فرایند مرکاپتان زدایی از برش های نفتی

خلاصه مقاله:

وجود ترکیبات گوگردی و مرکاپتانها در برشهای نفتی موجب آلودگی محیط زیست و در خطوط انتقال و مخازن نگهداری، باعث خوردگی می شود. بنابراین لازم است تا مقدار گوگرد و مرکاپتانها در برشهای نفتی تا حد استانداردهای بین المللی، کاهش یابد. بدین منظور فرآیند DMD جهت مرکاپتان زدایی بسط یافته است که با این روش امکان مرکاپتان زدایی از برشهای مختلف نفتی و حتی نفت خام به عنوان خوراک ورودی مسیر می باشد در این مقاله، نتایج مطالعات تجربی بر روی مرکاپتان زدایی خوراکها مختلف نفتی با استفاده از فرآیند DMD ارائه گردیده و با بررسی عوامل موثر در این فرایند، شرایط بهینه برای انجام واکنش تعیین شده است. نتایج این تحقیق نشان می دهد که این فرایند قابلیت بالایی جهت کاهش میزان مرکاپتان و ترکیبات گوگردی از برشهای نفتی دارد و کاهش مرکاپتان تا میزان استانداردهای زیست محیطی امکان پذیر می باشد. 

 لطفا به این لینک وارد شوید

اولین های صنعت نفت ایران

ولین آموزشگاه عالی صنعت نفتاولین واحد آموزشی وابسته به شرکت ملی نفت – و یکی از قدیم ترین واحدهای آموزشی کشور – در سال 1318 با نام "آموزشگاه فنی آبادان" شروع به کار نمود که در سال 1341 به "دانشکده مهندسی نفت آبادان" تغییر نام یافت .


اولین پژوهشگاه در کشور
در سال 1337 ، نخستین سنگ بنای یک سازمان پژوهشی در شرکت ملی نفت ایران با نام امور پژوهش و آزمایشگاهها گذاشته شد که مدتی بعد به مرکز پژوهش و خدمات علمی وزارت نفت تغییر نام داد ، و بالاخره در سال 1368 به عنوان اولین پژوهشگاه در کشور ، از طرف وزارت فرهنگ و آموزش عالی به رسمیت شناخته شد.

اولین خط لوله نفت / اولین پالایشگاه
در سال 1909 م. مسئولیت احداث اولین خط لوله نفت در ایران از سوی شرکت نفت ایران و انگلیس به نام " چارلز ریش " داده شد.
برای احداث خط لوله اولیه در ایران ، لوله ها را به یکدیگر پیچ می کردند و آنها را در گودالی که در زمین حفر شده بود گذاشته و برای اینکه زنگ به لوله تأثیر نکند اطراف لوله را با پارچه یا نمد و یا چیز دیگری که آ لوده به قیر باشد و از سرایت آب و نم جلوگیری کند ، می پوشاندند و بعد با خاک ، روی گودال را مستور می کردند. لوله های مورد نیاز به قطر 6-8 اینچ با کشتی "آناتونگا" به اسکله آبادان آورده شد. اسکله را با غرق کردن یک کشتی قدیمی به نام دنیا درست کرده بودند. وقتی که کشتی حامل لوله ها یک هفته بعد از آماده شدن اسکله به آبادان رسید و حامل 2300 قطعه لوله بود، همه آن لوله ها ظرف ده روز به کمک نیروی انسانی در ساحل آبادان تخلیه شد. از آنجا که قرار بود خط لوله به موازات رودخانه کارون احداث گردد، برای نصب خط لوله از دوبه استفاده می گردید.

لوله ها با استفاده از دوبه و از طریق رودخانه تا آب گنجی در نزدیکی در خزینه بین شوشتر و مسجد سلیمان حمل می گردید. از آن نقطه به بعد خط باید از ستیغ کوه و ارتفاعات تپه ها با شیبهای تند کشیده شود. قهرمانان این عملیات قاطرهایی بودند که از مناطق مختلف مانند : اصفهان، بغداد و حتی قبرس خریداری شده بودند و بر گردن آنها زنگوله هایی آویزان شده بود. قاطرها را دو به دو می کردند و به تناسب طول لوله که بر روی پشت آنها قرار داده می شد فاصله قاطرها از یکدیگر تنظیم و بدین ترتیب لوله ها حمل می گردید. در کل بیش از 6000 هزار قاطر مورد استفاده قرار گرفت .
وقتی که بالاخره خط لوله احداث شد با مشکل حمل و عبور آن از روی عرض رودخانه بهمنشیر در جزیره آبادان مواجه شدند. عرض رودخانه حدود 25 متر بود. برای این کار همه مسیر رودخانه را از بشکه های خالی قیر که به وسیله سیم به یکدیگر وصل و بر روی آب شتاور می شدند و از دو طرف ساحل رودخانه توسط جراثقالی که خود ساخته بودند پر کردند. بدین ترتیب اقدام به احداث یک پل شناور شد. از آنجا که ارسال نفت به بالای تپه ها نیاز به فشار داشت لذا به نصب پمپهایی در منطقه تمبی در مسجد سلیمان شد که بتواند نفت را در دو بخش از ارتفاعات بین راه تلمبه کند. سپس به فاصله هر 50 کیلومتر در دشت تلمبه هایی نصب گردید به نحوی که ارسال نفت به آبادان به سهولت انجام پذیرد.

در اواسط سال 1911م. " چارلز ریش " آزمایشات اولیه را بر روی خط لوله به پایان رساند و اعلام کرد که خط لوله به طول 130 کیلومتر آماده بهره برداری است.
این خط لوله قادر بود سالیانه 400000 تن نفت خام را از مسجد سلیمان به پالاییشگاه آبادان ( اولین پالایشگاه در ایران ) که تا آن زمان هنوز آماده نشده بود حمل کند.
عملیات ساختمانی پالایشگاه آبادان از سال 1909 آغاز و در سال 1912 آماده بهره برداری شد .


اولین چاه نفت در جنوب (مسجد سلیمان)
در سال 1904 با تشویق دریا سالار " لرد فیشر " فرمانده نیروی دریایی انگلستان، کمیته بررسی منابع نفت جهت سوخت ناوگان نظامی بریتانیا با " دارسی " (دارنده امتیاز اکتشاف، استخراج، حمل و نقل و فروش نفت ایران) تماس گرفت تا او را به واگذاری امتیاز نفت ایران راضی کند. پس از مذاکراتی سرانجام توافق کردند شرکت جدیدی به نام سندیکای امتیازات تشکیل دهند. صاحبان شرکت جدید عبارت بودند از : دارسی، لرد استراتکونا و شرکت نفت برمه.
شرکت سندیکای امتیازات، کاوش نفت در ایران را از منطقه چاه سرخ به میدان نفتون منتقل کرد و پس از سه سال تلاش و پیگیری و حفاری و عملیات بالاخره در تاریخ 26 مه 1908 ( 5 خرداد ماه 1287 ه. ش. ) نفت از چاه حفاری شده در مسجد سلیمان فوران کرد. " رینولدز "، فرمانده عملیات به انگلستان چنین گزارش کرد: " مفتخرم گزارش کنم که امروز صبح در ساعت چهار به وقت ایران نفت در عمق 1180 پا از چاه شماره یک فوران کرد. جزئیات دیگر شامل غلظت و مقدار نفت متعاقبأ اعلام خواهد شد" .
تخمین زده می شد که استخراج نفت در این منطقه به حد کافی باشد و روزانه بیست هزار گالن استخراج شود.

اولین پتروشیمی در ایران
فکر و اندیشه ایجاد صنایع پتروشیمی در ایران قدمت حدود یک ربع قرن دارد. برای به ثمر رسیدن این هدف سازمانهای متعددی در وزارتخانه های مختلف به وجود آمد و اولین سازمان نسبتأ متشکل برای این منظور بنگاه شیمیایی وابسته به وزارت اقتصاد بود. عمده ترین فعالیت این بنگاه ایجاد کارخانه کود شیمیایی مرودشت (فارس) در سال 1338 بود، تا اینکه در سال 1343 کلیه فعالیتهایی که برای ایجاد یا توسعه صنایع پتروشیمی توسط واحدهای تابعه وزارتخانه و سازمانهای مختلف دولتی انجام می شد، در شرکت ملی نفت ایران متمرکز گردید و این شرکت برای تأمین منظور نهایی، شرکتی فرعی به نام شرکت ملی صنایع پتروشیمی تأسیس کرد.

مچتمع پتروشیمی شیراز که اولین مجتمع پتروشیمی در ایران است در سال 1342 جهت تولید کود شیمیایی در مرودشت فارس احداث شد. سرمایه اولیه این مجتمع 8/1 میلیون ریال بوده است. این مجتمع در سال 1345 بر اساس قانون به شرکت ملی صنایع پتروشیمی واگذار شد.
محصولات تولیدی این مجتمع عبارتند از :
آمونیاک، اوره، نیترات آمونیم، سودای سبک و سنگین، بیکربنات سدیم، اسید نیتریک، دی آمونیم فسفات، متانول، پرکلرین، آرگون.
موارد مصرف:
تولید کود شیمیایی، صنایع بلور و شیشه، نانوایی، شیرینی پزی، داروسازی، صنایع نظامی، مکمل سوخت بنزین، رنگ و تینر و چسب.
 

» منبع: ariyana1985.persianblog.com

تکنولوژی تبدیل متانول به اولفین(MTO )

تکنولوژی تبدیل متانول به اولفین(MTO )

            

   گاز طبیعی موارد مصرف گوناگونی داشته و بعضا به عنوان سوخت و یا ماده اولیه در تهیه محصولات شیمیایی به کار می رود که از مهمترین این محصولات می توان آمونیاک و متانول را نام برد... 

تولید بنزین و فرآورده‌های میان تقطیر از مایعات گازی

 در این مقاله نمونه ای از مایعات گازی ارزیابی و با توجه به محدوده جوش و کیفیت آن، فرآورده‌های مختلفی از جمله بنزین، نفت سفید، حلال و سوخت جت تهیه شده و مشخصات آنها با هم مقایسه گردید که از این مقایسه، نتایج خوبی حاصل شد. در نهایت یک پالایشگاه با دو نوع خوراک مایعات گازی و نفت خام از نظر سرمایه‌گذاری و سوددهی مقایسه شده، با توجه به اینکه در یک پالایشگاه مایعات گازی، تمام محصولات، قابل استفاده و دارای ارزش اقتصادی نسبتا بالایی هستند، واضح است که ساخت پالایشگاههایی با خوراک مایعات گازی بسیار اقتصادی و مقرون به صرفه است.
با توجه به مصرف روزافزون بنزین و سوخت‌های میان تقطیر و محدود بودن ظرفیت موجود پالایشگاهها، لازم است به دنبال منابع جدیدی برای تولید این فرآورده‌ها باشیم.
بخش اعظم مایعات گازی در محدوده بنزین و نفت سفید می‌باشد. تقریباً 50 درصد کاندنسیت در محدوده جوش بنزین است. بنابراین با تبدیل کاندنسیت به بنزین نیاز به واردات کاهش خواهد یافت. همچنین می‌توان فرآورده‌های دیگر مانند سوخت جت، حلال و دیزل نیز از آن تولید نمود. بطوریکه با احداث پالایشگاه کاندنسیت، می توان تمام خوراک را به محصولات سبک و میان تقطیر تبدیل نمود، بدون اینکه محصولات دیگری مانند نفت کوره و باقیمانده‌های تقطیر تولید شود. در حال حاضر بخشی از مایعات گازی به خوراک پالایشگاهها اضافه می‌شود، بخشی دیگر در صنایع پتروشیمی مورد استفاده قرار می گیرد و قسمتی از آن نیز صادر می‌شود.

