است. در آن گزارش نحوه جلوگیری از قرارداد مذکور را از طریق فروش گاز میدان سلمان ( در مقابل گاز میدان قطر) که با سرمایه گذاری کمتری قابل اجرا بود، پیشنهاد نمودم، اما متاسفانه اقدامات مقتضی صورت نگرفت. همین امر موجب شد که ارتباط شیخ نشین های منطقه که همیشه با یکدیگر در زمینه ارسال گاز اختلاف داشتند، بهبود یابد؛ به گونه ای که با ارسال گاز قطر به آن کشور، ضمن بهتر شدن روابط، به برداشت سهمیه بیش تر قطر از میدان گازی مشترک با ایران نیز کمک شد.
لذا باید تردید داشت که برنامه ریزی سیاسی، فنی و اقتصادی انرژی در کشورمان به معنی واقعی آن وجود داشته باشد. فروش گاز به کشورها همسایه و نزدیک مانند ترکیه، هند و پاکستان بدون توجه به احتیاجات داخلی و بدون برنامه ریزی سیاست انرژی منطقه ای و جهانی اتخاذ شده است. فقدان چنین سیاستهایی موجب می شود که نتوان ذخایر بالقوه نفت ایران را به ذخایر بالفعل تبدیل کرد. بدیهی است در چنین وضعیتی، کشور ما از صادر کننده نفت به صادر کننده گاز تبدیل خواهد شد که طبعاً هزینه ها و اثراتی بسیار سنگین برای نسل های آینده به دنبال خواهد داشت.

4. سوابق استعماری
در دوران قاجار، سفرای کشورهای بزرگ غربی سیاست های استعماری خود را از نزدیک در ایران پیاده کردند، ولی امروزه تحمیل سیاست های مورد نظر غرب به کشورهای در حال توسعه به شیوه ها و طرق پیچیده تری انجام می پذیرد. این ابزارها عبارتند از:
1. فن آوری پیشرفته و تحمیل آن به جهان سوم.
2. قدرت مالی وسیع.
3. برنامه ریزی سیاسی ـ اقتصادی بلند مدت و پیگیری آن از طرق مختلف.
4. استفاده از وسایل ارتباط جمعی.
5. استفاده از تضادهای منطقه¬ای و تهدید و تشویق کشورهای ضعیف.
6. استفاده از نهادهای بین المللی مانند حق وتو جهت اعمال و پیاده نمودن سیاست های سلطه اقتصادی و سیاسی.
7. استفاده از وسایل پیشرفته فضایی برای کسب اطلاعات.
8. استفاده از عدم آشنایی به مسائل برنامه ریزی بسیار کلان اقتصادی ـ فنی ـ سیاسی به وسیله ایجاد رقابت بین کشورهای صادر کننده نفت و گاز.
روابط نابرابر کشورهای پیشرفته صنعتی با کشورهای در حال توسعه، موجب شده است که کشورهای ضعیف در وضعیتی قرار بگیرند که بالا جبار مواد اولیه مورد نیاز کشورهای ثروتمند را با پایین ترین قیمت عرضه کننده و دانسته یا ندانسته برنامه های توسعه اقتصادی و سیاسی خود را چنان طراحی نمایند که تعارضی با اهداف کشورهای پیشرفته صنعتی نداشته باشد. ثمره چنین ساختاری این بوده است که نه تنها کشورهای در حال توسعه به فن¬آوری های بالا دسترسی نیافته اند بلکه تبدیل به بازارهای مصرف برای تولیدات کشورهای صنعتی شده اند.

5. مروری بر موقعیت صنعت نفت ایران در سال های قبل از انقلاب و نحوه اعمال مقاصد شرکت های عامل نفت
1-5- ایجاد محیط استعماری
مدرسه فنی آبادان که مدرسه ای حرفه ای بود در سال 1327 شروع به کار کرد سالیانه تعداد حدود 30 نفر دانش آموز مورد نیاز را از طریق کنکور از بین فارغ التحصیلان کلاس یازدهم انتخاب می شدند. دوره کامل این مدرسه فنی جمعاً 4 سال بود و لذا فارغ التحصیلان این مدرسه حرفه ای دارای 5 سال ارشدیت در مقایسه با مهندسان فارغ التحصیل سایر دانشگاه¬های داخلی و خارجی بودند. تعدادی از شاگردان سال اول این مدرسه حرفه-ای به بیرمنگام (انگلستان) اعزام می شدند و طی برنامه خاصی پس از دریافت مدارک تحضیلی ـ که عموماً در رشته شیمی بود ـ با ارشدیت چندین ساله در پست های بالا گماشته می شدند. لازم به تذکر است که این مدرسه فنی تنها در بخش بالادستی درس های علمی را آموزش می دادند ولی تعدادی از فارغ التحصیلان رشته شیمی دانشگاه بیرمنگام در پستهای بالادستی منصوب شدند.
این گروه تشکیلاتی به نام « گروه شام مینا» داشتند و پست های بالای شرکت نفت، عموماً در اختیار آنان بود. مدیر اکتشاف و تولید، مدیر امور بین الملل، مدیر پتروشیمی، مدیر امور غیر صنعتی در جنوب، مدیر پروژه IGAT، رئیس پخش، رئیس فروش و صادرات نفت، رئیس تحقیقات و غیره عضو این گروه بودند.
مدیر اکتشاف، تولید، پالایش و پخش شرکت ملی نفت ایران، عضو هیات مدیره کنسرسیوم بود و تصمیمات اتخاذ شده در جلسات شش ماهه کنسرسیوم را در شرکت ملی نفت ایران پیاده می نمود.
