مقاله کلیاتی در مورد نفت

توضیحات

  مقاله کلیاتی در مورد نفت دارای 72 صفحه می باشد و دارای تنظیمات در microsoft word می باشد و آماده پرینت یا چاپ است

فایل ورد مقاله کلیاتی در مورد نفت  کاملا فرمت بندی و تنظیم شده در استاندارد دانشگاه  و مراکز دولتی می باشد.

توجه : در صورت  مشاهده  بهم ریختگی احتمالی در متون زیر ،دلیل ان کپی کردن این مطالب از داخل فایل ورد می باشد و در فایل اصلی مقاله کلیاتی در مورد نفت،به هیچ وجه بهم ریختگی وجود ندارد

بخشی از متن مقاله کلیاتی در مورد نفت :

کلیاتی در مورد نفت

مقدمه :
با توجه به سیاست صنعتی شدن هر چه بیشتر کشور ، فروش کمتر نفت خام به منظور جلوگیری از صادرات تک محصولی ، جایگزیتی آن به وسیله سایر مواد ، وجود منابع و ذخائر گاز و نفت و همچنین با توجه به امکانات طبیعی و جغرافیایی کشور ، لزوم توسعه صنعت نفت امری است ضروری که باید از اولویت بالایی برخوردار باشد به ویژه که از یک طرف با سرمایه گذاری در این صنعت در بلند مدت , صادرات فراورده های نفتی ، محصولات پتروشیمی می تواند جایگزین نفت خام گردد و از سوی دیگر با تولید هر ماده « پایه » امکان اشتغال به کار

تعداد زیادی از افراد جامعه در صنایع پایین دستی وجود خواهد داشت ، به هر تقدیر همان طور که می دانید از نفت خام فراورده هایی تهیه می شود که کاربرد و استفاده از آنها مختلف و متفاوت است و می تواند فعالیت های گوناگون صنعتی را به نحوی در بر گیرد که شدیداً در مسائل اقتصادی و اجتماعی موثر افتد . پوشیده نیست که بازارهای داخلی و خارجی این صنایع عظیم است که چرخ های اقتصادی جامعه را در جهت فعالیت و اشتغال عده کثیری از افراد کشور به حرکت درمی آورد .

جروف سه گانه نفت از نظر سیاست دو تفکر را متبادر به ذهن می کند ، نخست ( نابودی ، فقر ، تباهی ) که ناشی از سیاست غلط در استخراج و صدور طلای سیاه است و دیگر توجه دولتمردان و سیاستمداران جامعه به رسالتی است که در قبال ملت و کشور خود دارند و مآلاً (نیروی خلاق – فر و شکوه – ترقی و تعالی) به ارمغان خواهد آورد که با راهبردی صحیح در جهت تولید و عرضه فراورده هایی باارزش افزوده بالاتر ، موجبات شکوفایی بیشتر این صنعت را فراهم آورده ، در نتیجه چرخ های این صنعت عظیم در جهت رونق اقتصادی و رفاه جامعه به حرکت درخواهد آمد .

در شرایط کنونی , در کشور ما صنایع نفت و گاز نقش ارزنده ای را در تأمین بیش از 96 درصد انرژی کشور دارد . افزون بر آن ، استفاده از نفت و گاز به عنوان خوراک صنایع پتروشیمی و تولید فراورده هایی با ارزش افزوده سیار بالا نقش مضاعفی را به خود اختصاص داده است .

نفت و تاریخچه صنعت نفت :
نفت « پترول » یا به اصطلاح روغن های معدنی مخلوطی از هیدروکربورها می باشد که منابع آن اغلب در اعماق زمین وجود دارد . انگلیسی ها کلمه لاتین آن ( پترولئوم ) را پذیرفته اند در صورتی که آلمانی ها آن را « اردل » (Erdol) به معنای روغن زمینی می نامند .

این ماده را از قرن ها پیش به صورت گاز در آتشکده ها یا به فرم قیر ( ماده ای که پس از تبخیر مواد فرار یا سبک نفت ، از آن باقی می ماند ) می شناخته اند به طوری که در کتب مقدس و تاریخی اشاره شده است در ساختمان برج بابل از قیر استفاده گردیده و کشتی نوح و گهواره ی حضرت موسی (ع) نیز به قیر اندوده بوده است .
بابلی ها از قیر به عنوان ماده قابل احتراق در چراغ ها و تهیه ساروج جهت غیر قابل نفوذ نمودن سدها و بالاخره جهت استحکام جازها استفاده می کرده اند . مصری ها در قدیم مردگانشان را با آن مومیایی می نموده اند . مردم در ایران ، رومانی ، باکو ، هند قبل از میلاد مسیح به صورت گوناگون این ماده را مورد استعمال قرار داده اند .

مدت زمان مدیدی مورد استعمال نفت برای مصارف خانگی و یا به عنوان چوب کننده بود اما از آغاز قرن شانزدهم میلادی روز به روز موارد استعمال آن رو به افزایش نهاد تا اینکه در سال 1854 میلادی ( در شهر گایسی در اروپای مرکزی ) دو نفر داروساز وجود یک فراکسیون سبک قابل اشتعال را در روغن زمینی تشخیص دادند و همچنین به کمک تقطیر , مواد دیگری به دست آوردند که برای ایجاد روشنایی به کار می رفت . براساس این کار آزمایشگاهی بود که بعداً دستگاه های عظیم تصفیه نفت طرح ریزی و مورد بهره برداری قرار گرفت .
صنعت نفت با احداث چاه نفت دارک در منطقه پنسیلوانیای اتازونی در 27 اوت 1859 میلادی با تولید روزانه 1600 لیتر آغاز شد . این صنعت ابتدا در برخی کشورها مانند کانادا ، روسیه ، ایتالیا و سپس با گذشت چند دهه ، دامنه اکتشاف آن به منطقه خاورمیانه و خاور دور گسترش یافت .

در پنجم خرداد 1287 شمسی مطابق با 26 می 1908 میلادی گروهی از مکتشفین پس از هفت سال تفحص در تپه ها و کوه های جنوب غربی ایران بالاخره ثمره زحمات و کوشش خود را در مسجدسلیمان واقع در دامنه ی جبال زاگرس و یا بهتر در کوه های بختیاری یافتند و بدین ترتیب از این تاریخ صنعت نفت ایران پا به عرصه وجود گذاشت . ساختمان اولین خط لوله به طول 163 مایل بین مسجدسلیمان و آبادان تشکیل یک پالایشگاه در جزیره آبادان داد که مدت سه سال طول کشید و نخستین جریان نفت به پالایشگاه در سال 1911 میلادی صورت گرفت .