نتایج ارزیابی یک نمونه کاندنسیتبه منظور مقایسه مایعات گازی با نفت خام، یک کاندنسیت و نفت خامی با درجه PI حدود 33 به عنوان نمونه انتخاب شدند. قسمت اعظم این کاندنسیت در محدوده جوش بنزین و نفت سفید است. حدود 80 درصد حجم آن تا دمای 200 درجه سانتیگراد تقطیر می‌شود.
بنزین ماشین مخلوطی از جریان‌های مختلف پالایشگاه و بنزین تقطیر مستقیم )SR(‌ است. بنزین تقطیر مستقیم شامل پنتان تا هیدروکربن‌های سنگین تر با نقطه جوش حدود 195 درجه سانتی‌گراد، است. برای بهبود رفتارهای احتراقی، ضدضربه بودن، وزن مخصوص، مشخصه‌های تقطیر، فشار بخار، میزان سولفور، مقاومت در برابر اکسیداسیون و خوردگی، بنزین تقطیر مستقیم را با جریان‌های دیگر پالایشگاه مانند ایزومرات، ریفرمیت، آلکیالات، بنزین FCCU مخلوط می‌کنند تا به خواص موردنظر برسند. همچنین افزودنی‌هایی به منظور بهبود هر چه بیشتر این خواص نیز به این فرمولاسیون اضافه می‌شود.

پارامترهای مهم
عدد اکتان؛ این پارامتر مقیاسی برای مشخص کردن کیفیت احتراق سوخت است. دو نوع عدد اکتان اندازه گیری می‌شود. عدد اکتان پژوهش (Research Octane Number)‌ در شرایط سرعت کم و رانندگی در شهر و عدد اکتان موتور (Motor Octane Number)‌ هنگام رانندگی در جاده با سرعت زیاد اندازه گیری می‌شود.
حساسیت یک سوخت از اختلاف RON و MON بدست می‌آید و این اختلاف معمولاً بین 10 تا 6 است.
فراریت(Volatility)‌؛ فراریت بنزین بسیار اهمیت دارد و توسط دو خاصیت فشار بخار (RVP) و تقطیر (ASTM) مشخص می‌شود.
محدوده جوش بنزین به سه قسمت تقسیم می‌شود و هر قسمت گویای خاصیتی از بنزین است. قسمت اول که تا 25 درصد ابتدای بنزین است نشانگر کیفیت روشن شدن اتومبیل است، قسمت دوم تا 50 درصد تقطیر قدرت سوخت و ارزش حرارتی آن را نشان می دهد و از 50 تا 90 درصد تقطیر قسمت سوم منحنی مشخص‌کننده میزان ترکیبات سنگین در بنزین است و نشان می‌دهد چه مقدار از ترکیبات سنگین ممکن است در اثر حرارت موتور تجزیه شود. ناخالصی‌های بنزین؛ میزان ناخالصی‌ها از جمله گوگرد و مواد اکسیژنه در بنزین، موجب آلودگی در محیط زیست می‌شوند که روز به روز میزان آنها محدودتر می‌شود. اغلب کاندنسیت‌ها سولفید هیدروژن و مرکپتان بالایی دارند بنابراین محصولات آنها نیاز به فرایندهای تصفیه با هیدروژن و مرکپتان زدایی دارند. نکته قابل توجهی که از این مقایسه نتیجه می‌شود میزان بنزین تولیدی از کاندنسیت است که در اینجا سه برابر بنزین تولیدی از نفت خام است بنابراین ضرورت احداث پالایشگاه کاندنسیت افزایش می یابد.

سوخت جتنفت سفید به عنوان اولین سوخت موتورهای توربینی مورد استفاده قرار گرفت. اما بعد از جنگ جهانی دوم، آمریکا استفاده از سوخت با محدوده وسیع تر )Wide-Cut( که از نظر هیدروکربن‌ها، محدوده بنزین و نفت سفید را در بر می گرفت، را شروع کرد. اما این سوخت به علت سبک بودن در طی حمل و نقل، افت جرمی و خطر آتش گیری زیادی داشت و بیشتر برای استفاده در مناطق سردسیر چون کانادا و آلاسکا مناسب بود. یکی از پارامترهای مهم در سوخت جت نقطه یخ زدگی است. این پارامتر به شدت به شکل مولکول ها وابسته است. در یک عدد کربن معین با تغییر گروه هیدروکربنی، تغییر زیادی در این پارامتر مشاهده می‌شود. همچنین با افزایش عدد کربن در یک گروه هیدروکربنی، نقطه یخ زدگی افزایش می یابد.
دانسیته و ارزش حرارتی نیز با افزایش عدد کربن افزایش می یابند. به طور کلی پارافین‌ها خواص ضعیفی در دمای پایین از خود نشان می‌دهند اما ارزش حرارتی بالایی دارند.
آروماتیک‌ها خواص بسیار خوبی در دمای پایین دارند اما کیفیت سوختن بدی دارند. خواص ایزوپارفین‌ها و نفت‌ها بین این دو گروه قرار دارد.

سوخت دیزلپایه سوخت دیزل، محصولات تقطیر مستقیم نفت خام است. امروزه با فرآیندهای مختلف کراکینگ، ممکن است محصولات تقطیر شده از این فرایندها نیز در فرمولاسیون آن دخالت داشته باشد. بنابراین مخلوط دیزل با توجه به خواصی چون فراریت، جرقه زدن، کیفیت، ویسکوزیته، گراویته و پایداری تهیه می‌شود. معمولاً محدوده جوش سوخت دیزل 380-150 درجه سانتی گراد است. ترکیب آن مخلوطی از پارافین‌ها، نفتن‌ها و آروماتیک هاست. بسیاری از خواص مهم این سوخت مستقیماً به ساختار هیدروکربنی آن بستگی دارد. مثلاً سوختی با پارافین بیشتر، خواص جرقه زدن و احتراق بهتری نسبت به سوختی با آروماتیک بیشتر دارد، اما سوخت پارافینی در دمای پایین تولید واکس می‌کند که این مساله در سوخت‌هایی که آروماتیک بیشتری دارند، به دلیل نقطه ریزش پایین تر، وجود ندارد.
دانسیته این سوخت در دمای 15 درجه سانتی‌گراد در محدوده kg/m 860ـ820 است.
ویسکوزیته سوخت دیزل در دو دمای 20 و 40 درجه سانتی‌گراد اندازه‌گیری می‌شود. محدوده بالای ویسکوزیته، اطمینانی بر جاری شدن سوخت در زمان روشن شدن، که دما پایین است می‌باشد و محدوده پایینی برای زمان داغ شدن موتور هنگام دوباره روشن کردن ماشین است.
فراریت سوخت توسط منحنی تقطیر )ASTM(‌ نشان داده می‌شود. این منحنی نیز به سه قسمت، به ترتیب دمای 10 درصد، 50 درصد و 90 درصد تقطیر تقسیم می‌شود.
سوخت دیزل بین 280-230 درجه سانتی گراد است. اگر بالاتر از 300 باشد در دور بالای موتور دوره ایجاد می‌شود و اگر کمتر از 200 درجه سانتی گراد باشد، ویسکوزیته و انرژی لازم جهت کار کردن موتور موجود نمی باشد. میزان گوگرد دیزل بین 50/0 تا 5/1 درصد متغیر است. طبق استانداردهای جدید، میزان گوگرد باید بین 10 تا 50 ppm باشد. اما در استاندارد NIOC این مقدار هنوز یک درصد است. عدد ستان سوخت دیزل کیفیت جرقه زدن را نشان می‌دهد. زمان شعله زدن سوخت باید کوتاه باشد و عدد ستان تعیین‌کننده این فاکتور است. عدد ستان با مقایسه سوخت با نرمال ستان که کیفیت شعله‌ور شدن آن 100 و هپتامتیل نونان با عدد ستان حدود 15 تعیین می‌گردد. سوخت با عدد ستان بالا در موتور باعث سریع روشن شدن ماشین و همچنین دوده کمتر و مصرف بهتر می‌شود. طبق استاندارد جدید، عدد ستان باید 51 باشد.

حلال‌هاحلال‌های نفتی، برش‌های سبکی هستند که از نفت خام تهیه شده، دارای هیدروکربن‌های پارافینی، نفتنی و آروماتیکی با نسبت‌های متفاوت هستند. این حلال‌ها معمولاً بی رنگ بوده، در آب حل نمی‌شوند، در صنایع رنگ‌سازی، چسب‌سازی، لاستیک و پلاستیک‌سازی به کار می‌‌روند.
بر حسب نوع کاربرد، حلال‌های نفتنی باید دارای ویژگی‌هایی خاص باشند.
ساختار هیدروکربنی حلال‌ها تأثیر زیادی بر روی حلالیت آنها دارد. آروماتیک‌ها بیشتر قدرت حلالیت و نفتن‌ها حلالیت متوسطی دارند، بنابراین میزان آروماتیک ها در یک حلال نشانگر حلالیت آن است. فراریت حلال نیز از پارامترهای مهم است که به وسیله منحنی تقطیر (ASTM)‌ مشخص می‌شود. آتش گیری نیز در حمل و نقل حلال ها و بارگیری آنها محدودیت‌های خاصی را اعمال می‌کند. میزان ناخالصی‌های حلال ها مخصوصاً گوگرد در کاربرد آنها تأثیر می‌گذارد، بنابراین باید در محدوده خاصی باشد.

فرایندهای لازم در پالایشگاه مایعات گازیمایعات گازی از هیدروکربن‌های سبک و میان تقطیر تشکیل شده است، اغلب آنها دارای هیدروژن سولفید و مرکپتان نسبتاً بالایی هستند. بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فرآورده‌ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت کاهش گوگرد و مرکپتان دارند. از طرف دیگر جهت افزایش عدد اکتان بنزین تولیدی لازم است بخشی از نفتا توسط فرآیند ریفرمر به بنزین با عدد اکتان بالا تبدیل شود تا با مخلوط سازی با بنزین تقطیر مستقیم، بنزین با عدد اکتان قابل قبول تهیه شود. با تجهیز پالایشگاه به فرایند ریفرمینگ کاتالیستی (CCR)‌، علاوه بر تهیه ریفرمیت، هیدروژن لازم نیز جهت فرایند تصفیه تهیه می‌شود. برای بازیافت گوگرد از فرایندهای تصفیه بنزین نیاز به فرآیند تصفیه با آمین می باشد. بدین ترتیب تمام محصولات این پالایشگاه قابل استفاده و دارای ارزش افزوده بالایی می باشند.

فرایندهای تصفیه با هیدروژن
هدف از عملیات تصفیه با هیدروژن، حذف یا کاهش ناخالصی‌هایی مانند ترکیبات گوگردی، نیتروژنه، اکسیژن دار و فلزات می باشد. این ترکیبات نقش مهمی در آلودگی محیط زیست، مسمومیت کاتالیزورها و خوردگی دستگاهها دارند. این فرایند برای کلیه محصولات سبک و سنگین قابل استفاده است. در این فرایند خوراک بدون تغییر زیاد در محدوده جوش، ناخالصی‌هایش را از دست می‌دهد. ناخالصی‌های گوگردی به ناخالصی‌های نیتروژنه و هم زمان ترکیبات اشباع نشده مانند اولفین‌ها و آروماتیک ها نیز اشباع می‌شوند.