شرکت های عامل با اعمال روش تحقیر و به کار بردن فشارهای روانی و شکستن شخصیت و انگیزه ملی و حرفه¬ای، به جای استخدام مهندس نفت و یا مهندسان نزدیک به رشته نفت، تعداد 20 نفر از فارغ التحصیلان دانشکده علوم تهران را که اطلاعی از نفت نداشتند استخدام نمودند و پس از سال ها کار در مناطق نفتی و اعزام بعضی از آنان به دوره¬های چند ماهه، در واقع افرادی نیمه فنی تربیت نمودندکه بدون درک اصول علمی مربوطه، همیشه محتاج به کمک افراد خارجی باشند.
از زمان شروع کار دکتر اقبال، فراماسیونرها نیز چندین پست غیر فنی مانند فروش نفت را در اختیار گرفتند و ارتباط نسبتاً دوستانه¬ای با گروه شام مینا داشتند.
2-5- مقاومت¬ها و تلاش¬ها
علی رغم وضعیت مذکور، نگارنده توفیق آن را به دست آورد که کار پایه¬ای ازدیاد برداشت از مخازن نفتی ایران را با همکاری مهندسان دلسوز وقت انجام دهد. این پروژه در سال 1341 به سرپرستی نگارنده شروع شد. با بررسی مخازن هفتکل و آغاجاری به این نتیجه رسیدیم که تزریق گاز در این مخازن بسیار موثرتر از بهره¬برداری طبیعی و یا تزریق آب است.
قرارداد کنسرسیوم، اجازه هیچ گونه¬ دخالتی جهت پیاده نمودن چنین پروژه¬هایی را به شرکت ملی نفت ایران
نمی¬داد. تنها وسیله ما اتکاء به دو نکته مندرج در قرارداد بود که عبارت بودند از:
1. Good Petroleum Practice؛ یعنی انجام فعالیت-های نفتی باید بر اساس ضوابط علمی و منطقی باشد.
2. Mindful of Iran's Interest؛ یعنی منافع ایران باید رعایت شود.
در دهه 40، میزان بهره¬برداری از مناطق خشکی، حدود یک میلیون بشکه در روز بود. بنابراین شرکت¬های عامل نفت احتیاجی به سرمایه¬گذاری در بخش ازدیاد برداشت نمی دیدند؛ زیرا هر نوع سرمایه گذاری که باعث استمرار بهره¬برداری نفت از مخازن ایران می شد در سالهای بعد از اتمام قرارداد در 1373 ( 1994) به نتیجه می¬رسید که در واقع نتیجه آن نصیب ایران می گردید.
شرکت¬های عامل با بهانه¬های مختلف، تاثیر برخی از فرایندهای موثر در استخراج نفت از داخل سنگ¬های متخلخل را نمی¬پذیرفتند و اثبات آن فرایندها را به انجام کار آزمایشگاهی موکول می کردند. همزمان با این مخالفت¬ها و به منظور اثبات نظریات خود، مرکزی را در لندن تاسیس نمودند. همچنین این شرکتها مدل ریاضی خاصی را تهیه کردندو از این راه، مطالعه مخازن هفتکل و آغاجاری را آغاز نمودند. شرکتهای عامل نفت اجازه وارد شدن به جزئیات مدل ریاضی فوق را به متخصصان شرکت ملی نفت ایران نمی دادند و تنها موافقت کردند که صرفاً جواب هر نوع مطالعه با مشخصات معینی را که نگارنده طراحی نماید در اختیار ما بگذارند.
نزدیک به 100 مورد مطالعه میدانی در ظرف 9 سال 1350- 1341 پیشنهاد شد و مورد مطالعه قرار گرفت ولی جواب آنها همیشه این بود که تزریق آب در مخازن نفتی مذکور، بهتر از تزریق گاز است.
متقابلاً از طریق مطالعات انجام شده، مشخص شده که مدل ریاضی آنها صحیح نبوده و آنها محاسبات را به نحوی انجام دادند که همواره به ضرر تزریق گاز بوده است. این اشتباه¬ها به مرور تصحیح شده و در نتیجه، برتری تزریق گاز و یا حداقل، مساوی بودن تاثیر آن با تزریق آب از طریق مدل شبیه ساز تهیه شده توسط آن¬ها در سال ¬های 1349 به بعد آشکار گردید.
در سال¬های 1349-1341 شرکت¬ها و موسسات خارجی و یا مهندسان ایرانی و خارجی شاغل در کنسرسیوم نفت با همکاری یکدیگر، مطالعات متعددی را انجام دادند. کلیه این مطالعات بدون استثنا نشان داد که تزریق آب در مخازن مذکور، بهتر از تزریق گاز است. اما از طرف دیگر کارهای آزمایشگاهی انجام شده در آن سال¬ها مخصوصاً کارهایی را که شرکت نفت شل و سایر شرکت¬های اروپایی و امریکایی انجام دادند نشان می¬داد که گاز بهتر از آب می¬تواند نفت را جا به جا نماید.
جهت مقابله با مدل ریاضی تهیه شده توسط شرکت¬های عامل نفت و همچنین مطالعاتی که اعضای کنسرسیوم با استفاده از مدل مذکور ( MARK-1-6) انجام می¬دادند، نگارنده در ظرف یک سال مدل ریاضی کاملاً جدیدی طراحی نمود که برای اولین بار در جهان، کلیه فرایندهایی را که تا آن زمان به نحوه صحیح منظور نشده بود مانند ریزش ثقلی، دیفوژیون،کانوکشن و فرایندهای دیگر را همزمان در نظر می¬گرفت.
اولین مطالعه¬ای که نگارنده با استفاده از این مدل انجام داد در سال 1350 به اتمام رسید و مشخص شد که گاز از هر لحاظ بهتر از آب، نفت را جا به جا می نماید و حتی تخلیه طبیعی مخزن، بهتر از تزریق آب است. این مطالعه برای اولین بار در سال 1351 در مسجد سلیمان طی نشستی به اطلاع اعضاء کنسرسیوم نفت رسید و سپس درخواست گردید تا در هلند و هیوستون نیز نتایج این نشست به اطلاع سایر مهندسان شرکتهای نفتی کنسرسیوم برسد.