یکی از مناطق سرشار از ذخائر نفت و گاز منطقه خلیج فارس می باشد . هشت کشور ایران ، عراق ، کویت ، عربستان ، قطر ، امارات عربی متحده ، بحرین و عمان به عنوان کشورهای ساحلی خلیج فارس ، حدود %65 ذخائر نفت و %32 ذخائر گاز جهان را در اختیار دارند . در این میان ایران با %21 تریلیون متر مکعب دارای بیشترین ذخائر نفت در منطقه می باشند .

نفت خام :
نفت خام ماده ای است تیره رنگ که در طبیعت به صورت مایع و جامد یافت می شود که مخلوطی از هیدروکربن های مختلف می باشد . قسمت اعظم مواد تشکیل دهنده نفت شامل آلکانها ( هیدروکربن های زنجیری سیر شده یا اشباع ) و هیدروکربن های آروماتیک می باشند . نفت خام همچنین دارای ترکیباتی از عناصر گوگرد , اکسیژن ، نیتروژن و مقدار کمی ترکیبات معدنی و فلزات می باشد . بدیهی است که نسبت این مواد در نفت استخراج شده از نقاط مختلف زمین متفاوت است و ترکیبات محتلف نفت خام بنا بر موقعیت محلی میدان نفتی و زمان تشکیل آن و حتی بنا بر ژرفای منبع متعددند ، چنانچه نفت دو چاه نزدیک به هم مشخصات یکسانی ندارند ، مثلاً برخی چاه ها نفت سفید سبکی تولید می کنند که حتی به طور مستقیم نیز می توان از آن استفاده کرد ، در صورتیکه نفت خام برخی از چاه ها سنگین و به آسفالت شبیه است .

فلزاتی که اغلب در نفت خام وجود دارد ، نیکل ، سدیم ، وانادیم و آهن می باشند که به مقدار کم در نفت خام وجود دارند . زمین شناسان تقریباً متفق القولند که این مواد آلی طی قرن ها بر اثر تجزیه و فشار موجودات ریز دریایی به نام پلاکتون ها و احتمالاً گیاهانی که در ته دریاها و دریاچه ها و مرداب ها جمع شده و مدفون شده اند ، بر اثر فشار ، حرارت ، کاتالیزور و باکتریهای تبدیل کننده به وجود آمده اند ، این مواد به وسیله تشکیل رسوبی دائم از ذرات ریز و غیرقابل نفوذ مثل گل رس ، آهک و غیره در محل خود حفظ شده اند و دگرگونی های زمین سبب روان شدن و تراکم آن در مخازن زیرزمینی شده است .

نفت تشکیل شده به علت مایع بودن و همچنین به علت خاصیت موئینگی محیط خود از خلال سنگ ها گذشته ، زیر یک طبقه غیرقابل نفوذ ، در بالاترین قسمت یک چین خوردگی که طاقدیس نامیده می شود ، ذخیره می گردد . یکی از تئوری هایی که بع طور ساده برای تشکیل نفت خام بیان می شود این است که مواد آلی در اثر حرارت و فشار تقطیر شده اند و به صورت نفت درآمده اند .

چند نوع نفت خام از همین طریق در آزمایشگاه تهیه شده که منشأ آنها در انواع نفت خام استخراجی از قشر زمین یافت گردیده است . نظریه دوم این است که تغییرات ماده ی آلی برای تبدیل به نفت ممکن است حتی در درجه حرارت معمولی و فشار نزدیک به اتمسفر انجام پذیرد و در مجموع نفت خام به صورت مایع است و معمولاً در محل اولیه خود باقی نمی ماند و بنابراین نمی تواند در شرایط عمل تولید آن مطالعه نمود . نفت خام غالباً مسافت قابل ملاحظه ای را به صورت طولی و عمودی در صخره ها طی می کند و در نتیجه محل اصلی تشکیل آن معلوم نیست .

ترتیب طبقات موادی که در چاه های نفت قرار دارند ، براساس چگالی آن مواد می باشد به طوریکه گاز که سبک ترین آنهاست در طبقه رویی و آب و نمک که سنگین ترین آنهاست در طبقه زیرین قرار می گیرد .

ساختار ترکیبی نفت خام از نظر مواد سازنده آن :
همان طور که گفته شد ، نفت خام مجموعه وسیعی از انواع ترکیبات آلی را شامل می گردد که قسمت عمده آن را هیدروکربن ( به صورت اشباع و یا غیر اشباع ) و قسمت دیگر را غیرهیدروکربن تشکیل می دهند . مواد آلی راسب در رسوبات زمین به ماکرومولکول های غیرقابل حل ( کروژن ) در حلال های آلی ، تبدیل می شوند که تحت فرآیندهای ژئوشیمیایی و تحمل حرارت به نفت خام سیال تبدیل می گردند .

مواد آلی قابل حل در حلال های آلی را اصطلاحاٌ بتومن می نامند . به عبارت دیگر بتومن همان هیدروکربن های سیال ( نفت خام ) است که از سنگ منشأ تولید و در سنگ مخزن تجمع می یابد .

هیدروکربن های موجود در نفت خام و یا مواد آلی استخراج شده از سنگ های رسوبی (بتیومن) به زیر گروه های دیگر تقسیم می شوند ، که عبارت است از هیدروکربن های زنجیره ای سیر شده و سیر نشده ( پارافین ها و اولفتینها ) و هیدروکربورهای حلقوی اشباع و غیر اشباع (سیکلو پارافین ها ) و حلقوی غیر اشباع کامل ( آروماتیک ها ) .

فرایندهای تشکیل نفت و ساختار کروژن :
بررسی و مطالعات مواد آلی موجود در سنگ های رسوبی ، نفت های خام و زغال سنگ نشان داده است که مجموعه وسیعی از ترکیبات آلی با ساختارهای گوناگون ( مانند لیپیدها ، پروتئین ها ، کربو هیدرات ها و لیگنین ها ) را شامل می شوند .

از مواد آلی راسب در لایه های رسوبی فقط یک درصد آنها قابلیت تبدیل به سوخت های فسیلی را دارند و بقیه مواد آلی بر اثر فرآیندهای اکسیداسیون و فعالیت های تجزیه و به صورت گاز CO2 به اتمسفر زمین برگشت داده می شوند ، بنابراین تاریخچه چگونگی تولید نفت از یک سنگ مادر تابعی است از زمان , درجه حرارت و افزایش عمق دفن شدگی رسوبات ، از آنجائیکه تغییر و تبدیلات فیزیکی و شیمیایی در طول رسوب گذاری و بعد از آن به صورت فرآیندهای مجزا رخ نمی دهند ، لذا عواملی که موثر بر روی فرآورده های حاصل از مواد آلی هستند ؛ طبیعتاً بر روی قسمت های معدنی سنگ رسوبی نیز اعمال می شود ( فرآیندهایی مانند تخریب میکروبی در مراحل ابتدایی رسوبگذاری و پس از آن دما و فشار ) .