ریفرمینگ کاتالیستی
ریفرمینگ کاتالیستی یکی از واحدهای هر پالایشگاه بوده و هدف آن افزایش عدد اکتان بنزین است. خوراک این واحد، بنزین سنگین با محدوده جوش بین 210ـ80 درجه سانتیگراد می باشد. خوراک مخلوطی از هیدروکربن‌های پارافینی، نفتی و آروماتیکی است. از خوراک های نفتنی در شرایط یکسان، محصولی با عدد اکتان بالاتر تولید می‌شود. همچنین برای کراکینگ خوراک های پارافینی نیاز به شرایط سخت تری است. در این واحد، کاتالیست، پلاتین بر پایه آلومین است که نسبت به ناخالصی‌ها بسیار حساس است، به طوری که میزان گوگرد خوراک باید کمتر از ppm 30 باشد و نیتروژن آن نیز نباید از ppm 2 تجاوز کند. بنابراین قبل از این فرآیند خوراک باید از فرایند تصفیه با هیدروژن عبور نماید. 

مرجع

تقطیر و برج تقطیر

منظور از تقطیر، در واقع جداسازی فیزیکی برش های نفتی در پالایشگاه است که اساس آن اختلاف در نقطه جوش هیدروکربن های مختلف است است.هرچه هیدروکربن ،سنگین تر باشد ، نقطه جوش آن زیادتر است و بلعکس.
انواع تقطیر عبارتند از: 1-تقطیر تبخیر ناگهانی 2- تقطیر با مایع برگشتی 3-تقطیر نوبتی 4-تقطیر مداوم.

1-تقطیر تبخیر ناگهانی:دراین نوع تقطیر،خطوطی از مواد نفتی که قبلاً در مبدل های حرارتی و یا کوره گرم شده اند، بطورمداوم به ظرف تقطیر وارد می شوند و تحت شرایط ثابت، مقدار ی ازآنها بصورت ناگهانی تبخیر میشوند. بخارهای حاصل بعد ازمیعان ومایع باقی مانده درپایین برج بعدازسردشدن بصورت محصولات تقطیرجمع آوری میشوند.عیب این نوع تقطیر،خلوص بسیارکم محصولات است.

2-تقطیر با مایع برگشتی:اگر در روش 1 بخار حاصل را بعد از مایع کردن دوباره به داخل برج برگردانیم -این مایع،مایع برگشتی خوانده می شود-. تقطیر با مایع برگشتی خوانده میشود. در این روش مایع برگشتی با بخارات در حال صعود در تماس قرار داده می شود تا انتقال ماده و انتقال حرارت، صورت گیرد.از آنجا که مایعات در داخل برج در نقطه جوش خود هستند،پس در هر تماس از بخار،تبدیل به مایع می شودو بلعکس.
در نهایت تماس ها منجر به فراهم آمدن بخاری اشباع از هیدرو کربن ها با نقطه جوش کم و مایعی اشباع از مواد نفتی با نقطه جوش زیاد میباشد.
دراین روش، بخاطر استفاده از تماس بخار و مایع میتوان محصولات مورد نیاز را با هر درجه خلوص تولید کرد،البته به شرط اینکه به مقدار کافی مایع بر گشتی وسینی در برج موجود باشد . ابزار ما برای تغییر درجه جوش در این روش مقدار مایع برگشتی و یا تعداد سینی های داخل برج می باشد.
باید به این نکته توجه کرد که با افزایش مایع برگشتی به منظور افزایش درجه خلوص به همان مقدار مصرف سوخت نیز بالا می رود، چون این از نظر اقتصادی برای ما بصرفه نیست، تعداد سینی ها را در برج افزایش می دهیم.

3- تقطیر نوبتی:
 

بقیه در ادامه.....

سولفیران چیست؟

سولفیران فرایندی است که سولفید هیدروژن را از جریان گازی حذف و به صورت مستقیم و در یک مرحله توسط یک کاتالیست هموژن حاوی محلول کمپلکس از نمک آهن معروف به کیلات آهن به گوگرد عنصری تبدیل می کند. در طی این فرایند،سولفیران هیدوژن به طور سریع و کاملا انتخابی توسط محلول کیلات آهن، جذب می شود و سپس در اثر واکنش اکسیداسیون احیا، تبدیل به گوگرد می شود به این نوع فرایندها در صنعت پالایش گاز، فرایندهای Liquid Redox  اطلاق می شود. تمام مراحل توسعه دانش فنی سولفیران، از آزمایشگاه تا پایلوت در پژوهشگاه صنعت نفت و با تلاش های مسئول طرح سولفیران آقای مهندس خالد فرصت و مخترع کاتالیست آن  آقای مسیح حسینی جناب به موفقیت کامل رسید و برای صنعتی کردن این دانش فنی یک واحد به ظرفیت 450هزار فوت مکعب در روز در پالایشگاه فجر جم طراحی، نصب و راه اندازی شده که به لحاظ ظرفیت در ابعاد یک واحد کوچک صنعتی محسوب می شود.
فرایند سولفیران و اهمیت آن را توضیح دهید؟
سولفیران فرایندی است که برای حذف گاز سولفید هیدروژن از جریانات گازی کاربرد دارد. گاز سولفید هیدروژن توسط یک محلول کاتالیستی در یک مرحله و بطور مستقیم به گوگرد عنصری تبدیل می شود. یعنی برخلاف سیستم های آمین که حذف و تبدیل گاز سولفید هیدروژن در دو مرحله انجام می شود. در فرآیند سولفیران حذف و تبدیل سولفید هیدروژن به گوگرد عنصری همزمان اتفاق می افتد این فن آوری اولین بار است که با این ماهیت در ایران و در پژوهشگاه صنعت نفت ابداع شده و با استفاده از آن می توان بسیاری از گازهای ترش را با توجه به جنبه های اقتصادی تصفیه کرد. سولفیران می تواند سولفید هیدروژن را بصورت 100در صد از گاز حذف نماید.
کاربردهای این فرایند راتوضیح دهید؟
این فرآیند برای حذف سولفید هیدروژن با غلظت متوسط ازتمامی گازها قابل استفاده می باشد. تصفیه گاز طبیعی، تصفیه   Fuel gas‌‌ ، تصفیه اسید گاز واحدهای آمین، تصفیه Tail gas واحد کلاوس و گازهای همراه از کاربردهای رایج این نوع فرایند در صنایع مختلف نفت، گاز و پتروشیمی است. سولفیران می تواند بصورت 100 درصد سولفید هیدروژنS(2)H را از گاز حذف کند. وقتی سولفیران اقتصادی است که مقدار گوگرد موجود در گاز بین 200 کیلوگرم تا 20 تن در روز باشد. اگر مقدار گوگرد کمتر از 200 کیلوگرم در روز باشد. اسکا ونجرهای شیمیائی استفاده می شوند و اگر بیشتر از 20 تن در روز باشد واحد کلاوس )Claus( معمولاً اقتصادی است. اما Tail gas واحدهای کلاوس نیز باید تصفیه شوند بنابراین فرایند سولفیران می تواند برای اصلاح واحد کلاوس یعنی تصفیه Tail gas‌‌آن نیز بکار برده شود. اگر غلظت هیدروژن سولفید کمتر از 20 درصد در اسید گاز ورودی به واحد کلاوس باشد واحد کلاوس با مشکل مواجه می شود سولفیران برای تصفیه این نوع اسید گاز ورودی به واحد کلاوس مفید است.
جنبه های زیست محیطی سولفیران چیست؟

پلیمر و الاستومر

پلیمرها به سه گروه اصلی تقسیم می‌شوند:

(1) پلاستیک های گرمانرم 
(2) پلاستیک های گرما سخت یا ترموست ها
 (3) الاستومرها
 ترموپلاستیک ها با افزایش دما نرم شده و با خنک شدن به سختی اولیه اشان برمی گردند و بیشتر قابل ذوب هستند، به عنوان مثال، نایلون، پلاستیک های گرما سخت (ترموست ها) وقتی گرم می شوند، سخت شده و هنگام سرد شدن به سختی اولیه برمی گردند. این مواد توسط کاتالیزورها یا گرم شدن تحت فشار به یک شکل دائمی تبدیل می شوند. الاستومرها نظیر رابرها می توانند بدون پاره شدن و گسستن در برابر تغییر شکل مقاومت کنند.

در مطلب حاضر، انواع محدودی از پلیمرهای هر گروه و کاربرد و خواص آنها مورد بررسی قرار می گیرد.

ترموپلاستیک ها

پلی اتیلن دانسیته پایین (LDPE):
.........بقیه در ادامه مطلب

الف – پلی اولفین یا پلیمرهای اتنیک
همه این ترموپلاستیک ها بطور مشترک دارای منور اتلین (H2C=CH2) هستند.
پلی اتیلن 6(PE)- پلی اتیلن اولین محصول تجاری در سال 1940 بوده و از نفت خام یا گاز طبیعی تهیه می شود.
پلی اتیلن یک ماده ترموپلاستیک است که بسته به ساختار مولکولی از یک نوع به نوع دیگر متفاوت است. در حقیقت، با تغییر وزن مولکولی (یعنی طول زنجیر)، تبلور (یعنی وضعیت زنجیر)، و خواص شاخه ( یعنی پیوند شیمیایی بین زنجیرهای مجاور) می‌ توان محصولات متنوعی از آن تولید کرد. پلی‌اتیلن می تواند در چهار نوع تجاری تهیه شود: (1) دانسیته پایین، (2) دانسیته متوسط، (3) دانسیته بالا و (4) پلی‌اتیلن با وزن مولکولی بسیار بالا.

تصفیه پساب پالایشگاههای نفت

لطفا به این لینک مراجعه نمایید

برج تقطیر (Distillation Tower)

تقطیر، در واقع ، جداسازی فیزیکی برشهای نفتی است که اساس آن ، اختلاف در نقطه جوش هیدروکربنهای مختلف است. هر چه هیدروکربن سنگینتر باشد، نقطه جوش آن زیاد است و هر چه هیدروکربن سبکتر باشد، زودتر خارج می‌شود. اولین پالایشگاه تاسیس شده در جهان ، در سال 1860 در ایالت پنسیلوانیای آمریکا بوده است. نفت خام ، از کوره‌های مبدل حرارتی عبور کرده، بعد از گرم شدن وارد برجهای تقطیر شده و تحت فشار و دما به دو صورت از برجها خارج می‌شود و محصولات بدست آمده خالص نیستند. انواع برجهای تقطیر در زیر توضیح داده می‌شوند.

« برجهای تقطیر با سینی کلاهکدار»

در برجهای تقطیر با سینی کلاهکدار ، تعداد سینی ها در مسیر برج به نوع انتقال ماده و شدت تفکیک بستگی دارد. قطر برج و فاصله میان سینی‌ها به مقدار مایع و گاز که در واحد زمان از یک سینی می‌گذرد، وابسته است. هر یک از سینی‌های برج ، یک مرحله تفکیک است. زیرا روی این سینی ها ، فاز گاز و مایع در کنار هم قرار می‌گیرند و کار انتقال ماده از فاز گازی به فاز مایع یا برعکس در هر یک از سینی‌ها انجام می‌شود. برای اینکه بازدهی انتقال ماده در هر سینی به بیشترین حد برسد، باید زمان تماس میان دو فاز و سطح مشترک آنها به بیشترین حد ممکن برسد.