شرکتهای عامل چاره¬ای را جز قبول این مطالعه نداشتند. از سوی دیگر، اگر این مطالعه را می پذیرفتند شرکت ملی نفت ایران می توانست ادعای خسارات گذشته ـ شامل سوزاندن تریلیون¬ها پای مکعب گاز و عدم¬ النفع ناشی از انجام ندادن تزریق گاز ـ را بنماید؛ بنابراین شرکتهای مذکور با برنامه زیرکانه¬ای فشار را از دوش خود برداشتند و با ترفندهایی مطلب را از نظر حقوقی برای خود حل نمودند.

3-5- تغییر شرکتهای عامل نفت به شرکتهای خدمات ایران ( OSCO)
شرکتهای عامل نفت با آینده نگری خاص خود، قبل از قبول رسمی تزریق گاز در مخازن نفتی ایران اقدام به تغییردادن شکل " IOE & PC" به " OSCO" نمودند. این اقدام سه نکته اساسی را شامل می¬شد:
1. پیشنهاد نمودند که سطح تولید نفت از رقم حدود 3 میلیون به 8 میلیون بشکه در روز افزایش یابد. این نکته¬ای بود که شاه را بسیار خوشحال می¬کرد؛ زیرا نامبرده فکر می¬کرد به این وسیله، سطح تولید عربستان هرگز بالاتر از ایران نخواهد رفت.
2. میزان سرمایه گذاری شرکت ملی نفت ایران را از صفر به حدود 40 درصد افزایش دادند. قبلاً شرکت¬های عامل نفت 100 درصد سرمایه گذاری را انجام می¬دادند.
3. بر اساس یکی از موارد قرارداد، « طرفین از تاریخ عقد قرارداد جدید از کلیه دعاوی قبلی خود صرف نظر می نمایند».
بدین ترتیب، هدف اصلی شرکتهای عامل که همان نکته سوم بود، تحت موضوع جذاب افزایش سطح تولید به 8 میلیون بشکه در روز پنهان شد.
شرکتهای عامل پس از تایید رئیس وقت اداره حقوقی شرکت ملی نفت و تصویب آن در مجلس و امضاء شاه در آذر 1352، تزریق گاز را در کلیه مخازن اصلی ایران قبول کردند.
ملاحظه می¬شود که عدم شناخت کافی از سیاست¬های شرکتهای بین المللی نفتی در بهره¬برداری از منابع کشور و عدم رعایت شرایط و ضوابط تولید صیانتی و فقدان درک مسائل سیاسی و حقوقی نفت، چگونه می¬تواند منجر به زیان¬های هنگفت برای اقتصاد کشورمان باشد. در واقع، ایران می-توانست به علت از دست دادن حجم عظیمی از نفت خود و سوزاندن تریلیون¬ها پای مکعب گاز و سایر بدهکاری¬های آن شرکت، تقاضای خسارت چند میلیارد دلاری در دادگاه لاهه از شرکتهای عامل بنماید؛ لکن با امضاء قرارداد فوق از رسیدن به حقوق واقعی خود محروم شد! ماجرای فوق از جهات زیر آموزنده است:
الف) با قبول این که گاز آثار بهتری از آب در مخازن ایران دارد، اولین پیش بینی فنی ـ علمی یک ایرانی در مقابل مهندسان و متخصصان شرکتهای عظیم نفتی جهان به اثبات رسید.
ب) معلوم شد که شرکتهای نفتی به چه نحوی می-توانند با دست کاری اعداد و ارقام، مطالب خلاف واقع را به طرف مقابل خود تحمیل کنند؛ لذا نباید به صحت ادعاهای آنان در مقابل نظر کارشناسان حقیقی داخلی اعتماد نمود.
ج) نظر نگارنده موقعی به طور کامل به اثبات رسید که ملاحظه شد در اثر تزریق گاز در میدان هفتکل، روزانه حدود 40 هزار بشکه نفت از ناحیه¬ای که قبلاً آب، آن را جا به جا نموده بود استخراج می¬شود، و پیش بینی نگارنده ـ که در اثر تزریق گاز حدود چند صد میلیون بشکه نفت اضافی استراج خواهد شد ـ به اثبات رسید. این مطلب در مورد میدان¬های گچساران و مارون که در حال حاضر تنها بخشی از میزان گاز مورد نیاز به آنها تزریق می شود نیز به اثبات رسیده است.
د) جهت تثبیت قیمت نفت با توجه به بالارفتن تقاضا، نیاز به بالا بردن سطح تولید در کشورهای اوپک بود که بدین وسیله این هدف نیز به تحقق می رسید.
پس از بررسی قرارداد شرکت خدمات نفتی ایران OSCO که پس از تصویب، جهت برنامه ریزی به نگارنده ابلاغ شد، متوجه شدم که امکان بهره-برداری 8 میلیون بشکه در روز از مخازن خشکی ایران غیر ممکن است. این مطلب طی گزارشی به اطلاع مدیر اکتشاف، تولید و امور بین الملل وقت رسید و پس از مدتی بالاخره به اطلاع شاه نیز رسید. در این گزارش، سطح تولید را از مخازن خشکی، حداکثر 6 میلیون بشکه در روز پیش بینی شد.
نکته قابل توجه اینکه اداره حقوقی شرکت ملی نفت ایران که با قرارداد شرکت خدمات موافقت کرده بود قبلاً با نگارنده و یا مدیریت اکتشاف و تولید شرکت ملی نفت در مورد صحت و امکان بهره¬برداری روزانه 8 میلیون بشکه مشورت نکرده بود.
شاه پس از ملاحضه گزارش و دلایل مندرج در آن، با کاهش سقف تولید از 8 میلیون بشکه به 6 میلیون بشکه در روز موافقت نمود. این مساله برای اعضاء کنسرسیوم و نمایندگان آنها در جنوب در تهران تشکیل شده بود آنان برنامه 8 میلیون بشکه در روز خود را به شرکت ملی نفت ایران ارائه نمود.