طبیعت و فراوانی مواد آلی ، با فاصله کوتاهی بعد از رسوب گذاری ، می تواند رفتارهای گوناگونی با فازهای معدنی داشته باشند . ساختار کانی ها و نوع ترکیبات آنها می تواند تاثیر گذاری شدیدی بر روی توزیع و چگونگی اجزاء مواد آلی در اعماق سکانس های رسوبی داشته باشند . تکامل مواد آلی از زمان رسوب گذاری تا انتهای مرحله گاز زدایی طی مراحل مختلف صورت می گیرند که عیارتند از : دیاژند ، کاناژند و متاژند .

الف ) مرحله دیاژند :
لایه های راسب در محیط های دریایی دارای مقادیر زیاد آب ، مواد معدنی ، مواد آلی مرده و مقادیر متنابهی از میکرو ارگانیزم های زنده می باشند . چنین مخلوطی در ابتدای رسوب گذاری طبیعتاً متعادل بوده و فرایندهای گوناگون شیمیایی و فیزیکی – شیمیایی ، بر آنها حاکم خواهد بود . بنابراین در مرحله دیاژند و فرآیندهای ( آزاد شدن مولکول های ناپایدار ) صورت می گیرد که مستقیم به حالت تعادل میل کند . این تغییرات از چند متری رسوبات تا چند صد متری رخ می دهد ( در مواردی تا دو هزار متری رسوبات مرحبه دیاژند نیز تشخیص داده شده است ) .

با گذشت زمان و افزایش عمق رسوبات ، مواد آلی برای نیل به پایداری بیشتر ناچاراً تحت فرآیندهایی نظیر از دست رفتن گروه های عاملی ، آزاد شدن ترکیباتی مانند دی اکسید کربن ، متان ، هیدروژن سولفوره ، نیتروژن و آب قرار گیرد . در این مرحله تولید گاز متان ( که منشاء بیولوژیکی دارد ) نیز ممکن است به مقدار زیادی تولید شود .

ب ) مرحله کاتاژند :
با افزایش دما و فشار در رسوبات ، شکستن پیوندهای کربن – کربن یا جدا شدن زنجیره آلیفاتیکی در بین مواد آلی صورت می گیرد و در نتیجه فرآیندهای ممتد گراکنیگ تولید هیدروکربورهای مختلف از کروژن رخ می دهد و فرآورده های سیال ( با ساختارهای متفاوت یعنی نفت خام ) حاصل می شود . همراه این تولیدات مولکول هایی از هیدروکربورهای حلقوی (معمولاً ا شباع و سه تا شش حلقه ای) در محدوده کربنی (C15 – C35) به صورت بیوژنیکی آزاد می شوند که از لحاظ ترمودینامیکی پایدار بوده و ساختار شیمیایی آنها تحمل تغییرات زیادی نمی گردند . به این ترکیبات بیومارکدها و یا فسیل های ژئوشیمیایی می گویند .

ج ) مرحله متاژند :
بعد از تولید حداکثر هیدروکربورهای مایع و نفت میعانی ، نوبت به تولید گاز متان می رسد . در این مرحله کروژن شروع به شکل گرفتن به صورت حلقه های آروماتیکی منظم می نماید که حاکی از پایان تولید هیدروکربورهای مایع است . از این مرحله به بعد حداکثر تولید کروژن فقط معطوف به فرآورده های گازی ( به وبژه گاز متان ) خواهد بود .
پایداری متان با افزایش درجه حرارت تغییر نمی کند و تا دمای 550 درجه سانتیگراد را نیز به خوبی تحمل می کند و به حالت گاز باقی خواهد ماند . تنها امکان تخریب گاز متان به وسیله سولفور و سولفیدها است که در بعضی از موارد در مرحله متاژند رخ می دهد .

به طور خلاصه می توان گفت که در طی فرآیندهای مختلف تشکیل نفت ، ابتدا ترکیبات موجود در بدن جاندارانی مانند فیتوپلانکتون و زئوپلانکتون ( از قبیل لیگنین ها ، کربوهیدرات ها ، پروتئین ها و لیپیدها ) در طی مرحله دیاژند تخریب شده و ملکول های فرار آنها مانند : H2O,CH4,NH3,CO2 آزاد می گردند .

بعد از بین رفتن ملکول های سبک ، مجموعه ترکیبات آلی به صورت پلیمرها ، اسید فلدیک و اسید هیدمیک درمی آیند . در مرحله بعدی این ترکیبات به مجموعه متراکم و غیرقابل حل در حلال های آلی تبدیل می گردند که کروژن نامیده می شود . شکستن کروژن در مرحله کاتاژند و تولید هیدروکربورهای سیال با جرم ملکولی پایین و متوسط منجر به تولید نفت خام می گردد . اگر شرایط دفن رسوبات و افزایش دما ادامه داشته باشد ، در مرحله نهایی با افزایش دما در سنگ مادر عمل کراکینگ تقریباً کامل شده و قسمت عمده ترکیبات به گازهای کم کربن متان و اتان مبدل شده و مخازن هیدروکربوری از نوع گازی را به وجود می آورند .

شرایط لازم برای تشکیل نفت :
مجموعه فرآیندهایی که منجر به تشکیل نفت خام می شود ، حاصل فعل و انفعالات پیچیده شیمیایی است که طی میلیون ها سال رخ داده و امروزه بشر به راحتی می تواند از مخازن آن بهره برداری نماید . شرایط مناسب و لازم برای تشکیل و دستیابی به نفت ختم عبارتند از :

الف )وجود سنگ مادر یا سنگ منشأ
ب ) مسیرهای مناسب جهت مهاجرت هیدروکربورها
ج ) سنگ مخزن متخلخل و تراوا با پوش سنگ خوب

اگر این شرایط در یک حوض رسوبی فراهم باشد فرآیندهای تجمع مواد آلی ، زایش و مهاجرت هیدروکربورها منجر به تولید نفت خام در آن حوضه می گردد .

الف ) سنگ مادر یا سنگ منشأ :
واحد یا واحدهایی از لایه های رسوبی که غنی از مواد آلی باشد و توانایی تولید هیدروکربورهای سیال یا گازی زا در طول زمان و در شرایط مناسب را داشته باشد سنگ منشأ نامیده می شود . زایش هیدروکربورها از این سنگ مادر و در ادامه مهاجرت آنها به سنگ مخزن می تواند تجمع نفت خام را باعث شود . شرایط لازم و کافی برای یک سنگ مادر مناسب عبارت است از : مقدار مواد آلی ، نوع مواد آلی ( نوع کروژن ) و میزان بلوغ و پختگی مواد آلی .