بخشهای مختلف برج تقطیر با سینی کلاهکدار:

1) بدنه و سینی ها : جنس بدنه معمولا از فولاد ریخته است. جنس سینی‌ها معمولا از چدن است. فاصله سینی‌ها را معمولا با توجه به شرایط طراحی ، درجه خلوص و بازدهی کار جداسازی بر می‌گزینند. در بیشتر پالایشگاههای نفت ، برای برجهای تقطیر به قطر 4 ft فاصله میان 50 - 18  سانتیمتر قرار می‌دهند. با بیشتر شدن قطر برج ، فاصله بیشتری نیز برای سینی‌ها در نظر گرفته می‌شود.

2) سرپوشها یا کلاهکها : جنس کلاهکها از چدن می‌باشد. نوع کلاهکها با توجه به نوع تقطیر انتخاب می‌شود و تعدادشان در هر سینی به بیشترین حد سرعت مجاز عبور گاز از سینی بستگی دارد.

3) موانع یا سدها : برای کنترل بلندی سطح مایع روی سینی ، به هر سینی سدی به نام  وییر (Wier)  قرار می‌دهند تا از پایین رفتن سطح مایع از حد معنی جلوگیری کند. بلندی سطح مایع در روی سینی باید چنان باشد که گازهای بیرون آمده از شکافهای سرپوشها بتوانند از درون آن گذشته و زمان گذشتن هر حباب به بیشترین حد ممکن برسد. بر اثر افزایش زمان گذشتن حباب از مایع ، زمان تماس گاز و مایع زیاد شده ، بازدهی سینی‌ها بالا می‌رود.

« برجهای تقطیر با سینی‌های مشبک»

در برجهای با سینی مشبک ، اندازه مجراها یا شبکه‌ها باید چنان برگزیده شوند که فشار گاز بتواند گاز را از فاز مایع با سرعتی مناسب عبور دهد. عامل مهمی که در بازدهی این سینی ها موثر است، شیوه کارگذاری آنها در برج است. اگر این سینی ها کاملا افقی قرار نداشته باشند، بلندی مایع در سطح سینی یکنواخت نبوده و گذر گاز از همه مجراها یکسان نخواهد بود.
خورندگی فلز سینی ها هم در این نوع سینی ها اهمیت بسیار دارد. زیرا بر اثر خورندگی ، قطر سوراخها زیاد می‌شود که در نتیجه مقدار زیادی بخار با سرعت کم از درون آن مجاری خورده شده گذر خواهد کرد. و می‌دانیم که اگر سرعت گذشتن گاز از حد معینی کمتر گردد، مایع از مجرا به سوی پایین حرکت کرده بازدهی کار تفکیک کاهش خواهد یافت.

« برجهای تقطیر با سینی‌های دریچه‌ای»

این نوع سینی ها مانند سینی های مشبک هستند. با این اختلاف که دریچه‌ای متحرک روی هر مجرا قرار گرفته است. درصنعت نفت، دو نوع از این سینی ها بکار می‌روند:

1) انعطاف پذیر : همانطور که از نام آن برمی‌آید، دریچه‌ها می‌توانند بین دو حالت خیلی باز یا خیلی بسته حرکت کنند.

2) صفحات اضافی : در این نوع سینیها ، دو دریچه یکی سبک که در کف سینی قرار می‌گیرد و دیگری سنگین که بر روی سه پایه‌ای قرار گرفته ، تعبیه شده است. هنگامی که بخار کم باشد، تنها سرپوش سبک به حرکت در می‌آید. اگر مقدار بخار از حد معینی بیشتر باشد، هر دو دریچه حرکت می‌کنند.

« مقایسه انواع گوناگون سینی‌ها»

در صنعت نفت ، انواع گوناگون سینی‌ها در برجهای تقطیر ، تفکیک و جذب بکار برده می‌شوند. ویژگیهایی که در گزینش نوع سینی برای کار معینی مورد توجه قرار می‌گیرد، عبارت است از: بازدهی تماس بخار و مایع ، ظرفیت سینی ، افت بخار در هنگام گذشتن از سینی ، زمان ماندن مایع بر روی سینی ، مشخصات مایع و ... . چون در صنعت بیشتر سینی‌های کلاهکدار بکار برده می‌شوند، برای مقایسه مشخصات سینی‌های دیگر ، آنها را نسبت به سینی‌های کلاهکدار ارزیابی می‌کنند.

« برجهای انباشته»

در برجهای انباشته ، بجای سینی‌ها از تکه‌ها یا حلقه‌های انباشتی استفاده می‌شود. در برجهای انباشته حلقه‌ها یا تکه‌های انباشتی باید به گونه‌ای برگزیده و در برج ریخته شوند که هدفهای زیر عملی گردد:

1) ایجاد بیشترین سطح تماس میان مایع و بخار

2) ایجاد فضا مناسب برای گذشتن سیال از بستر انباشته

« جنس مواد انباشتی»

این مواد باید چنان باشند که با سیال درون برج ، میل ترکیبی نداشته باشند.

« استحکام مواد انباشتی»

جنس مواد انباشتی باید به اندازه کافی محکم باشد تا بر اثر استفاده شکسته نشده و تغییر شکل ندهد.

« شیوه قرار دادن مواد انباشتی»

مواد انباشتی به دو صورت منظم و نامنظم درونبرج قرار می‌گیرند.

1) پر کردن منظم: از مزایای این نوع پر کردن، کمتر بودن افت فشار است که در نتیجه می‌شود حجم بیشتر مایع را از آن گذراند.

2) پر کردن نامنظم: از مزایای این نوع پر کردن ، می‌توان به کم هزینه بودن آن اشاره کرد. ولی افت فشار بخار در گذر از برج زیاد خواهد بود.

« مقایسه برجهای انباشته با برجهای سینی‌دار»

در برجهای انباشته ، معمولا افت فشار نسبت به برجهای سینی‌دار کمتر است. ولی اگر در مایع ورودی برج ذرات معلق باشد، برجهای سینی‌دار بهتر عمل می‌کنند. زیرا در برجهای انباشته ، مواد معلق ته‌نشین شده و سبب گرفتگی و برهم خوردن جریان مایع می‌گردد. اگر برج بیش از حد متوسط باشد، برج سینی‌دار بهتر است. زیرا اگر در برجهای انباشته قطر برج زیاد باشد، تقسیم مایع در هنگام حرکت از بستر انباشته شده یکنواخت نخواهد بود .در برجهای سینی‌دار می‌توان مقداری از محلول را به شکل فرایندهای کناری از برج بیرون کشید، ولی در برجهای انباشته این کار، شدنی نیست. کارهای تعمیراتی در درون برجهای سینی‌دار ، آسانتر انجام می‌گیرد. تمیز کردن برجهای انباشته ، از آنجا که باید پیش از هرچیز آنها را خالی کرده و بعد آنها را تمیز نمایم، بسیار پرهزینه خواهد بود.

منبع : http://miadsoft.blogfa.com

نفت کوره

نفت کوره ، یک فراورده جانبی
بیشتر نفت کوره‌های باقیمانده مصرفی در ایالات متحده آمریکا ، از خارج وارد می‌شود. این سوخت به قیمت بسیار ارزانی فروخته می‌شود (قبلا حدود 70 درصد قیمت نفت خامی که از آن تولید شده است) و بعنوان یک فراورده جانبی تلقی می‌گردد.

مشخصه‌های بحرانی نفت کوره
مشخصه‌های بحرانی نفت کوره عبارتند از گرانروی و مقدار گوگرد. در سالهای آینده ، با توجه به لزوم جلوگیری از آلودگی هوا ، مقدار بیشینه گوگرد ، بی شک ، کاهش خواهد یافت. در برخی نقاط ، فقط نفت کوره‌های کم‌گوگرد می‌توانند مورد استفاده قرار گیرند و این گرایش ، رو به توسعه است.

نفت کوره سنگین
نفت کوره‌های سنگین که حاوی گوگرد بسیار کمی باشند، خواهان بیشتری دارند و به قیمتهای نزدیک قیمتهای نفتهای خام اولیه فروخته می‌شوند.

نفت‌های گرمایشی
هر چند مصرف فراورده‌های نفتی برای گرمایش فضا از اهمیت بسیار بالایی برخوردار است، ولی این مصرف بر حسب محل و شرایط جوی تغییر زیادی می‌کند. در سالهای اخیر نیاز به نفتهای گرمایشی نسبتا کاهش یافته است، زیرا بر مصرف LPG (گاز نفتی مایع که برای گرمایش خانگی و پخت و پز بمصرف می‌رسد) افزوده شده است.

مهمترین نفت‌های کوره تقطیری
مهمترین نفت‌های کوره تقطیری ، نفت کوره شماره 1 و نفت کوره شماره 2 می‌باشند.

• نفت کوره شماره 1: این نفت کوره ، بسیار شبیه نفت سفید ، ولی معمولا دارای نقطه ریزش و نقطه نهایی بالاتری است. مشخصه‌های حدی آن عبارتند از تقطیر ، نقطه ریزش ، نقطه اشتعال و مقدار گوگرد. نقطه ریزش ، پایین‌ترین دمایی است که در آن ، یک روغن نفتی جاری می‌شود یا ریزش می‌کند. نقطه پایانی یا نهایی ، دمای حد بالا در تقطیر است.

• نفت کوره شماره 2: نفت کوره شماره 2 ، بسیار شبیه سوخت دیزلی شماره 2است. ذخایر گراکینگ شده نفت ، نفت سفید. سوخت دیزلی و نفتهای سبک چرخه کراکینگ بدست می‌آید که مشخصه‌های حدی آن ، عبارتند از مقدار گوگرد ، نقطه ریزش، تقطیر و نقطه اشتعال.

» منبع: petroleumtimes

مبدل های حرارتی (Heat Exchangers)

مبدل های حرارتی دستگاه هایی هستند که به کمک آنها می توان در اثر تماس غیر مستقیم دو سیال، سیالی را گرم یا سرد نمود.

کاربرد اصول انتقال حرارت در طراحی تجهیزات برای مقاصد خاص مهندسی اهمیت بسیار زیادی و هدف از به کارگیری اصول انتقال حرارت در طراحی، تلاش برای رسیدن به هدف توسعه تولید برای سوددهی اقتصادی است. در حقیقت دانستن نوع مبدل براساس سیال هایی که از آن عبور می کنند نقش مهمی در طراحی و محاسبات اقتصادی مبدل های حرارتی به دنبال خواهد داشت.

«دسته بندی مبدل های حرارتی»

1) بر مبنای پیوستگی یا تناوب جریان:

جریان سیال داخل مجاری مبدل های حرارتی پیوسته یا متناوب است. در مبدل های حرارتی با جریان پیوسته مجاری سیال گرم و سرد از هم تفکیک شده اند، به طوری که سیال گرم در مجاری مخصوص خود و سیال سرد نیز در مجاری مربوط به خود جریان دارند. دو مجرای جریان توسط یک جداره لوله یا یک ورق از هم جدا شده اند.