می¬دانیم که در عمل، سطح تولید نفت در ناحیه کنسرسیوم سابق ( مناطق خشکی) از 2/5 میلیون بشکه در روز، آن هم برای مدت کوتاهی، تجاوز نکرد؛ در حالی که در برنامه افزایش تولید، هیچ مشکل مالی و یا انسانی وجود نداشت.

6. مروری بر 22 سال گذشته
بعد از انقلاب، سطح برنامه ریزی شده تولید در مورد کلیه مخازن ایران ( اعم از خشکی و دریا) از حدود 3/6 میلیون بشکه در روز به حدود 3 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. نحوه اجرای این برنامه طی گزارش کاملی تهیه شد و به تصویب هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران رسید. مدیریت وقت سازمان برنامه، علاقمند بود سطح تولید، بالاتر برود ولی به او تذکر داده شد که بالا رفتن تولید قیمت نفت به بیش از 35 دلار برای هر بشکه به علت پایین آمدن سطح تولید ایران است و اگر سازمان برنامه به دنبال درآمد است، سقف تولید فوق نظر وی را تامین خواهد نمود.
مدیریت وقت امور اداری شرکت ملی نفت ایران عنوان نمود که اگر قرار است سطح تولید از 3/6 به 3 میلیون بشکه در روز کاهش یابد کارمندان و کارکنان شرکت نیز باید به همان نسبت و یا نزدیک به آن کاهش یابند. علی رغم مخالفت نگارنده، سرانجام این سیاست اجرا شد و در نتیجه بهترین افراد فنی شرکت ملی نفت ایران باز خرید شدند. این اولین لطمه بزرگ در زمینه از دست دادن افراد فنی با سابقه در شرکت ملی نفت ایران بود.
در دی ماه 1358 نگارنده، شرکت ملی حفاری را تاسیس نمود. علت تاسیس این شرکت این بود که حدود 4500 نفر از کارکنان و مهندسان شرکتهای سرویس دهنده، بلاتکلیف شده بودند. نگارنده بر طبق اساس نامه تهیه شده که به ریاست هیات مدیره آن شرکت به عنوان اولین رئیس هیات مدیره شرکت ملی حفاری ایران منصوب گردیدم. تعداد 12 دستگاه حفاری در مدت چند ماه راه-اندازی شد. یکی از دستگاه¬ها در ناحیه نیر کبیر ( آزادگان فعلی) بود که متاسفانه عراقی ها این دستگاه را به همراه تعدادی دیگر از دستگاه¬های حفاری به غنیمت بردند.
عدم توجه به ابعاد مالی ـ حقوقی و مسائل بین المللی، همواره موجب زیان هایی برای شرکت ملی نفت ایران بوده است. به عنوان مثال می توان به تحویل 3 دستگاه حفاری متعلق به شرکت سانتافه اشاره کرد که بخش حقوقی شرکت ملی نفت ایران قرارداد تحویل آن را در سال 1980 در نیویورک و لوس آنجلس بدون پرداخت وجهی، رسماً انجام داد؛ در حالی که نزدیک به 7 میلیون دلار بابت فعالیت¬های حفاری و نصب اسکله آذرپاد به شرکت مذکور بدهکار بودیم. متاسفانه وزیر نفت وقت در آخرین روز مهلت مقرر، با تحویل آنها موافقت نکرد؛ لکن در چارچوب بیانیه الجزایر در دادگاه لاهه، مبلغ 19 میلیون دلار جریمه آن به شرکت سانتافه پرداخت شد.
به عنوان مثالی دیگر، می¬توان به سیاست امریکا در ایجاد محدودیت در استخراج گاز از میدان پارس جنوبی اشاره کرد. اگرچه نگارنده با تحلیل موقعیت سیاسی وقت، این نکته را تبیین کرده بود که استفاده از گاز پارس جنوبی برای تزریق در مخازن نفتی ایران باعث بالا بردن ذخایر بالفعل و استمرار موقعیت برتر کشور در خاورمیانه می¬شود؛ اما با وجود این، مذاکرات مقامات نفتی با شرکت امریکایی کونوکو موجب شد که توجه لازم به جهت گیری¬ کلی سیاست¬های دولت امریکا در منطقه خلیج فارس و حمایت این کشور از سیاست¬های گازی قطر در مقابل همسویی این کشور با سیاست¬های اسرائیل، انجام نگیرد. چند ماه بعد، قانون اسرائیلی ـ امریکایی داماتو به تصویب کنگره امریکا رسید و دولت امریکا قرارداد کونوکو را لغو کرد.

7. اولین پیشنهاد سرمایه گذاری در ایران از طرف شرکت ژاپنی جپکس
در اواخر جنگ ایران و عراق، تولید نفت به حدود 2 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. بنابراین بعد از جنگ، ضرورت افزایش سریع تولید کاملاً محسوس بود. در چنین وضعیتی برای افزایش تولید باید سرمایه گذاری های خارجی را در میدان هایی به کار گرفت که با حداقل سرمایه گذاری، حداکثر بازدهی را دارند. به عنوان مثال اگر در پروژه¬های دریایی فرضاً در سه ناحیه هنگام ( شرق جزیره قشم)، سیری و ابوذر، توان هایی به ترتیب ضعیف، متوسطو بالا، با میزان سرمایه گذاری به ترتیب بسیار بالا، بالا و به نسبت متوسط وجود داشته باشد و ایران درصدد بالا بردن سطح تولید خود با صرف کم ترین هزینه باشد، منطقی است که میدان ابوذر در الویت قرار گیرد؛ در حالی که متاسفانه پروژه هنگام با توانی پایین تر و سرمایه گذاری بالاتر و ریسک بیشتر، انتخاب شد و به شرکت ژاپنی جپکس پیشنهاد گردید.