از آنجائیکه لایه های رسوبی عهد قدیم در سرتاسر دنیا در شرایط متفاوتی نهشته شده اند لذا مقدار مواد آلی موجود در آنها کاملاً متغیر خواهد بود . بسیاری از سنگ های مادر حاوی مواد آلی بسیار خوبی بوده در حالیکه سنگ های مادر دیگری نیز وجود دارند که دارای مقدار بسیار کمی مواد آلی می باشند .

پیگمان های رنگی مانند هموگلوبین ( خون در مهره داران و سبزینه در گیاهان ) از ترکیبات پورفیرینی می باشند که در گیاهان و جانوران زنده متراکم می باشند . درپاره ای از نفت های خام نیز ترکیبات پورفیرینی از اسکلت مشابه به پورفیرین جانوری و گیای دارد دیده شده اند که مسلماً گواه سرچشمه بیولوژیکی این مواد می باشند . پورفیرین های فسیلی برخلاف انواع عهد حاضر در ساختمان خود اغلب دارای یک یون فلزی نظیر نیکل و یا وانادیم می باشند .

توزیع و نوع ترکیبات نفت خام :
نفت خام مخلوط پیچیده ای است که اصولاً از هیدروکربن ها تشکیل شده است و فقط مقدار کمی ناخالصی غیرهیدروکربوری در آن وجود دارد . هیدروکربورهای نفت از گاز متان تا C140 ( در نفت های سنگین و واکسی ) را شامل می گردد . شناسایی ساختار شیمیایی ترکیبات موجود در نفت خام براساس یافته های تجزیه ای از دیدگاه های مختلف مورد بررسی قرار می گیرد . روشهای تجزیه ای گاهی تکیه بر شناسایی تک تک ترکیبات دارد و از طریق به کارگیری تکنیک های تقطیر ، کروماتوگرافی می توان اجزا تشکیل دهنده را جداسازی و

شناسایی نمود . از دیدگاه های پالایشی می توان از روش تقطیر ( در پالایشگاه ها ) برش های مختلف را تهیه نمود . در موارد دیگر با به کارگیری غربال های ملکولی می توان گروه های مختلف شیمیایی را جداسازی و با استفاده از آنالیز دستگاهی مانند کروماتوگرافی گازی و طیف سنجی جرمی شناسایی ترکیبات را از از لحاظ کمی و کیفی انجام داد . برش های به دست آمده به وسیله تکنیک هایی مانند کروماتوگرافی ستونی مجدد مورد جداسازی ، ارزیابی و شناسایی قرار می گیرند . براساس روش های جداسازی و شناسایی ترکیبات آلی موجود در نفت خام و بیتومن ، می توان ساخنارهای زیر را در آن ها تعیین نمود :

الف ) هیدروکربورهای اشباع ( پارافین )
ب ) هیدروکربورهای حلقوی اشباع ( نفتن )
ج ) هیدروکربورهای غیر اشباع ( آروماتیک )

د ) هیدروکربورهای غیر اشباع زنجیره ای که در اکثر نفت های خام شناخته شده وجود ندارد و یا بسیار کم است .
مقدار درصد کربن در نفت خام بین 70 تا 80 و هیدروژن بین 10 تا 14 درصد تغییر می کند . هر چه نسبت H/C در نفت خام کمتر شود ، نفت دارای ترکیبات سنگین تری خواهد بود . قسمت غیرهیدروکربوری نفت شامل ترکیبات آلی گوگردی ، اکسیژن و نیتروژن دار می باشد .

الف ) گوگرد :
عنصر گوگرد می تواند به حالت آزاد در نفت خام وجود داشته باشد ولی ترکیبات آلی گوگرد دارمانند تیوفن ، گاز H2S ، سولفورها ، دی سولفورها نیز در نفت خام یافت می شوند . وجود ترکیبات گوگرد دار در نفت خام سبب خوردگی ابزار ، ادوات ، خطوط لوله و حتی قسمت های مختلف موتور می گردد .

ب ) ترکیبات اکسیژن دار :
مقدار درصد اکسیژن در نفت های خام از 3 درصد تجاوز نمی کند و اغلب در ساختمان ملکول های سنگین ( برش رزین و آسفالتن ) به حالت ترکیب یافت می شوند . ترکیبات اکسیژن دار نفت شامل اسیدها و فنل ها و کتون ها می باشند . مواد اشباع نشده ( حلقه های آروماتیکی ) و اکسیژن دار روغن های نفتی آسفالتن را تشکیل می دهند که دارای مقداری گوگرد نیز هستند .

ج ) ترکیبات نیتروژن دار :
مواد ازت دار نفت خام شامل پیرپرین ، کنیرمین و آمین ها می باشند . مقدار کل نیتروژن نفت خام بین 5/0 تا 7/1 درصد است . ترکیبات نیتروژن و اکسیژن دار معمولاً در برش های نفت خام و در داخل گروه های رزینی و آسفالتنی یافت می شوند که جزء غیرهیدروکربورهای نفت محسوب می شوند .
بین ناخالصی های معدنی نفت خام می توان به ناخالصی های مکانیکی ، آب نمک های معدنی (مانند کلرور سدیم و منیزیم به حالت محلول در آب آزاد نفت) و خاکستر را می توان نام برد .
ناخالصی های مکانیکی ، ذرات ماسه ، شن و آزریل هستند که همراه نفت از اعماق زمین خارج می شود . آب به دو صورت همراه نفت است یکی آب آزاد که به سادگی با سرریز کردن جدا می شود و دیگری آب امولسیونی که ثابت است و فقط به روش های مخصوص می توان آن را جدا کرد (عمل سانتریفرژ ، صاف کردن ، تبخیر و استفاده از میدان مغناطیسی) .

انواع نفت خام :
نفت های خام مختلف از نظر نوع و مقدار هیدروکربورهای موجود در آن و همچنین مقدار ناخالصی هایی که دارند ارزیابی می گردند . اولاً نوع هیدروکربورهای موجود در نفت های خام مختلف یکسان نیست ، ثانیاً غلظت گروه های متشکبه نفت . با توجه به منشأ آنها ( دریایی ، خشکی ، دلتایی ) نیز متفاوت است . نوع و مقدار گروه های هیدروکربوری در نفت خام را می توان به روش های گوناگون تعیین کرد .