2) بر مبنای پدیده انتقال:

تبادل انرژی بین دو سیال به صورت تماس مستقیم یا غیرمستقیم صورت می گیرد:

در نوع مستقیم، حرارت بین دو سیال که با هم تماس مستقیم دارند مبادله می شود. معمولا یکی از این دو سیال  گاز و دیگری مایع است که با فشار بخار خیلی پایین و پس از تبادل حرارت به سادگی قابل تفکیک هستند.

در نوع غیرمستقیم، حرارت ابتدا به یک سطح جامد نفوذ ناپذیر منتقل می شود و سپس از آن به سیال سرد انتقال می یابد.

3) بر مبنای ساختمان مبدل:

در بسیاری مواقع مبدل های حرارتی بر مبنای ساختمان تقسیم بندی می شوند. مبدل های حرارتی از نظر ساختمان به چهار دسته تقسیم بندی می شوند که عبارت اند از :

1) مبدل های حرارتی لوله ای (Pipe Heat Exchanger)

2) مبدل های حرارتی صفحه ای (Plate Heat Exchanger)

3) مبدل های حرارتی پره ای (Fin Heat Exchanger)

4) بازیاب حرارتی (Heat Recovers)

4) بر مبنای نوع جریان :

که شامل موارد زیر می شود :

1) جریان همسو (Co-Current)

2) جریان ناهمسو (Counter Current)

3) جریان متقاطع (Cross Current)

«مبدل های حرارتی لوله ای»

در این مبدل ها اساس انتقال حرارت از نوع غیر مستقیم می باشد و مکانیزم انتقال حرارت جابه جایی می باشد. این مبدل ها به دو دسته عمده تقسیم بندی می شوند:

1) دو لوله ای (Two Pipes) ، 2) پوسته و لوله (Shell & Tube)

- مبدل های حرارتی دو لوله ای:

ساده ترین نوع مبدل های حرارتی دو لوله ای هستند که یک سیال از درون لوله داخلی می گذرد و سیال دیگر در فضای بین دو لوله جریان دارد.

مبدل های حرارتی دو لوله ای زمانی کاربرد دارند که سطح تبادل کمی مورد لزوم باشد و در سرمایش و گرمایش هوا یا گازها کاربرد دارند.

 

- مبدل های حرارتی پوسته و لوله :

نوعی از مبدل های حرارتی که در صنایع فرآیندهای شیمیایی بسیار مورد استفاده قرار می گیرد از نوع پوسته-لوله می باشد.

یک سیال در لوله ها جریان می یابد در حالی که سیال دیگر درون پوسته و از روی لوله ها عبور می کند. جهت اطمینان از این که سیال درون پوسته از روی لوله ها می گذرد و در نتیجه انتقال حرارت بیشتری صورت می گیرد، موانعی در داخل پوسته قرار داده می شود.

« مبدل های حرارتی صفحه ای»

این مبدل ها از صفحات نازک که کانال های جریان را تشکیل می دهد ساخته شده اند. جریان های سیال توسط صفحات مسطح که یا به صورت صاف یا موج دارند از هم جدا می شود. این مبدل ها برای انتقال گرما بین گاز، مایع یا جریانهای دو فاز استفاده می شوند. این مبدل ها به سه دسته زیر تقسیم می شوند :

1) صفحه های واشردار (Gasket Plate) ،  2) صفحه های حلزونی (Spiral Plate)

3) لاملا (Lamella)

- مبدل های صفحه ای واشردار :

این مبدل ها شامل تعدادی از صفحات نازک با سطح چین دار یا موج دار می باشد که سیال های گرم و سرد را از هم جدا می سازد. صفحات دارای قطعاتی در گوشه ها هستند که به نحوی آرایش داده شده اند که دو ماده ای که بایستی گرما بین آنها مبادله شود، یکی در میان در فضای بین صفحات جریان می یابند.

- مبدل های صفحه ای حلزونی :

مبدل های صفحه ای حلزونی با پیچاندن دو صفحه بلند موازی به شکل یک حلزونی با استفاده از یک میله اصلی و جوش دادن به لبه های صفحات مجاور به صورتی که یک کانال را تشکیل دهند، شکل داده می شوند.

- مبدل های لاملا :

مبدل های گرمایی لاملا شامل مجموعه کانال های ساخته شده از صفحات فلزی نازک است که به طور موازی جوشکاری شده اند و یا به شکل لاملا (لوله های تخت یا کانال های مستطیلی) می باشند که به صورت طولی در یک پوسته قرار گرفته اند.

« مبدل های حرارتی پره ای»

نوع مبدل های پره دار عمدتا برای کاربردهای گاز- گاز استفاده می شود. در اکثر کاربرد ها کاهش جرم و حجم مبدل از اهمیت ویژه ای برخوردار است. به دلیل دست یافتن به این کاهش حجم و وزن، مبدل های فشرده گرما همچنین به صورت وسیع در تبرید با دمای خیلی کم، بازیابی انرژی، صنایع فرآیندی، تبرید و سیستم های تهویه مطبوع استفاده می گردند. مبدل های صفحه ای پره دار برای استفاده در توربین گازی، نیروگاه های هسته ای و مهندسی پیشرانه و تبرید و گرمایش و تهویه سیستم های بازیابی گرمای اضافه و صنایع شیمیایی و سرمایش کاربرد دارند. این مبدل ها به چهار دسته زیر تقسیم می شوند :

1) پره ساده (Plain Fin) ، 2) پره ساده سوراخ دار (Plain Perforated Fin)

3) پره دندانه ای یا کنگره ای (Serrated Fin) ، 4) پره های جناغی یا موجی شکل (Herring Bake Fin)

«مبدل های حرارتی براساس جریان»

- جریان همسو (هم جهت) :

در این نوع مبدل ها سیال سرد و گرم هر دو در یک جهت حرکت می کنند و در حین عبور از مبدل تبادل حرارتی انجام می دهند.

- جریان ناهمسو (مخالف جهت) :

در این نوع مبدل سیال سرد در یک جهت و سیال گرم در جهت عکس آن وارد مبدل می شود و بدین ترتیب تبادل حرارتی صورت می پذیرد. در شرایط یکسان برای یک مبدل با جریان ناهمسو میزان انتقال حرارت بیشتر خواهد بود.

- جریان متقاطع :

چنانچه یک سیال در لوله و سیال دیگر به صورت عمود بر لوله ها جریان داشته باشد، نوع جریان متقاطع خواهد بود. مبدل های حرارتی با جریان متقاطع در گرمایش و سرمایش هوا یا گازها کاربرد وسیعی دارند.

منبع : http://miadsoft.blogfa.com

پلیمرهای تراکمی:پلی استرها وپلی آمیدها

پلیمرهای تراکمی:پلی استرها وپلی آمیدها

تمام الیاف، پلیمرهایی از یک نوع یا بیشترمی باشند. به عنوان مثال پنبه سلولز است و سلولز یک پلیمر طبیعی گلوکز می باشد. ابریشم و پنبه پلیمرهایی طبیعی آمیواسیدها هستند. هدف اولیه مخترعین و کارآفرین ها، تولید الیاف از سایر پلیمرهای طبیعی بوده آن ها ابتدا سعی کردند الیاف کوتاه سلولز بدست آمده از چوب را به روش شیمیایی طوری اصلاح کنند که بتوانند شبیه پنبه و ابریشم عمل کنند. این کوشش ها موفقیت آمیز بود و الیاف حاصل از سلولز اصلاح شده، با نام عمومی ریون، از اواخر قرن نوزدهم به وسیله انواع تکنیک ها تولید شدند.

دومین روش شامل سنتز مستقیم پلیمرها به وسیله پیوند مولکول های مناسب و کوچک به یکدیگر، برای تشکیل یک زنجیر طویل می باشد. در سال 1938شرکت ای. آی. دو پونت دِنمورس توسعه نایلون، اولین پلیمر سنتزی رشته ای را اعلام کرد. شخصی که بر کوشش های دوپونت نظارت می کرد والاس اچ کاروتر بود، او عقیده داشت که می تواند با ساخت یک زنجیر پلیمر که مشابه ابریشم ، پیوندهای آمیدی داشته باشد خصوصیات ابریشم را تولید کند. پیوندهای آمیدی مورد نیاز به وسیله حرارت دادن یک کربوکسیلیک اسید با یک دی آمین تشکیل می شوند. هگزان دی اوئیک اسید( آدیپیک اسید) و 6،1 – هگزان دی آمین ( هگزا متیلن دی آمین) با هم واکنش داده و نمکی به وجود می آورند که در اثر حرارت یک پلی آمید به نام نایلون 66 تولید می کند. پیوند های آمیدی به وسیله یک واکنش تراکمی حاصل شده، و نایلون 66 مثالی از یک پلیمر تراکمی است.  

لطفا به ادامه مطلب مراجعه فرمایید

معرفی روش های جدید حفاظت از خوردگی کف مخازن نفت و مایعات گازی

خوردگی کف مخازن را می توان با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.

خوردگی کف مخازن نفتی یکی از مشکلات مهم ذخیره سازی نفت خام و مایعات گازی است. نشست مخازن بزرگ نفتی موجب آلودگی آب های زیرزمینی و وارد آمدن خسارت های جبران ناپذیر به محیط زیست می شود. در گذشته کف مخازن (قسمت بیرونی مخزن که با زمین در ارتباط است) با به کارگیری حفاظت کاتدی نتوانسته است به طور کامل مانع از نشت و جلوگیری از خوردگی کف مخازن ذخیره نفت شود.

در این مقاله دلایل ناتوانی سیستم حفاظت کاتدی در جلوگیری از خوردگی کف مخازن نفتی و آخرین روشهای مورد استفاده برای حفاظت کف مخازن بررسی می شود.

به کارگیری سیستم حفاظت کاتدی، بازدارنده های خوردگی از نوع فاز بخار و به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و بازدارنده های خوردگی فاز بخار از جمله روش های حفاظت از خوردگی کف مخازن است.

مشکلات روش های حفاظت کاتدی:
نتایج تجربی نشان می دهد سیستم حفاظت کاتدی به تنهایی قادر به حفاظت خوردگی کف مخازن نیست و در موارد متعدد دچار نشت شده است. این درحالی است که کف مخازن در پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد.

یکی از روش های توزیع مناسب پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن به کارگیری بستر آندی است. به گونه ای که موجب توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن شود که شامل، به کارگیری آندهای کم عمق در اطراف مخزن، آندهای افقی و سیمی در زیر کف مخزن است.

در روش اول به علت تخلیه جریان حفاظت کاتدی در لایه سطحی زمین، باعث افزایش ضریب حفاظتی (Over protection) در خطوط لوله مدفون در خاک و مجاور مخازن می شود، بنابراین از این روش نمی توان در پالایشگاه ها استفاده کرد. در روش دوم آندهای سیمی به صورت مارپیچ در فونداسیون کف مخزن قرار می گیرد و این روش برای مخازن موجود قابل استفاده نیست.

یکی دیگر از روش های توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخزن عایق سازی الکتریکی هر یک از مخازن از یکدیگر است. در این روش هر یک از مخازن توسط فلنچ عایقی به همراه مقاومت الکتریکی از یکدیگر جدا می شوند.

به کارگیری پوشش در کف مخزن ها نیز یکی دیگر از روش هایی است که در توزیع حفاظت کاتدی در کف مخزن استفاده می شود. به دلیل مشکلات اجرایی اعمال پوشش بر روی ورق فولادی کف مخازن نفتی و گازی امکان پذیز نمی باشد. حرارت ناشی از جوشکاری صفحات کف مخزن، باعث از بین رفتن پوشش آنها می شود، در نتیجه پوشش مناسبی برای حفاظت از این نواحی نیست.