شرکت جپکس حاضر به سرمایه گذاری با بهره حدود 3 درصد در بخش اکتشاف و بهره حدود 12 درصد در بخش توسعه و تولید بود. مطالعات این شرکت نشان داد که توسعه و تولید روزانه حدود 200 هزار بشکه، احتیاج به سرمایه گذاری 2/1 میلیارد دلاری داشت که برای پرداخت آن لازم بود حدود 90 درصد نفت حاصل به شرکت مذکور پرداخت شود. با توجه به میزان سرمایه گذاری و میزان برگشت آن، دولت وقت به درستی آن را نپذیرفت.

8. عدم توفیق برنامه افزایش تولید
هدف برنامه ریزی افزایش تولید نفت در سال 1372 رسیدن به سطح 5/4 میلیون بشکه در روز بود. جهت رسیدن به این هدف، قرار شد با سرمایه گذاری 2 میلیارد دلاری، سطح تولید مناطق خشکی در ظرف 2 سال به رقم مورد نظر برسد.
نگارنده در همان زمان طی گزارشی نشان داد که امکان بالا بردن سطح تولید به جز از طریق تزریق گاز به میزان لازم و کافی در کلیه مخازن اصلی ایران غیر ممکن است. تولید و تزریق گاز، مستلزم سرمایه گذاری چندین میلیارد دلاری و توسعه میدان پارس جنوبی به میزان 8 میلیارد پای مکعب در روز جهت تزریق بود. متاسفانه به جای تولید و تزریق گاز، مبادرت به حفر چاه-های اضافی شد؛ لذا تولید نفت حتی به سقف 8/3 میلیون بشکه در روز نیز نرسید.
تا سال 1373 علی رغم اطمینان از وجود منبع عظیم پارس جنوبی، شرکت ملی نفت ایران اقدامی جهت استفاده از این منبع عظیم خدادادی ننمود، در حالی که قطر با حداکثر توان خود، مشغول بهره¬برداری از این مخزن مشترک بود. متاسفانه توجه شرکت ملی نفت معطوف به توسعه میدان پارس شمالی شده بود که میدانی مستقل و حاوی کندانسه بسیار کمی است که عملاً قابل استحصال نیست. نکته جالب توجه این است که شرکت نفت شل در جریان توسعه میدان پارس شمالی در مورد صدور گاز آن به کشور¬های هند و پاکستان فعالیت می¬نمود؛ در حالی که می¬دانیم شرکت نفت شل از اعضاء کنسرسیوم تولید « گنبد شمالی» ( بخش جنوبی میدان پارس جنوبی در قطر) است.
نگارنده طی گزارشی نشان داد که ادامه مطالعه بر روی میدان پارس شمالی در مقایسه یا استفاده از پارس جنوبی، کاری غیر اقتصادی است و شایسته است ضمن توقف آن، کلیه فعالیت¬ها بر اساس استخراج 8 میلیارد پای مکعب در روز از پارس جنوبی جهت تزریق در مخازن خشکی متمرکز گردد.
متاسفانه هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران در عمل، به تولید یک میلیارد پای مکعب گاز با بودجه 900 میلیون دلار اکتفا کرد. قرار شد نسبت به فازهای بعدی میدان پارس جنوبی، از یک شرکت خارجی جهت برنامه ریزی آینده استفاده شود.

9. قرارداد سیری ـ توتال
بر اساس قراداد سیری ـ توتال شرکت توتال متعهد شد که روزانه 100 هزار بشکه از میدان E و 20 هزار بشکه از میدان A بهره¬برداری نماید. نگارنده طی گزارشی، دو مورد زیر را گوشزد نمود:
1. ارقام 100و 20 هزار بشکه برای این مخازن بالاست و این مخازن نمی¬تواند در چنین سطحی تولید داشته باشند.
2. سوزاندن گاز استخراجی به جای تزریق آن، غیز صیانتی است.
اکنون بیش از حدود دو سال از شروع تولید این دو مخزن می¬گذرد و جمعاً حدود 70 هزار بشکه در روز به جای 120 هزاز بشکه از آنها تولید می شود. این در حالی است که میزان GOR ( نسبت گاز به نفت)در چندین چاه این مخازن بسیار بالاست. در صورتی که سطح GOR آن چاه¬ها به حد معقول یعنی 1000 پای مکعب برای هر بشکه نفت تنزل یابد، رقم 70 هزار بشکه در روز به سطح پایین تری کاهش خواهد یافت.
به نظر نگارنده، حد متوسط بهره¬برداری از مخازن فوق، حدود 65 هزار بشکه در روز برای 10 سال آینده است. لذا در صورتی که نفت حاصل از این میدان بر اساس قیمت 9 دلار برای هر بشکه ـ که محسبات اقتصادی این پروژه در سال 1374 بر این اساس انجام شده بود ـ در نظر گرفته شود شرکت ملی نفت ایران جهت پرداخت 2/1 میلیارد دلار مورد تعهد برای اصل و فرع و جایزه این پروژه، می¬بایست برای حدود 8 سال کل نفت بهره-برداری شده این مخازن را به شرکت توتال پرداخت می¬نمود؛ بعد از این هم که نفت قابل ملاحظه¬ای باقی نمی ماند. لازم به تذکر است که در این قرارداد، هیچ گونه جریمه¬ای وجود ندارد.

10. قرارداد « الف» درود
قبل از امضاء قراداد «الف» در حوزه نفتی « درود»، نگارنده طی گزارش¬هایی نشان داد که نحوه انجام پروژه فوق ـ که شامل تزریق آب در بهترین لایه نفتی این مخزن است ـ باعث از دست دادن حدود یک میلیارد بشکه نفت خواهد شد، اما متاسفانه مورد توجه قرار نگرفت. در واقع شرکت نفت «الف» با پایین آوردن پیش بینی میزان تولید این میدان و سرعت دادن به یک فرایند کم بازده، آن را به عنوان پروژه¬ای پر منفعت به شرکت¬های نفت ایران معرفی نموده است؛ ضمن اینکه با پایین آوردن درصد بهره¬دهی مخزن، آثارمنفی تزریق آب را در پشت آن مخفی نموده است.