سبک یا سنگین بودن نفت خام براساس گروه های موجود و غلظت آنها در نفت خام و بر پایه چگالی و همچنین مقدار ناخالصی های احتمالی طبقه بندی می گردد .
نفتی پارافنیک و یا نفتنیک است که مجموع هیدروکربورهای اشباع آن کمتر از 50 درصد باشد . نفت خامی که دارای کمتر از %50 هیدروکربورهای اشباع باشد به گونه ای که %50 بقیه را رزین ، آسفالتن و آروماتیک باشد نفت خام آروماتیک نامیده می شود .
انواع نفت خام به صورت زیر طبقه بندی می گردد :
1- پارافینیک

2- پارافینیک – نفتنیک
3- نفتنیک
4- آروماتیک
5- آروماتیک – آسفاتیک
6- آسفالتیک
در گروه بندی بالا مجموعه ترکیبات چهارگانه نفت خام ( یعنی هیدروکربورهای اشباع ، آروماتیک ، رزین و آسفالتن را به صورت سه عضو اصلی یعنی : برش پارافینیک ، ( شامل آلکن های نرمال ، ایزو و ایزو آلکن ها ) برش نفتنیک ( شامل سیکلو آلکن ها ) و برش آروماتیک (شامل ترکیبات NSO دارد : رزین ها و آسفالتن ها ) در نظر می گیرند .
ترکیب نهایی و محتویات نفت خام در مخازن یکسان و ثابت نبوده ، بنابراین بعد از تجمع در مخازن نفت خام پیوسته تحت عوامل دگرسایی قرار گرفته که تغییرات عمده ای در ساختار شیمیایی آن و در نتیجه کیفیت آن از نقطه نظر اقتصادی پدید آید .

از عمده عوامل مهم که در ساختار شیمیایی نفت خام موثر است به فرآیندهای بلوغ حرارتی آبشویی ، رسوب آسفالتن و تخریب مولکولی اشاره می شود . بلوغ حرارتی زمانی رخ می دهد که نفت در مخزن به مدت طولانی تحت شرایط درون گرمایی قرار بگیرد . این پدیده باعث می گردد که نفت رفته رفته بر اثر فرآیند کراکینگ بر روی مولکول های سنگین ، سبک تر و سبک تر می شود و مقدار گاز تولیدی بیشتر گردد . تولید هیدروکربورهای سبک و گازی بر اثر فرآیند بلوغ حرارتی خود باعث رسوب طبیعی آسفالتن می گردد که در بسیاری موارد مخازن را با مشکل مواجه می نماید . وجود جریان های آب در لایه تحت الارضی و راه یابی آنها به مخازن همراه با میکروارگانیسم های موجود در آن باعث می شود که تخریب میکروبی در مخازن صورت گیرد و بدین ترتیب ، ابتدا تخریب هیدروکربورهای آلکان نرمال و سپس ایزوآلکان ها و بالاخره سیکلوآلکان ها و آروماتیک صورت می پذیرد .

دسته بندی نفت خام براساس وزن مخصوص :
انواع نفت خام گذشته از ناهمسانیهای مولکولی از نظر وزن مخصوص نیز متفاوتند . گونه های نفتی که وزن مخصوص آنها کم است ، مقدار بیشتری مواد سبک مثل بنزین ، گاز و گاز مایع دارند . برعکس گونه های نفتی سنگین ، مواد سبک کمتری داشته و درصد نفت کوره ای آنها بیشتر از گونه های نفتی سبک است از همین طریق است که با تخمین بازده فرآورده های نفتی گوناگون بهای نفت خام تعیین می شود . در بازرگانی نفت برای تعیین وزن مخصوص از درج API استفاده می شود ، که در رابطه ی آن با وزن مخصوص چنین است :

براین اساس نفت خام به دو دسته زیر تقسیم بندی می شود :

1- نفت خام سبک : ( Light crude oil )
این نوع نفت خام دارای فرآورده های سبک بیشتری مانند ، بنزین ، نفت سفید و نت گاز بوده و از طرفی درصد ترکیبات گوگردی و آسفالتنی آن کمتر از نفت سنگین است . به بیان دیگر گونه های نفتی که دانسیته آن از واحد 86/0 واحد کمتر یا °API آن از 32 بیشتر باشد ، نفت خام سبک می باشد .

2- نفت خام سنگین : ( Heavy crude oil )
این گونه ی نفتی دارای فرآورده های سنگین تری مثل روغن موتور خام ، نفت کوره ، قیر و موم است و درصد مواد آسفالتنی آن از نفت خام سبک بیشتر است . به بیان دیگر گونه نفتی که دانسیته ی آن از 86/0 بیشتر و یا °API آن از 32 کمتر باشد نفت خام سنگین می باشد .

فصل اول :

واحد تقطیر در جو و خلاء

واحد تقطیر در جو و خلاء
واحد تقطیر در جو و خلاء به منظور تفكیك برش‌های نفتی موجود در نفت خام طراحی و نصب گردیده است. برشهای موجود در نفت خام براساس اختلاف نقطه جوش در قسمتهای مختلف برج تقطیر در جو و تقطیر در خلاء از همدیگر تفكیك و به عنوان محصولات نیمه تمام برای انجام فرآیندهای مورد لزوم در واحدهای پایین دستی به مخازن محصولات نیمه تمام و محصولات نیمه نهایی نیز به مخازن مربوط ارسال می‌گردد.

ظرفیت اسمی واحد تقطیر در جو، تصفیه 15000 شبكه در روز نفت خام می‌باشد. نمودار زیر خوراك و تولیدات واحد را نشان می‌دهد.
– هیدروكربن‌های سبك تا پنتان: مستقیم به واحد بازیابی گاز مایع بنزین خام سبك
– (L.S.R. G- Light Straight Run-Gasoline):
به مخزن نیمه نهایی:
– بنزین خام سنگین (H.S.R.G – Heavy SR.G) به مخازن نیمه تمام و سپس به واحد تبدیل كاتالیستی.
– نفتا (B.N –Blending-Naphta) به مخازن نیمه نهایی برای استخراج با نفت سفید یا دیزل

– نفت سفید (kero. –kerosene)‌ به مخازن نیمه نهایی نفت سفید
– دیزل سبك (L.D –Light .Diesel) به مخازن بیمه نهایی دیزل
– ته مانده برج تقطیر (Atmospheric-Residue) ارسالی به واحد تقطیر در خلاء
– (Vacum Light Slops) به مخازن سوخت شركت

– دیزل سنگین (H.D –Heavy Diesel) به مخازن نیمه نهایی دیزل یا نفت كوره
– آیزوفید (Waxy Distilate) به مخازن نیمه تمام و سپس به واحد هیدروكراكر
– (H.V.S –Heavy Vacuum Slops) به واحد آسفالت، مخازن نیمه‌نهایی پایه روغنی (lube.cut ) و نفت كوره
– ته مانده برج تقطیر خلاء (V.B –Vacuum Bottom) به واحد آسفالت و واحد كاهش گرانروی

1- هدف و دامنه كاربرد:
هدف از تدوین این گزارش كارآموزی عبارت است از:
– تشریح فرایند واحد از خوراك تا محصولات نهایی
– تشریح كنترل‌های كمی و كیفی در متغیرهای فرایندی جهت تولید محصولات مطابق با استانداردهای شركت ملی نفت ایران
– تشریح چگونگی ارتباط با دیگر واحدها و اداراتی كه به نحوی در عملكرد واحد تقطیر در جو و تقطیر در خلاء موثر می‌باشند .