بنابراین به جای پوشش دادن ورق فولادی کف مخزن، محل نصب مخزن به خوبی پوشش داده می شود و اطراف مخزن را به خوبی آب بند می کنند. پوشش مزبور چسبندگی به کف مخزن ندارد، در چنین شرایطی این پوشش در حکم سپر برای جریان حفاظت کاتدی عمل می کند و اگر به دلایلی الکترولیک به ناحیه بین پوشش و کف مخزن نفوذ کند، حفاظت کاتدی قادر به مقابله با خوردگی آن نخواهد بود.

به دلیل آن که پوشش مزبور حالت سپر الکتریکی دارد، اندازه گیری پتانسیل کف مخزن چنین حالتی را نشان نمی دهد و  کف مخزن در محدوده پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد ولی خوردگی در کف آن اتفاق می افتد.

از طرف دیگر اگر کف مخزن مستقیما بر روی فونداسیون بتنی قرار گیرد، کلیه نواحی کف مخزن قادر به ایجاد ارتباط الکتریکی مناسب با فونداسیون بتنی نخواهد بود و بنابراین حفاظت کاتدی نمی تواند به خوبی کف مخزن را تحت حفاظت خود قرار دهد.

نتایج تجربی موجود نشان می دهد مخازن نفتی با وجود حفاظت کاتدی کف آنها دچار خوردگی می شود و نشت مواد نفتی به آبهای زیر زمینی موجب ایجاد خسارت های زیادی به آب های زیر زمینی شده است.

روش های جدید حفاظت خوردگی کف مخازن
امروزه می توان خوردگی کف مخازن را با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.

مواد وی سی آی، ممانعت کننده فاز بخار، می توانند در محیط بسته سطح فلز را در برابر عوامل خورنده مثل آب، بخار، کلریدها، سولفید هیدروژن و مواد خورنده دیگر در محیط های صنعتی حفاظت کنند.

فشار بخار مواد مذکور کم است، بنابراین در فشار اتمسفر و دمای محیط بخار می شوند. در محیط بسته بخارهای ایجاد شده بر روی سطح میعان کرده و توسط مولکول های سطح قطعات جذب شده و منجر به توقف یا تاخیر در انجام واکنش های خوردگی می شوند. روش مذکور به عنوان یکی از روش های استاندارد محافظت کف مخازن نفتی مطرح شده است.

روش دیگر تزریق مداوم وی سی آی از طریق شبکه ای از لوله های سوراخ دار است. این لوله ها در زیر مخزن و در داخل فندانسیون بتنی کف قرار می گیرند. مواد بازدارنده خوردگی از طریق لوله های مزبور در کف مخزن تزریق می شود. بدیت ترتیب با توزیع وی سی آی در کف مخزن، از خوردگی آن جلوگیری می شود.

برای جلوگیری از ایجاد جرقه در نتیجه تمرکز الکتریسیته ساکن، باید مقاومت سطح پوشش درونی مخزن کمتر از ۱۰۸ اهم باشد.

سیستم های پوشش دهنده درون مخازن ذخیره نفت:
جهت دیواره و کف از پوشش اپوکسی فنولیک با هاردنر آمین و با خاصیت آنتی استاتیک استفاده شود. که این پوشش به دلیل ایجاد کراس لینک (Cross-linK) بالا، منجر به ایجاد پوشش سخت و مقاوم خواهد شد.

روش دیگر استفاده از پوشش پلی اورتان با خاصیت آنتی استاتیک که برای دیواره مخازن استفاده می شود. چنانچه کف مخزن توسط کامپوزیت کلاس اپاکسی (Glass-Epoxy) یا کلاس پلی استر (Glass-Polyester) روکش شده است، لازم است ژل کت سطحی آن دارای خاصیت آنتی استاتیک باشد.

مقاومت پوشش ها در حدود ۱۰ اهم است و چنین مقاومتی تنها مانع از بروز جرقه توسط انباشته شدن الکتریسیته ساکن می شود و از لحاظ الکتریکی چنین موادی تقریبا در ردیف مواد نیمه رسانا قرار دارند.

آندهای فدا شونده که در داخل مخازن به کار می روند علاوه بر جلوگیری از خوردگی، عامل تخلیه بارهای الکتریسته ساکن نیز محسوب می شود.

به طور کلی مخازن نفتی زیادی در کشور دچار نشت شده است. این موضوع ضررهای اقتصادی جبران ناپذیری به محیط زیست وارد کرده است. با توجه به اهمیت بالای حفظ محیط زیست و نیز جلوگیری از هدر رفتن نفت خام و مایعات گازی لازم است روش های جدید مقابله با خوردگی کف مخازن نفتی مورد توجه قرار گیرد. 

منبع

آنالیز بنزین از نفت

نفت ، مخلوطی پیچیده از آلکانها ، سیلکو آلکانها و هیدروکربنهای آروماتیک است. در نفت خام ، هزاران ماده مرکب وجود دارد و ترکیب درصد واقعی نفت بسته به جاهای متفاوت ، تغییر می‌کند. مثلا نفت های خام پنسیلوانیا ، بیشتر از هیدروکربنهای زنجیری است، در حالی‌که نفت خام کالیفرینا ، بیشتر ترکیبات آروماتیک دارد. ترکیب درصد نفت را می‌توان بر حسب گستره‌های نقطه جوش طبقه‌بندی کرد. هر یک از برش‌های حاصل ، کاربردهای مهمی دارد. پالایش نفت ، جداسازی اجزایی با گستره نقطه جوش معینی است که بوسیله فرایند تقطیر جزء به جزء صورت می‌گیرد.

<><>

جز هیدروکربنی	گستره اندازه ملکولها	گستره نقطه جوش C˚	کاربرد
گاز	C1-C4	-160 تا 30	سوخت گازی ، تولید H2
بنزین دست اول	C5-C12	30 تا 200	سوخت موتور
نفت سفید	C12-C18	180 تا 400	سوخت دیزل ، سوخت کوره
نفت سوخت			کراکینگ
روان کننده‌ها	C17 به بالا	350 به بالا	روان کننده‌ها
پارافین‌ها	C20 به بالا	مواد جامد با نقطه ذوب کم	شمع - کبریت
آسفالت	C36 به بالا	باقیمانده صمغی	تسطیح جاده‌ها

مراحل فرآیند تقطیر جزء به جزء

نفت خام را تا حدود ˚400C گرم می‌کنند تا بخاری داغ و مخلوطی سیال تولید کند که وارد برج تقطیر می‌شود. در این برج ، بخارها بالا می‌روند و در نقاط مختلف در طول برج ، متراکم و به مایع تبدیل می‌شوند. اجرایی که نقطه جوش کمتری دارند (یعنی آنها که فرارترند)، بیشتر از اجزایی که نقطه جوش بیشتری دارند، به حالت گازی باقی می‌مانند. این تفاوت در گستره‌های نقطه جوش امکان می‌دهد که اجزای نفت از هم جدا شوند، به همان طریق که در یک تقطیر آب و الکل ، بطور جزئی از هم جدا می‌شوند.

بعضی از گازها ، مایع نمی‌شوند و از بالای برج بیرون می‌روند. باقیمانده تبخیر نشده نفت نیز در ته برج جمع می‌شود. محصولاتی که از جدا سازی نفت بدست می‌آیند، به این ترتیب است. بنزین دست اول که از تقطیر جزء به جزء نفت بدست می‌آید، عمدتا شامل هیدروکربنهای خطی است که به‌سرعت می‌سوزد و به‌عنوان سوخت برای وسائل نقلیه موتوری مناسب نیست. آتشگیری سریع این ماده ، سبب کوبش یا صدای تق‌تق در موتور می‌شود که توان موتور را کم می‌کند و به آن آسیب می‌رساند.

<> 

درجه اکتان بنزین

• برای درجه بندی خواص کوبش نسبی بهترین‌ها مقیاس دلخواه معین شده است. هپتان نرمال که از نوع بنزین اول است و کوبش زیادی دارد و به‌عنوان بنزین در نظر گرفته شده است و درجه اکتان آن صفر است. از طرف دیگر به 2 ، 2 ، 4-تری متیل پنتان (ایزو اکتان) که از این لحاظ بسیار عالی است، درجه اکتان 100 نسبت داده شده است.
• برای تعیین تعیین درجه اکتان نوعی بنزین ، آن را در یک موتور استاندارد بکار می‌گیرند و خواص کوبشی آن را ثبت می‌کنند. در این عمل ، رفتار مخلوط‌هایی از n- هپتان و ایزواکتان را با رفتار بنزین مورد نظر مقایسه می‌کنند. درصد ایزواکتان مخلوطی را که خواص کوبش یکسانی با رفتار بنزین مورد آزمایش دارد، درجه اکتان آن بنزین می‌نامند.
• درجه اکتان بنزین دست اول با تبدیل کاتالیزوری و اکتان افزاینده‌ها ، زیاد می‌شود. فرآیند تبدیل کاتالیزوری برای تولید هیدروکربن‌های شاخه‌دار و آروماتیک بکار می‌رود. هیدروکربنهای خطی با عدد اکتان کم را می‌توان تحت تاثیر کاتالیزورهای خاص ، مانند پلاتین بسیار ریز شده ، به ایزومرهای زنجیری شاخه‌دار ، که عدد اکتان بالاتری دارند، تبدیل کرد. تبدیل کاتالیزوری برای تولید هیدروکربنهای آروماتیک مثل بنزین و تولوئن نیز بکار رود. در این عمل ، از کاتالیزور‌های متفاوت و مخلوط‌های نفت استفاده می‌شود. مثلا هرگاه بخاری‌های نفت ، نفت سفید و اجزای نفتی سبک را از روی کاتالیزور مس در دمای ˚650C عبور دهیم، درصد زیادی از مواد اصلی ، به مخلوطی از هیدروکربنهای آروماتیک تبدیل می‌شود. از این مخلوط از تقطیر جزء به جزء ، بنزین ، تولوئن ، کسیلن و موادی نظیر آنها جدا می شود.
• عدد اکتان مخلوط معینی از بنزین را می‌توان با افزایش عوامل ضد کوبش یا اکتان افزاینده‌ها بالا برد. پیش از سال 1975 ، متداول‌ترین عامل ضد کوبش ، تترااتیل سرب ، C₂H₃) ₄Pb) بود. افزایش 3g تترااتیل سرب در هر گالن ، عدد اکتان را 10 تا 15 درجه بالا می‌برد و پیش از آنکه سازمان حفاظت محیط زیست (EPA) کاهش محتوای سرب بنزین را ضروری بداند، هم بنزین معمولی و هم بنزین سوپر در هر گالن بطور متوسط 3g تترااتیل سرب یا تتراامتیل سرب ، C₂H₃) ₄Pb) ، داشت.

افزودنی‌های بنزین

ترکیبات سربدار فوق‌العاده سمی هستند و نقطه جوش کم تترااتیل سرب بر این خطر می‌افزاید. اما بر اثر دو اقدامی که از طرف سازمان محیط زیست به عمل آمد، میزان سرب در محیط بطوری موثر کاهش یافت. نخستین اقدام ، تصمیم گیری درباره استفاده از مبدل‌های کاتالیزوری پلاتین‌دار بود که صدور منوکسید کربن و اکسیدهای نیتروژن‌دار را کاهش دهد، ولی در این صورت لازم بود که بنزین‌های عاری از سرب مصرف شود، زیرا سرب ، کاتالیزور پلاتین را از فعالیت می‌اندازد.