در طول مذاکرات و عقد قرارداد بین «الف» و شرکت ملی نفت ایران، شرکت نفت فلات قاره تعداد 12 حلقه چاه تعمیر و تعداد 3 حلقه چاه جدید حفر نمود. در اثر این عمل، سطح تولید میدان به حدود 180 هزار بشکه در روز افزایش یافت. این عملیات تعمیری و حفاری با هزینه¬ای حدود 50 میلیون دلار انجام گردیدمقایسه هزینه-ای حدود 50 میلیون دلار، با کاری که شرکت «الف» قرار بود با 540 میلیون دلار سرمایه گذاری و بازپرداخت بیش از یک میلیارد انجام دهد، بسیار آموزنده است.
به نظر نگارنده، ضریب بهره¬دهی طبیعی این مخزن حدود 35 درصد می باشد، درحالی که شرکت «الف» جهت پایین آوردن توان بهره¬دهی مخزن، آن را حدود 20 درصدگزارش کرده بود که کاملاً در جهت اطمینان از نتایج تزریق آب و گاز در آن میدان بود. پس از ابطال نظریه و پیشنهاد اولیه «الف» پیشنهاد جدید بالا بردن سطح تولید به 300 هزار بشکه در روز را نمود. با مطالعاتی که نگارنده در سال¬های 1376- 1375 بر روی این مخزن انجام داد مشخص شد که با تزریق روزانه 600 میلیون پای مکعب گاز، ضریب بهره¬دهی آن را از میزان 35 درصد به بیش از 60 درصد افزایش مییابد.
نکته جالب توجه این است که پیشنهاد شرکت «الف» مبنی بر افزایش سطح تولید از وضع فعلی به 300 هزار بشکه در روز نشان می¬دهد که پیشنهاد اولیه این شرکت مبنی بر بالا بردن سطح تولید از 140 به 220 هزار بشکه در روز، کاملاً نا صحیح بوده است. ضمناً این موضوع، تاییدی بر نظریه ارائه شده در بالا بودن ضریب بهره¬دهی این مخزن نیز هست.
11. پروژه نوروز ـ سروش ـ شل
میادین نوروز و سروش حاوی نفت نیمه سنگین و سنگین بوده و زیر فشار اشباع قراردارد. به عبارت ساده تر،فشارمخزن از فشارنقطه حباب نفت بالاتر است؛ لذا اگر گاز در آنها تزریق شود در اثر حل شدن گاز در نفت، باعث انبساط و پایین آوردن گرانروی نفت می¬گردد. در صورت اشباع نمودن نفت میدان سروش با گاز، گرانروی آن تا حدود 4 برابر کاهش می¬یابد. درنتیجه، بهره¬دهی چاه¬ها تقریباً به همان نسبت بالا میرود و ضریب بهره¬دهی مخزن نیز تا حدود 18 درصد افزایش می¬یابد.
از آنجا که سنگ مخازن نوروز و سروش « نفت دوست» است، هجوم آب به داخل مخزن نمی تواند به راحتی نفت را جا به جا نماید و این باعث افت شدید ضریب بهره¬دهی مخزن خواهد شد.
پیش بینی می¬شود که بهره¬برداری از مخزن سروش از طریق تزریق آب و یا بهره¬برداری طبیعی، حدود 7 تا 8 درصد بیش تر نباشد؛ در حالی که با تزریق گاز، ضریب بهره¬دهی مخزن را می¬توان به بیش از 50 درصد افزایش داد.
در مورد میدان نوروز نیز آب روانی طبیعی مخزن می¬تواند حدود 15 درصد از نفت را جا به جا نماید؛ در حالی که با تزریق گاز، بیش از 50 درصد آن جا به جا خواهد شد.
متاسفانه بدون توجه به نکات فنی فوق، شرکت شل توجه خود را به تزریق آب یا استفاده از آبرانی آب زیر طبقات نفتی، معطوف کرده است که قطعاً به ضرر این مخازن خواهد بود.
در حال حاضر روزانه نزدیک به 150 میلیون پای مکعب گاز در میدان فروزان سوخته می¬شود. انتقال این حجم گاز به میدان سروش و استفاده از گاز اضافی موجود در اطراف میدان نوروز و تزریق در آن باعث ضریب بهره¬دهی این میادین خواهد شد.

12. پروژه سلمان
مخزن سلمان از دو لایه سنگ آهکی عرب D و C تشکیل شده است. حدود 40 درصد این مخزن در آبهای ابوظبی و 60 درصد آن در آبهای ایران قرار دارد. شرکت نفت توتال سال¬هاست با استفاده از گاز طبقه زیرین این میدان، روزانه بیش از 100 میلیون پای مکعب گاز را به طبقات عرب تزریق می¬نماید. انجام این تزریقات نشان داده است که میزان ضریب برداشت آن ناحیه از حدود 45 درصد به بیش از 60 درصد افزایش یافته است.
شایسته است که مدیریت فلات قاره،توجه ویژه¬ای به روش شرکت توتال در بهره¬برداری از این مخزن در آبهای ابوظبی بنماید تا با دقت کافی در علت تزریق گاز ، بتوان روش¬های بهره¬برداری را در مخزن سلمان بهبود بخشید. توجه به روش¬های جدید بازیافت، حائز اهمیت فراوان است؛ لکن کم تر مورد توجه مسئولان قرار می¬گیرد. به عنوان مثال می¬توان به نشستی که در شهریور ماه 1379 در تهران تشکبل گردید اشاره کرد. در این نشست، مسئول مطالعات مهندسی مخازن شرکت نفت توتال نشان داد که در صورت فراهم نبودن گاز جهت تزریق در مخازنی مانند سلمان، حتی تزریق هوا بهتر از تزریق آب در این گونه مخازن است.