2- تعاریف :
2-1- (Liquified Petroleum Gas) LPG : مخلوطی از پروپان و بوتان است كه به صورت گاز مایع در كپسول‌ها به عنوان سوخت متانل مورد استفاده قرار می‌گیرد.
2-2- (Non Condensoble Gas) N.C.Gas : گازهای غیرقابل مایع شدن بالای برج تقطیر در خلاء در كوره H-101 به عنوان سوخت استفاده می‌شود یا در مشعل شركت سوزانده می‌شود.

2-3- Stabilizer (برج تثبیت كننده)‌: در این برج مواد سبك موجود در بنزین (C5, C4, C3) از آن جدا شده و شرایط بنزین تثبیت می‌شود.
2-4- Splitter (برج تفكیك) : در این برج بنزین سبك و سنگین از هم جدا شده و به ترتیب از بالا به پایین آن خارج می‌گردند.

2-5- Stripper (برج عریان كننده) : در این برج نقطه اشتعال محصولاتی مانند: نفتا، نفت سفید و گازوئیل سبك با جداسازی مواد سبك موجود در این محصولات تنظیم می‌گردد.
2-6- Reboiler : جوش‌آور، تامین كننده حرارت مورد نیاز جهت جداسازی مواد در پایین برج‌هاست، مواد به صورت مایع از ته برج‌ها وارد پوسته جوش‌آور شده و به صورت مخلوطی از بخار و مایع از آن خارج شده و مجدداً به زیر اولین سینی برج باز می‌گردند. جابجائی مایع از برج به جوش‌آور و سپس از جوش‌آور به برج بر اثر پدیده Thermosiphon صورت می‌گیرد.
2-7- Middle Reflux Criculation : مایع برگشتی میانی، تامین سطح مایع روی سینی‌های داخل برج و انجام تبادل جرم و تبادل حرارت و در نتیجه جداسازی هیدروكربورها، توسط این جریان انجام می‌گرد. در ضمن توسط این جریان، مقداری از انرژی حرارتی برج گرفته می‌شود.

2-8- (Sieve, Valve, Bubble Cap) Tray : انواع مختلف سینی كه در طول برج‌های تقطیر، تفكیك، تثبیت كننده و عریان كننده جهت ایجاد تبادل جرم و حرارت بین فازهای بخار و مایع نصب می‌شوند.
2-9- Hot and Cold Quench : جریان‌های خنك كننده سرد و گرم كه برای خنك نمودن و جلوگیری از تشكیل كك به قسمتی از سیستم تزریق می‌شوند.
2-10- Tempered Water : آب خنك كننده: نیم گرم كه حاوی مواد شیمیایی است و برای خنك نمودن محصولات سنگین در كولرهای آبی بكار برده می‌شود.
2-11- Atomizing Steam : بخار آب پودر كننده Ful oil كوره‌ها و معمولاً از نوع بخار 20 Borg است.

2-12- (S.W) Sour Water آب ترش حاوی H2S
2-13- By pass : برحسب محل استفاده به معنی بی‌اثر كردن یك سیگنال ابزار دقیق و یا یك مسیر كنارگذر كه بعضی قسمت‌های واحد یا یك شیر كنترل را كنارگذر می‌نماید.
2-14- Utility : واحدهای سرویس دهنده آب، بخار، برق و هوای ابزار دقیقی شركت پالایش.
2-15- (F.G)Fuel Gas : سوخت گازی پالایشگاه

2-16- Flash Zone : ناحیه‌ای در برج كه خوراك وارد آن شده بخارات به سمت بالا و مایعات به سمت پایین جریان می‌یابد.
2-17- Flashing Oil : جریان هیدروكربورهایی كه برای جلوگیری از نشتی مكانیكا تلمبه‌ها به آن تزریق می‌شود. (جهت روانكاری و خنك نمودن مكانیكا‌ها به كار می‌رود).
2-18- Gas Code : نوعی كنترل ابزار دقیقی است كه سیگنال خروجی كنترل اول برای Set Point كنترل دوم قرار می‌گیرد.
2-19- Flue Gas : گازهای ناشی از احتراق خروجی از كوره می‌باشد.

شرح فرایند واحد تقطیر در جو و خلاء

1- تقطیر در جو :
نفت خام به وسیله پمپ‌های بوستر P=1014A/B و پمپ تقویتی توربینی P-2001A/B با فشار 22-27 BorG و درجه حرارت 28-400C از تانكهای نفت خام به شماره TK-2001-6 به واحد تقطیر پمپ شده و مقدار جریان بوسیله FI-1001 اندازه‌گیری می‌شود. سپس وارد تیوب مبدلهای حرارتی E-105 ، E-154A/B/C و E-106 A/B ، E-107 A/B و E-156 A/B شده و به ترتیب با محصولات واحد یعنی نفتا، گازوئیل سنگین، نفت سفید، گازوئیل سبك و آیزوفید تبادل حرارت كرده و گرم می‌شوند. نفت خام خروجی از E-156 A/B با دمای 128-1300C و

فشار حدود 13BorG وارد ظرف نمك‌زدا Desalter (DE-126)‌ می‌گردد. نفت خامی كه از چاههای نفت تولید می‌شود دارای املاح مختلفی مانند كلرورهای سدیم، منیزیم و كلسیم و لجن و ذرات معلق است و بایستی قبل از اینكه وارد سیستم شده و باعث خوردگی و گرفتگی لوله‌های انتقال شود نمك زدایی گردد. برای خنثی كردن و هیدرولیز نمودن نمكهای همراه نفت خام حدود 6-5% حجمی نفت خام به آن، آب تزریق شده و برای افزایش راندمان نمك‌زدایی از یك شیر مخلوط‌كن ME-126 با اختلاف فشار 08-12 از PI-1003 عبور می‌نماید و آب به