در آغاز سال 1975 ، اتومبیل‌های جدید مجبور به استفاده بنزین‌های عاری از سرب شدند تا مبدل کاتالیزوری آنها محفوظ بماند و مقدار سرب تولید شده در هوا نیز کاهش یابد. برنامه کاهش سرب در بنزین به این نتیجه انجامید که مقدار آن به 0.1g در هر گالن برسد و هدف نهایی بنزینی کاملا عاری از سرب بود. با کم شدن مصرف تترااتیل سرب ، لازم بود اکتان افزاینده‌های دیگری به بنزین افزوده شود تا درجه اکتان آن بالا رود. این مواد اکتان افزاینده عبارتند از تولوئن ، 2 - میتل- 2- پروپانل ، میتل – ترشیوبوتیل اتر (MTBE) ، متانول و اتانول ، در سال 1984 متداول‌ترین اکتان افزاینده MTBE بود که برای نخستین بار در فهرست 50 ماده شیمیایی عمده اضافه شد.

<> 

بهینه سازی سوخت بنزین

مخلوط‌های از بنزین شامل متانول و اتانول نیز به‌عنوان سوخت مصرف می‌شوند. سازمان حفاظت محیط زیست و تمام کارخانه‌های اتومبیل سازی آمریکا ، مصرف مخلوط‌های بنزین _اتانول را که تا 10% اتانول داشته باشند، پذیرفته‌اند. ولی متانول بیشتر مورد توجه است، زیرا به‌عنوان افزاینده اکتان چند مزیت دارد.

متانول وقتی بطور مناسبی با بنزین مخلوط شده باشد، اقتصادی‌تر است، درجه اکتان بالاتری دارد و صدور میزان ذرات ، هیدروکربنها ، منوکسید کربن و اکسید‌های نیتروژن را می‌کاهد. ولی بزرگترین عیب متانول به رطوبت مربوط می‌شود. مقدار کمی رطوبت ، مخلوط اتانول – بنزین را ناپایدار می‌کند و خوردگی فلز موتور مسئله‌ای جدی می‌شود.

مسئله رطوبت اتانول با استفاده از الکل دیگری (اتانول ، پروپانول‌ها) به‌عنوان کمک حلال در مخلوط‌های متانول ، حل شد. سازمان حفاظت محیط زیست ، چند مخلوط متانولی را که با استاندارد‌های صدور مواد از وسایل نقلیه موتوری مطابقت داشت و بنزینی با اکتان بالا بود، تصویب کرد. غالب مخلوط‌های متانولی حدود 2.5% متانول ، 2.5% ترشیو – بوتیل الکل ، 95% بنزین و یک ماده بازدارنده خورندگی دارند.

تکنولوژی DMD / DMC (مرکاپتان زدایی از محصولات پالایشی)

با استفاده از این فرایند می‌توان CS2 , D2S , COS و مرکاپتانهای موجود در محصولات میان تقطیر از قبیل نفتا، بنزین و LPG و همچنین نفت خام و میعانات گازی را حذف نمود. این تکنولوژی بسته به میزان و نوع مرکاپتانهای موجود در خوراک انواع متفاوتی دارد. بنابراین، با توجه به کاهش گوگرد و مرکاپتان در مشخصات محصولات نفتی و نفت خام و میعانات گازی مورد نیاز در بازارهای داخلی (جهت مصرف) و بازارهای خارجی (جهت صادرات) نیاز به این چنین فرایندهایی در صنعت نفت و صنایع مرتبط را اجتناب‌ناپذیر می‌نماید.
این فرایند شامل مراحل زیر می‌باشد:
1- استخراج CS2 , D2S , COS و مرکاپتانهای سبک
در این مرحله، CS2 , D2S , COS موجود در خوراک یک برج Prewash و توسط محلول کاستیک از خوراک جدا می‌شوند و مرکاپتانهای سبک نیز در یک برج استخراج (Extractor) با استفاده از محلول کاستیک استخراج می‌شوند.

2- اکسیداسیون مرکاپتانهای سنگین
مرکاپتانهای سنگین موجود در خوراک توسط کاستیک استخراج نمی‌شوند، ولی به راحتی اکسید شده و به دی‌سولفید تبدیل می‌شوند. بنابراین خوراک حاوی مرکاپتانهای سنگین پس از مرحله استخراج، وارد یک راکتور اکسیداسیون (Demercaptanization Reactor) شده و در این راکتور، مرکاپتانهای سنگین خوراک، در حضور هوای غنی از اکسیژن (هوای 60 درصد وزنی اکسیژن) و محلول کاستیک و کاتالیست IVKAZ، تبدیل به دی‌سولفید می‌شوند. دی‌سولفید تولیدی در این مرحله، بدون خاصیت خورندگی یا بوی بد در خوراک باقی می‌ماند.

3- بازیابی (Regeneration) کاستیک مصرفی در مرحله استخراج
در این فرایند، کاستیک مصرفی در مرحله استخراج مرکاپتانهای سبک نیز در مرحله Regeneration در حضور هوا و محلول کاتالیست IVKAZ اکسید شده و مرکاپتانهای موجود در کاستیک به دی سولفید تبدیل و از محلول کاستیک جدا می‌شود. کاستیک بازیابی شده در این مرحله استخراج مرکاپتانها بازگردانده می‌شود.
در گذشته، نیاز به چنین واحدهایی را تنها تکنولوژی‌های متعلق به شرکت‌های UOP آمریکا و IFP فرانسه مرتفع می‌کردند. ولی تکنولوژی DMD / DMC در مقایسه با تکنولوژیهای مشابه فوق مزایایی به شرح زیر دارد:
1- کاتالیست مورد استفاده در این فرایند، کاتالیست هموژن IVKAZ می‌باشد که در مقایسه با کاتایست‌های مشابه UOP و IFP پایداری بیشتری دارد.
2- در این فرایند، به دنبال حذف H2S ترکیب سمی و مضر Na2S در پساب خروجی از واحد ظاهر می‌شود. تکنولوژی‌های مشابه IFP و UOP بدون هیچگونه اقدامی حذف و یا خنثی‌سازی این ترکیب، Spent Caustic خروجی از واحد را به محیط زیست می‌فرستند، ولی در تکنولوژی DMD / DMC بر اساس فرایند Serox سولفید سدیم خطرناک به نمک‌های خنثی سولفات و تیوسولفات سدیم تبدیل می‌شوند. بنابراین فرایند ِDMD/DMC به همراه فرایند Serox توانایی حذف ترکیبات گوگردی سمی و خطرناک از خوراک، بدون تولید پساب خطرناک و بدون هیچگونه خطر زیست محیطی، را دارد.  

مرجع

LPG) Liquefied Petroleum GAS )