برای مثالی دیگر می¬توان به شرکت توتال اشاره کرد که هوا و گاز را به مخزن « هندیل» واقع در اندونزی تزریق می¬کند. این مخزن که سطح آب آن با بهره¬برداری طبیعی، به بالاترین سطح مخزن رسیده بود سالهاست که با عمل تزریق هوا و گاز، میزان قابل ملاحضه¬ای نفت اضافی از این میدان تولید می¬شود.
بنابراین لازم است به جای بهره¬برداری از گاز خوف میدان سلمان و حمل آن به عسولیه، بخش مورد نیاز آن را به لایه¬های نفتی عرب D و C تزریق نمود و باقیمانده را به محل فوق منتقل کرد. بدین تریب می¬توان ضریب بازدهی میدان سلمان را تا بیش از 60 درصد بالا برد. با توجه به نکات بالا، ملاحضه می¬شود که با صرف هزینه¬ای به مراتب بسیار کم تر از 800 میلیون دلار نیز می-توان ضریب بازدهی این میدان را به بالاتر از اهداف تعیین شده رساند.

13. پروژه مسجد سلیمان
میدان نفتی مسجد سلیمان، قدیمی ترین میدان نفتی ایران است و مدت 90 سال است که از آن بهره-برداری می¬شود. اکنون روزانه کم تر از 5 هزار بشکه نفت از این میدان استخراج می¬شود. میزان نفت در جای اولیه این میدان، حدود 5/6 میلیارد بشکه و ضخامت ستون نفتی اولیه آن حدود 1500 پا است. ضریب بهره¬دهی این مخزن حدود 5/17 درصد است. براساس تغییرات ضخامت نفتی این مخزن در 90 سال گذشته پیش بینی می¬شود حدود 30 میلیون بشکه نفت دیگر نیز بتوان از این میدان بهره¬برداری نمود. از آنجا که سطح تماس « گاز ـ نفت» و « آب ـ نفت» این میدان با سرعت بسیار آهسته¬ای در 20 سال گذشته حرکت کرده است، فعل و انفعلات جا به جایی نفت به وسیله گاز و یا آب در اعماق مختلف به طور کامل انجام گرفته است.
اکنون شرکتی ادعا می کند که با حفر چند حلقه چاه افقی و تعمیر چند چاه قدیمی، سطح تولید این مخزن را به 20 هزار بشکه در روز خواهد رساند و به جای 30 میلیون بشکه نفت باقیمانده، حدود 96 میلیون بشکه نفت از 200 پای ضخامت نفتی باقیمانده در 10 سال آینده استخراج خواهد نمود. مفهوم این ادعا این است که شرکت مذکور با انجام حفاری های فوق الذکر، ضریب برداشت از ضخامت نفتی 200 پای باقیمانده را از حدود 5/17 درصد به حدود 60 درصد افزایش می¬دهد. اگر این شرکت چنین فن¬آوری خارق-العاده¬ای را در اختیار دارد مخازن دیگر ایران را نیز ـ با سنگ مخزن مناسب تر ضخامت ستون نفتی بیش تر با ضریب بهره¬دهی بالاتر ـ باید بتوان حداقل به همان ضریب بازدهی 60 درصد افزایش دهد! این پیشنهاد جز ادعایی غیر علمی و ناممکن بیش نیست.

14. پروژه LNG
حدود دو سال بیش قطر، نشستی در زمینه نفت برگزار کرد. در این نشست اعلام شد که این کشور قرار است سالانه 30 میلیون تن LNG تهیه و صادر نماید. این تصور که قطر بازار LNG شرق و غرب را به خود اختصاص خواهد داد ظاهراً موجب نگرانی مقامات ایرانی شده است. ابتدا باید به این نکته توجه کرد که علت این که قطر به دنبال پروژه LNG است، نبودن امکانات دیگر جهت استفاده از گاز در آن کشور است؛ لذا قطر چاره¬ای جز تهیه و فروش LNG که گران ترین و کم صرفه ترین روش صدور گاز است ندارد. همچنین نباید فراموش کرد که پروژه تزریق گاز در عموم مخازن نفتی کوچک و بزرگ آن کشور در دست اجراست. هنگامی که قیمت نفت خام، بشکه¬ای حدود 10 دلار بود قطر گاز خشک حاصل از فاز یک خود را با ارزش صفر در اختیار شرکت تهیه LNG قرار می¬داد، اما اکنون که قیمت نفت به بیش از دو برابر آن زمان رسیده است قرار شده مبلغ کمی بابت گاز تحویلی دریافت کند. آیا ایران نیز دارای همان شرایط و موقعیت قطر است؟
کشور ما برای تزریق گاز در مخازن خود احتیاج به بیش از 20 میلیارد پای مکعب گاز در روز دارد. این عمل از بازدهی بسیار بالاتر و کم هزینه تری در مقایسه با فروش مستقیم گاز یا فروش گاز به صورت LNG برخوردار است.
بدیهی است که شرکتهای بزرگ کشتی سازی و سایر شرکتهایی که در صنعت LNG فعال¬اند تمایل زیادی دارند که کشور ما وارد مسابقه غیر معقول تولید و صادرات LNG بشود. در واقع بخش مهمی از 8 میلیارد این پروژه، صرف هزینه کشتی ¬های مخصوص خواهد شد. میزان اشتغال زایی این پروژه با توجه به هزینه گزاف آن، بسیار ناچیز است.
گاز حاصل از فازهای 11 و 12 پارس جنوبی به این پروژه اختصاص یافته است، اما ظاهراً تا کنون شرکت¬ههای خارجی قراردادی در این زمینه امضاء نکرده¬اند؛ زیرا موقعیت جغرافیایی این فازها دارای امتیازات فازهای 2، 3، 4، و 5 نیست. نکته قابل تامل این است که به نظر می-رسد بدون تامین گاز مورد نیاز این پروژه، اقدام اولیه جهت سفارش ساخت کشتی¬های LNG در دست انجام است.