صورت ذرات معلق در نفت خام پخش می‌گردد. آب مورد نیاز جهت تزریق به نفت خام از طریق نوسانگر (V.124) Surge drum و توسط P-121 A/B تامین شده و جریان آن به وسیله FC-1066 كنترل می‌شود. آب خروجی از P-121 به سه شاخه اصلی تقسیم می‌شود. شاخه اصلی آن پس از عبور از مبدل E-127 (و تبادل حرارت با آب خروجی (نمك‌زدا) به نفت خام قبل از شیر مخلوط كن تزریق می‌شود و یك شاخه دیگر از بالای By Pass ، FC-1066 گرفته به قبل از ورود نفت خام به مبدل E-105 تزریق می شود و FI-1067 نشان می‌دهد كه حدود 1% حجمی از نفت خام می‌شود تا از تجمع نمك در مبدلهای قبل از نمك‌زدا جلوگیری نماید. مخلوط آب و نفت خام وارد نمك‌زدا شده و بر اثر میدان الكتریكی كه توسط شبكه فلزی و سه عدد ترانس با ولتاژ 12800-19200V به وجود آمده است آب و نفت خام از هم جدا می‌شوند. املاح و رسوبات حل شده در آب، از زیر نمك‌زدا خارج شده و پس از عبور از E-127 A/B و كولر

آبی E-128 از طریق IC-1004 (كنترل كننده سطح آب در نمك‌زدا) به استخرهای تبخیر شركت پالایش ارسال می‌گردد. به نفت خام خروجی از نمك‌زدا جهت خنثی كردن نمكهای باقی‌مانده در آن، سود سوزآور یا Castic 3% تزریق می‌گردد. فشار در نمك‌زدا توسط PIC-1002 بین Borg 10.5-13 كه قبل از نمك‌زدا قرار گرفته است كنترل می‌گردد. نفت خام خروجی از نمك‌زدا سپس وارد تیوب مبدلهای E-155 A/B/C شده و با محصول Waxy Distilate تبادل حرارت كرده و سپس با درجه حرارت 167-1780C وارد ظرف (V-101)Flash drum می‌شود. فشار ظرف V-101 توسط PIC-1003 حدود 55-62 كنترل می‌گردد با توجه به دمای نفت خام و كاهش فشار ظرف V-101، قسمتی از هیدروكربورهای سبك نفت خام و همچنین آب

همراه آن تبخیر شده و پس از خارج شدن از بالای V-101 به لوله خروجی كوره H-101 تزریق می‌گردد و مقدار آن حدود 6% نفت خام می‌باشد. سطح نفت خام در ظرف فوق توسط LIC-1001 در ورودی آن كنترل می‌گردد. كنترل سطح نفت خام در V-101 از نقطه نظر تامین ارتفاع مایع مناسب جهت ورودی تلمبه PT-101 A/B اهمیت داشته و لذا دارای هشدار دهنده حداقل سطح مایع (Low Level Alarm) L.S.L-1003 می‌باشد. همچنین بخاطر جلوگیری از احتمال خارج شدن نفت خام به صورت مایع از بالای ظرف V-101، ظرف فوق دارای

هشدار دهنده حداكثر سطح مایع LSH-1002 می‌باشد. نفت خام خروجی از ته V-101 توسط تلمبه‌های توربینی خوراك P-101 A/B با فشار 30-32 Borg به تیوبهای مبدل‌های E-159A-F و پوسته مبدلهای E-157 و E-158 A-D پمپ شده و در آنجا به ترتیب با V.B ، H.V.Slops و V-B تبادل حرارت نهایی را انجام می‌دهد. نفت خام خروجی از P-101 A/B پس از عبور از مبدلهای فوق با دمای پیش‌گرم (Preheat) 2250-2350C به هشت پاس تقسیم شده و از طریق شیرهای كنترل FIC-1016 الی FIC-1009 ابتدا وارد قسمت جابجائی (Convection) و سپس قسمت تشعشعی (Radiation) كوره H-101 شده و با دمای 352-3350C از كوره خارج می‌شود. كمتر شدن میزان جریان نفت خام در كنترل كننده‌ها FIC-1009-1011-1013-

1015 و از 456 M3/hr سبب از سرویس خارج شدن اضطراری كوره H-101 می‌گردد. كوره H-101 دارای سیستم پیش گرمكن (Air Preheater) با flue gas خروجی از كوره به منظور استفاده بهینه از انرژی گرمایی است. لازم به توضیح است كه در بالای قسمت جابجائی كوره H-101 بخار داغ با فشار پایین تولید می‌شود. بدین ترتیب كه بخار آب اشباع با فشار 4 Borg به صورت یك كویل رفت و برگشتی و در هشت پاس وارد قسمت جابجائی كوره شده و به صورت بخار داغ (Superheat-Steam) با فشار 4Borg و دمای 343-3480C از آن خارج می‌گردد. با افزایش دمای بخار TIC-1003 كه در خروجی كویل قرار دارد و مقداری بخار را به محیط تخلیه كرده و دما را كاهش می‌دهد. پمپ‌های P-122A/B با تزریق آب مقطر از طریق

TIC-1002 به بخار آب ورودی به كویل‌ها، عمل TIC-1003 را در تنظیم دمای بخار آب داغ تكمیل می‌نماید. بخار آب داغ خروجی از كوره به سه شاخه تقسیم شده و به ته برج‌های V-102، V-106، V-151 به عنوان بخارآب عریان كننده (Stripping Steam) تزریق می‌شود. نفت خام خروجی از كوره H-101 با بخارات هیدروكربوری خروجی از بالای V-101 مخلوط شده و از طریق خط لوله انتقال (Transfer Line) وارد ناحیه Flash Zone برج تقطیر در جو V-102 می‌شود. بخارات هیدروكربوری به طرف سینی صعود كرده و مایعات نفتی به طرف سینی 5 سرازیر می‌شود برای جداسازی مواد سبك موجود ته مانده برج تقطیر، به زیر سینی 1 بخار آب داغ فشار پایین (4 Borg) تزریق شده و مقدار آن با FIC-1027 كنترل می‌شود. سپس ته مانده برج تقطیر در جو توسط P-109A/B به عنوان خوراك واحد تقطیر در خلاء پمپ می‌شود.

محصول گازوئیل سبك از سینی شماره 11 برج تقطیر در جو استحصال می‌شود. این جریان با كنترلر LC-1011 وارد برج عریان كننده V-107 شده و هیدروكربورهای سبك آن توسط تزریق مستقیم بخار آب فشار پایین آزاد و به سینی 14 برج تقطیر در جو برمی‌گردد. محصول گازوئیل از ته برج عریان كننده توسط P-107A/B (پمپ)‌ بعد از عبور از مبدلهای E-104 و E-107A/B وارد ظرف آبگیر V-116 شده و سپس آبگیری شده و به مخزن TK-2012 ارسال می‌گردد. قسمتی از گازوئیل خروجی از V-116 در یك خط 3 اینچی و تحت كنترل PIC-1056 به عنوان Flushing Oil در واحد تقطیر و سایر واحدهای پالایشگاه مورد استفاده قرار می‌گیرد. همچنین از یك خط 6 اینچی خروجی از V-116 و تحت كنترل PIC-1054 در مواقع اضطراری و هنگام راه‌اندازی می‌توان برای V-151 دیزل گرفت، قسمتی از گازوئیل سبك سینی 11 برج تقطیر در جو توسط پمپ P-108A/B از مبدل E-119 (جوشاننده V-112)‌ و فن هوایی E-123A/B عبور كرده و پس از سرد شدن تحت كنترل FIC-1026 به عنوان مایع برگشتی میانی یا همان Reflum به سینی 14 برج برگشت داده می‌شود. محصول نفت سفید از سینی 25 استحصال می‌گردد و تحت كنترل LIC-1012 وارد برج عریان كننده V-106 می شود. محصول نفت سفید از ته برج عریان كننده توسط P-105 A/B به دو شاخه تقسیم می‌شود. یك شاخه آن در 4 پاس وارد كوره H-102 شده و پس از خروج از كوره تحت كنترل TIC-1011 با دمای 267-2700C به زیر سینی 1 برج عریان كننده V-106 برگشت اده شده و مواد سبك نفت سفید را آزاد می‌كند. مواد سبك از بالای عریان كننده به سینی 28 برج تقطیر برگشت داده می شود. شاخه‌ای دیگر از خروجی P-105 همان محصول نفت است كه بعد از عبور از مبدل E-166A/B

(تبادل حرارت با نفت خام)‌ و كولر آبی E-111A/B به مخزن نفت كوره یا مخزن محصول TK-2011 ارسال می‌گردد. بخشی از نفت سفید خروجی از سینی 25 برج تقطیر در جو بوسیله P-106A/B پس از عبور از تیوب مبدل یا جوشاننده (Riboiler) ظرف V-110) و بعد از عبور از فن هوایی E-108A/B سرد شده و به عنوان مایع برگشتی میانی از طریق FIC-1025 به سینی 28 باز می‌گردد. محصول نفتا از سینی 39 برج تقطیر در جو استحصال شده و تحت كنترل وارد برج عریان كننده V-105 می‌شود. هیدروكربورهای سبك آن در جوشاننده E-104 (توسط گازوئیل) آزاد شده و به سینی 42 برج تقطیر در جو برمی‌گردد. محصول نفتا از ته برج عریان كننده توسط P-104 بعد از عبور از مبدل E-105 (تبادل حرارت با نفت خام یا Crude) و كولر

آبی E-110 از طریق FIC-1063 مستقیماً به مخزن TK-2023 ارسال شده و یا داخل واحد تقطیر با محصولات نفت سفید یا گازوئیل سبك خروجی مخلوط شده و سپس به مخزن ارسال می‌گردد. جریان بالاسری برج تقطیر در جو در كولرهای هوایی E-101A-I خنك و میعان شده وارد V-103 به دو شاخه تقسیم می‌شود یك شاخه آن به عنوان جریان برگشتی به بالای برج تقطیر در جو V-102 برمی‌گردد و شاخه دیگر به مسیر گازهای ورودی به كولر هوایی E-102 تزریق می‌شود. گازهای بالاسری V-103 در مبدل E-102 و كولر آبی E-103 خنك و میعان شده و وارد V-104 ظرف بالاسری برج V-102 می‌‌گردد. مایعات ظرف V-104 توسط P-103 خوراك برج تثبیت كننده بنزین می‌شود و گازهای خروجی از V-104 به مشعل پالایشگاه

هدایت شده و در آنجا می‌سوزد آب (S.W) موجود در Boot ظرف‌های V-103 و V-104 به ترتیب توسط P-127 و P-110 به واحد آب ترش ارسال می‌گردد. فشار برج تقطیر V-102 توسط PIC-1026 و PIC-1044 در حدود 18-23 Borg كنترل می‌گردد. دمای بالای برج در حدود 148-1510C كنترل می‌گردد. دمای فوق كنترل كننده میزان جریان Reflux و همچنین نقطه جوش نهایی محصولات بالاسری می‌باشد. به منظور كنترل خوردگی، به بخار خروجی از V-102 در محل ورود به كولرهای هوایی E-101 و E-102 ماده ضدخورنده تزریق می‌گردد. همچنین جهت خنثی كردن HCL موجود در بخارات بالاسری برج تقطیر به بالای برج آمونیاك تزریق می‌شود و كلرور آمونیوم حاصل نیز توسط جریان مداوم آب ترش تزریق شده به كولرها شسته می‌شود و در ظروف V-103 و V-104 جمع می‌گردد.

برج تثبیت كننده بنزین (Gasoline Stabiliter V.110):
خوراك این برج از V-104 تامین می‌گردد و توسط P-103 بعد از عبور از FIC-1042 و ظرف آبگیر V-115 (Gasoline Coalescer) و تیوب مبدل حرارتی خوراك و محصول (E.113)H.S.R و تیوب مبدل حرارتی خوراك و خوراك برج Splitter یعنی مبدل E-114 وارد سینی 21 برج تثبیت كننده بنزین می‌گردد. گازهای بالاسری برج تثبیت كننده بعد از عبور از كولر آبی E-115 وارد ظرف بالاسری V-111 می‌گردد. گازهای خروجی از این ظرف با تنظیم فشار حدود 62-67 Borg به واحد Fuel gas ارسال می‌گردد. مقدار این گازها خیلی جزئی است

مایعات هیدروكربوری از طریق P-111 به دو شاخه تقسیم شده، یك شاخه به عنوان جریان برگشتی از طریق FIC-1046 به سینی 35 برج تثبیت كننده برمی‌گردد و یك شاخه به عنوان محصول گاز مایع به واحد گاز مایع (L.P.G unit) ارسال می‌گردد. در قسمت پایین برج، جوشاننده E-116 (توسط جریان نفت سفید گردشی برج تقطیر) گازهای سبك همراه مایعات ته برج را آزاد می‌نماید. دمای برج تفكیك V-112 می‌شود. انتقال خوراك از برج V-110 به V-112 بر اثر اختلاف فشار بین دو برج صورت می‌گیرد. P-4.5Bar

برای دریافت اینجا کلیک کنید