15. پروژه ارتقاء سقف تولید به 5 میلیون بشکه در روز
اگر موقعیت سال 1357 را با موقعیت سال 1380 مخازن نفتی خشکی، مقایسه نماییم خواهیم دیدکه در سال 1357 روزانه حدود 1/5 میلیون بشکه نفت با استفاده از حدود 400 حلقه چاه استخراج می¬گردید؛ در حالی که اکنون حدود 2/3 میلیون بشکه نفت در روز از ناحیه خشکی با استفاده از حدود 1500 حلقه چاه استخراج می-شود. بنابراین، بهره¬دهی متوسط چاه¬ها از 12500 بشکه در روز به حدود 2500 بشکه کاهش یافته است. این در حالی است که به علت کاهش قابل ملاحظه سطح بهره¬برداری پس از انقلاب و به خصوص در زمان جنگ، کمک زیادی به توانایی و بهبود این مخازن شده؛ به نحوی که ضخامت ستون نفتی تعدادی از این مخازن به میزان قابل ملاحظه¬ای افزایش یافته است.
حال اگر به همین نحو ـ یعنی با کاهش حدود 2 میلیون بشکه در روز در خلال 18 سال آینده ـ پیش برویم، تقریباً در سال 1396 شمسی، سطح بهره-برداری از این مخازن به حدود یک میلیون بشکه در روز و بهره¬دهی متوسط چاه¬ها از 2500 بشکه در روز به حدود 650 بشکه کاهش خواهد یافت، در آن زمان تولید حاصل از توسعه میدان¬های دارخویین، آزادگان، درود، سروش و لایه¬های بنگستان مخازن اهواز، منصوی و آب تیمور ( اگر به نحو صحیحی انجام گیرد) حداکثر روزانه یک میلیون بشکه خواهد بود و سطح تولید از ناحیه دریایی، حداکثر به حدود 350 هزار بشکه در روز خواهد رسید. بنابراین،کل تولید کشور در آن زمان، حدود 35/2 میلیون بشکه در روز خواهد بود. با توجه به نکات فوق ملاحظه می¬شود که کاهش طبیعی بهره¬برداری روزانه از مخازن خشکی در صورتی که چاه¬های مورد نیاز، سالانه حفر شوند، در حدود 150 هزار بشکه در سال است که در 5 سال آینده حدود 750 هزار بشکه در روز خواهد بود. حال اگر بخواهیم علاوه بر جلوگیری از کاهش فوق، روزانه 2/1 میلیون بشکه سقف تولید را در مدت 5 سال افزایش دهیم، باید برای افزایش تولید 2 میلیون بشکه در روز، برنامه ریزی نماییم. اما امکان رسیدن به چنین ظرفیتی حتی با صرف ده¬ها میلیارد دلار در مدت 5 سال آینده، کاری غیر عملی است. تنها ممکن است بتوانیم تولید کشور را برای مدت محدودی در سطح فعلی نگه داریم؛ هر چند با کاهش اجباری آن رو به رو خواهیم بود.
در 25 سال گذشته ـ یعنی از سال 1355 تا کنون ـ حدود 32 میلیارد بشکه نفت از مخزن ایران بهره¬برداری شده است. میزان بهره¬برداری روزانه در سال 1355 حدود 3/6 میلیون بشکه و میزان ذخایر نفتی، حدود 75 میلیارد بشکه بوده؛ لذا درصد متوسط برداشت سالانه در این مدت، حدود 3 درصد ذخایر کشور بوده است(30/0= 75000/365 ×3/6).
در صورتی که 3 درصد برداشت از ذخایر فعلی در نظر گرفته شود به رقم بهره¬برداری05/3 میلیون بشکه در روز خواهیم رسید. در صورتی که سطح تولید به سقف فعلی 5/3 میلیون بشکه در روز نگهداری شود این ضریب به حدود 45/3 درصد در سال می¬رسد و معنی آن این است که هم اکنون فشار بیشتری به مخازن ایران وارد می¬شود.
حال اگر 15 سال آینده را با میزان تولید فعلی در نظر بگیریم ( تا 1396) و فرض نماییم که در این مدت، جمعاً 8 میلیارد بشکه نفت به ذخایر کشور اضافه شود، ذخایر باقی مانده از 37 میلیارد بشکه فعلی به 26 میلیارد بشکه فعلی تنزل خواهد یافت. در این صورت، میزان تولید روزانه در سال 1396 بر اساس برداشت 3 درصد در سال به حدود 14/2 میلیون بشکه در روز خواهد رسید. نکته اساسی دیگر که باید به آن توجه نمود میزان بهره¬دهی چاه¬هاست. در صورتی که متوسط بهره¬دهی چه¬ها به حدود 650 بشکه در روز کاهش یابد،بر اساس تولید 5/3 میلیون بشکه و توان تولی 4 میلیون بشکه در روز احتیاج به حدود 6400 حلقه چاه خواهیم داشت؛ لذا نیاز به حفر حدود 6000 حلقه چاه جدید با سرمایه¬گذاری حدود 33 میلیارد دلار در مدت 15 سال آینده خواهد بود.

16. مقایسه قرارداد شرکت سابق خدمات نفتی ایران ( OSCO) با قراردادهای بیع متقابل
در قرارداد 1352 شرکت ملی نفت ایران بر نحوه اجرا و حتی انجام سفارش¬ها نظارت کامل داشت. بر اساس قراداد مذکور، کنسرسیوم سابق 40 درصد میزان سرمایه¬گذاری و صد درصد هزینه¬های جاری را پرداخت می¬نمود. در مقابل، مبلغ 23 سنت برای هر بشکه نفت صادراتی به شرکتهای مذکور تخفیف داده می¬شد که اگر مصرف داخل کشور یعنی 2/1 میلیون بشکه در نظر گرفته شود، رقم فوق به 1