گاز مایع LPG) Liquefied Petroleum GAS ) گاز مایع که بصورت مخفف LPG نامیده می شود معمولاً عمدتاً از دو ترکیب هیدروکربنی پروپان و بوتان با فرمول شیمیایی C4H10, C3H8 تشکیل شده است. بوتان خود شامل دو ترکیب ایزوبوتان ونرمال بوتان است. LPG که معمولاً در برخی نقاط دنیا به نام ترکیب عمده آن، پروپان، نیز شناخته می شود بعنوان محصول فرعی فرآیندهای تصفیه و تولید گاز طبیعی و پالایش نفت خام تولید می شود. LPG در آمریکا عمدتاً از 90% پروپان، 5/2% بوتان و هیدروکربنهای سنگین و مقدار کمی نیز اتان و پروپلین تشکیل شده است. گاز مایع فاقد رنگ، بو و مزه است و بطور کلی زیان آور نیست ولی در صورتیکه حجم زیادی از آن استشمام گردد باعث بیهوشی خواهد شد. به منظور آگاهی از نشت گاز مایع ترکیبات گوگرد دار بنام مرکاپتان شامل "اتیل مرکاپتان" و "متیل مرکاپتان" به گاز مایع افزوده می شود. LPG در شرایط فشار و دمای عادی بصورت گاز است و تحت فشار atm10-8 ، اجزا آن به مایع تبدیل می شود. بنابراین نگهداری و حمل و نقل این محصول به سادگی امکان پذیر است. البته ترکیبات LPG برای مکانهای مختلف و در فصول مختلف متفاوت است. برای مثال گاز مایع ارائه شده به مصرف کنندگان در ایران در فصول مختلف بین (90-50) درصد بوتان و (50-10) درصد پروپان و تا 2% ترکیبات سنگین تر مثلاً پنتان دارد. به علت کیفیت سوخت گاز مایع LPG و کاهش انتشار آلاینده ها، استفاده از این سوخت در جهان به صورت فزاینده ای مورد توجه بوده و در کشورهای مختلف مانند ایتالیا (با 1500000 خودرو)، ژاپن، امریکا، انگلیس استفاده از این سوخت جایگزین مورد حمایت و تشویق دولتها می باشد. مزایای LPG شامل در دسترس بودن ( درکشورهای تولید کننده)، ایمنی، نیاز به تغییرات جزیی در موتور خودروها و بازدهی مناسب سوخت می باشد. جهت مایع نمودن، این گاز در فشار حدود 8 تا 10 اتمسفر در مخازن فلزی با استحکام مناسب ذخیره می شود. چون این مخازن مجهز به شیر قطع جریان در صورت نشت از خطوط انتقال سوخت هستد استفاده از آنها ایمن تر از بنزین می باشد. LPG به موتور محفظه احتراق به صورت بخار وارد می شود، لذا روغن را از دیواره سیلندرها نمی شوید، یا در شرایط سرد بودن موتور، روغن را رقیق نمی کند. همچنین، مواد آلاینده مانند اسید سولفوریک، یاذرات کربن را وارد روغن موتور نمی نماید. بنابراین موتورهایی که با سوخت گاز مایع کار می کنند هزینه تعمیرات و نگهداری کمتری خواهند داشت. چون LPG دارای عدد اکتان بالا حدود (RON=105) می باشد قدرت موتور یا بازدهی سوخت بدون افزایش ضربه در موتور، با افزایش ضریب تراکم قابل افزایش است. معایب LPG: در مقایسه با بنزین، LPG دارای محتوای انرژی (energy content) کمتر است، لذا مخزن سوخت باید بزرگتر از مخزن بنزین بوده و بعلت اینکه مخزن تحت فشار می باشد سنگین تر خواهد بود و هزینه خودروهای با سوخت LPG بین 2000 –1000 دلار گرانتر از خودروهای بنزینی می باشد. البته قیمت LPG در سطح جهانی تقریبا" مشابه قیمت بنزین است. با توجه به اینکه گاز مایع بعنوان محصول فرعی پالایشگاههای گاز و نفت تولید می شود لذا فراوانی منابع آن کاملاً محدود است. لذا بعنوان راه حل اساسی در کاهش الودگی و جایگزینی سوخت در بسیاری از نقاط جهان نمی تواند مطرح باشد. به لحاظ ایمنی، چون گاز پروپان سنگین تر از هواست در صورت نشت، بصورت لکه روی سطح زمین باقی مانده و در آبهای زیرزمینی نیز نفوذ می کند. امکان شعله ور شدن آن روی سطح زمین نیز هست. لذا از این حیث باید در حمل و نقل و حین استفاده، نهایت دقت در جلوگیری از نشت LPG صورت گیرد. از سایر معایب این سوخت می توان به افت قدرت موتور در موتورهای تبدیلی به میزان 10-15 درصد و عدم توانائی مناسب موتور در عبور از سربالائی ها اشاره نمود. در موتورهای تبدیلی اگر موتور به طور مناسب تبدیل نگردیده باشد در تابستانها گاز بصورت خشک سوخته و باعث جوش آمدن موتور می گردد. و در زمستان نیز برای شروع و استارت موتور دارای مشکل بوده و باید با بنزین موتور تبدیلی روشن گردد. انتشار گازهای آلاینده: از دیدگاه زیست محیطی استفاده از LPG بصورت استاندارددارای کمترین چرخه حیات انتشار گازهای گلخانه ای در مقایسه با سایر سوختهای تجاری است. پتانسیل کاهش اوزون با استفاده از این سوخت به نصف بنزین کاهش می یابد، همچنین انتشار هیدروکربنهای نسوخته 3/1 اکسیدهای نیتروژن 20%، منواکسید کربن 60% در مقایسه با بنزین کاهش می یابد گاز طبیعی مایع (LNG) گاز طبیعی چنانچه در فشار اتمسفر تا دمای F º260- سرد شود، به حالت مایع تبدیل می شود. LNG شامل بیش از 95 درصد متان و درصد کمی اتان و پروپان و سایر هیدروکربورهای سنگین تر است. سایر ترکیبات و ناخالصی های گاز طبیعی مانند اکسیژن، آب، گازکربنیک و ترکیبات گوگردی طی فرآیند سرد کردن از گاز طبیعی جدا شده و گاز طبیعی در حالت مایع بدست می آید. البته LNG تا حد 100 درصد متان خالص نیز قابل دستیابی است. حجم LNG 600/1 حجم گاز طبیعی و دانسیته آن 42/0 دانسیته آب است. این ماده، مایعی بی بو، بی رنگ و غیر سمی است و نسبت به فلزات یا سایر مواد حالت خورندگی ندارد. LNG وقتی تبخیر یا با هوا ترکیب شود در دامنه غلظت 5 تا 15 درصد می سوزد. LNG یا بخار آن در محیط و فضای باز حالت انفجاری ندارد. کلیه آزمایشات انجام شده و خواص LNG، ایمن بودن این سوخت را کاملاً تائید می کند زیرا نشت مایع LNG یا ابربخارات آن به محض تماس با زمین یا در اثر حرارت محیط به سرعت در هوا تبدیل به گاز شده و چون در این حالت از هوا سبک تر است در محیط پراکنده و منتشر می شود. LNG در وهله اول برای خودروهای سنگین دیزلی (HEAVY DUTY VEHICLE) کاربرد دارد. به لحاظ ارزش حرارتی و دانسیته انرژی، مشابه سوخت دیزل (گازوئیل) هست. LNG در دمای ºF260- و فشار اتمسفریک در حالت مایع اشباع ( در دمای جوش مایع) است. بنابر این مانند هر مایع در حال جوش چنانچه در فشار ثابت نگهداری شود (حتی با افزایش حرارت) در دمای ثابت خواهد ماند. مادام که بخار LNG از مخازن خارج می شود (boil off)، دمای مخزن ثابت می ماند. اجزاء سیستم خودروهای با سوخت LNG: از لحاظ انتقال سوخت به موتور، مشابه موتورهای با سوخت CNG است و سوخت به صورت بخار وارد موتور می شود. فرق اساسی بین موتورهای CNG, LNG در نحوه نگهداری و تحویل سوخت است. مخازن ذخیره LNG دوجداره می باشند و برای فشار کاری حداکثر تا 230 psi یا 16bar طراحی شده است. این مخازن دارای لوله و اتصالات لازم برای خارج کردن گاز در صورت افزایش فشار ( با توجه به انتقال حرارت از محیط به مخزن) و یا انتقال سوخت در زمان مصرف هستند. این مخازن مجهز به سیستم اعلام پایان سوخت گیری (پرشدن مخزن) نیز هستند. موتور خودروها گاز را در فشار 4 الی 9 بار (60-120 psi) مصرف می کند. معایب استفاده از LNG: بسیاری از مردم به استفاده از مواد در دماهای پایین عادت نداشته لذا نیاز به آموزش خاصی در زمینه استفاده از سوخت در دمای خیلی پایین هست. در ایستگاههای سوخت گیری خطوط انتقال گاز از مخزن به خودرو ( شامل لوله ها شیرآلات و وسایل اندازه گیری) جهت انتقال LNG در حالت مایع باید پیش از شروع ، سوخت تا دمای ºF 260- سرد شوند در غیر اینصورت منجر به تبخیر بخشی از سوخت می شود. - حداکثر پرشدن مخزن دوجداره Cryogenic تا حد ماکزیمم ظرفیت، امکان پذیر نیست زیرا به اندازه لازم فضای خالی در بالای سطح مایع جهت تبخیر یا جوشیدن مایع باید در مخزن در نظر گرفته شود. مزایای استفاده از LNG: دانسیته انرژی بالاتری نسبت به سوختهای گازی دارد، زیرا به شکل مایع ذخیره می شود. مسافت پیمایش بیشتر و وزن کمتر مخازن ذخیره، استفاده از آن را در خودروهای کوچکترامکان پذیر می سازد. سرعت سوختگیری بالا به نحوی که در خودروهای بزرگ زمان سوختگیری 4 الی 6 دقیقه می باشد (10 الی 40 گالن در دقیقه). ارزیابی و کنترل ترکیب سوخت با دقت بالایی امکان پذیر است و با توجه به اینکه LNG تولید شده برای خودروها تا 99 درصد متان دارد، لذا کنترل و تعیین مناسب ترکیب سوخت بازدهی موتور و سوخت را نیز افزایش می دهد.

روش های استخراج نفت

پس از عملیات حفر چاه و اصابت آن به مخزن نفت، به دلیل فشار زیاد موجود در مخزن، جریان نفت به سوی دهانه خروجی چاه سرازیر می شود. این مرحله از استخراج که عامل آن فشار داخل خود مخزن است به بازیافت اولیه نفت موسوم است. در برداشت اولیه نفت ، از انرژی خود مخزن برای تولید نفت استفاده می شود.البته این بدان معنا نیست که اگر نفت خود به خود به سطح زمین نیاید، برداشت اولیه وجود نخواهد داشت،بلکه وقتی از پمپ برای بالا آوردن نفت استفاده میکنیم،در واقع هنوز در مرحله اول برداشت نفـــــــت قرار داریم.در این مرحله انرژی خاصی وارد مخزن نمی شود.با افزایش تولید و کاهش فشار، سرعت تولید نیز کاهش می یابد تا اینکه فشار به حدی میرسد که دیگر نفت خارج نمی شود. در این مرحله ممکن است ار ۳۰ تا ۵۰ درصد کل نفت مخزن استخراج شود. علاوه بر فشار مخزن عوامل دیگری منند خواص سنگ مخزن و میزان تخلخل آنها و همچنین دمای مخازن نیز در میزان تولید مؤثرند.

به عنوان مثال، کل نفت مخازن آمریکا حدود۱۰۹*۴۰۰ بشکه بوده است که تا سال ۱۹۷۰ حدود ۱۰۹*۱۰۰ بشکه آن توسط روشهای اولیه استخراج شده اند.البته هر چه میزان گاز آزاد در مخزن بیشتر باشد مقدار تولید نفت توسط این روش بیشتر است، زیرا تغییرات حجم گاز در مقابل تغییر فشار بسیار زیاد است. به عنوان مثال در ایالت پنسیلوانیای آمریکا به دلیل پایین بودن نفوذپذیری (کمتر از ۵۰ میلی دارسی) و انرژی کم مخزن که ناشی از پایین بودن مقدار گاز طبیعی آزاد است، میزان نفت استخراج شده با روشهای اولیه بین ۵ تا ۲۵ درصد کل نفت بوده است و به همین دلیل در این ایالت روشهای مرحله دوم از سال ۱۹۰۰ شروع شده است.
وقتی مخزن تخلیه شد و ما نتوانستیم نفت را حتی با پمپاژ از مخزن به چاه و از چاه به سطح زمین انتقال دهیم،در این صورت استفاده از روش EOR از نوع بازیافت ثانویه شروع میشود که برای استفاده از این روش، امروزه در دنیا روش تزریق آب مرسوم است. در این روش از چاه تزریقی،آب به مخزن تزریق میشود و از چاه بهره برداری،نفت مورد بهره برداری قرار می گیرد.در این روش،ما با تزریق سیال در سیستم مداخله میکنیم و سیال تزریقی،نفت را به طرف چاه تولیدی هدایت میکند. البته به جای آب،میتوان گاز نیز تزریق کرد که به آن فرایند تزریق گاز می گویند. باید توجه داشت که استفاده از این دو روش تزریقی با تزریق آب یا گازی که به منظور حفظ و نگهداری فشار مخزن انجام میگیرد متفاوت است. چرا که در تزریق آب و گاز برای حفظ فشار مخزن، سیال تزریقی باعث حرکت نفت نمی شود،بلکه از افت سریع فشار مخزن در اثر بهره برداری جلوگیری می کند.
در حالت ثانویه برداشت زمانی فرا میرسد که، ما ضمن تزریق آب به مخزن،در چاه تولیدی با تولید آب مواجه می شویم. در این حالت، چون نسبت آب به نفت زیاد میشود و تولید در این صورت بازده اقتصادی ندارد،باید از روش دیگر برای افزایش برداشت بهره بگیریم.اگر تزریق آب را متوقف کنیم و از فرایند های دیگری نظیر تزریق گاز CO2 استفاده کنیم. از روشهای مؤثر در مرحله دوم یکی سیلابزنی آبی و دیگری سیلابزنی گازی یا تزریق گاز است.
در روش سیلابزنی آبی، آب با فشار زیاد در چاههای اطراف چاه تولید نفت وارد مخزن شده و نیروی محرکه لازم رای استخراج نفت را به وجود می آورد.معمولا در اطراف هر چاه نفت چهار چاه برای تزریق آب وجود دارد. در روش سیلابزنی گازی، گاز (مانند گاز طبیعی ) با فشار زیاد به جای آب وارد مخزن شده و نفت را به طرف چاه خروجی به جریان می اندازد. در کشور ونزوئلا حدود ۵۰% گاز طبیعی تولید شده دوباره به چاههای نفت برای استخراج در مرحله دوم برگردانده می شود. نحوه تزریق گاز شبیه تزریق آب به صورت چاههای پنجگانه است. در مواردی که گرانروی نفت خیلی بالا باشد از تزریق بخار آب برای استخراج مرحله دوم استفاده میشود. تزریق بخار آب، دما را افزایش و گرانروی را کاهش میدهد. در این روش که از بخار آب به جای آب استفاده میشود، با کاهش گرانروی نفت، جریان آن راحت تر صورت گرفته و سرعت تولید بالا می رود.
پس از استخراج به کمک روشهای مرحله دوم هنوز هم حدود ۳۰ الی ۵۰ درصد نفت میتواند به صورت اسنخراج نشده در مخزن باقی بماند. در اینجاست که استخراج نفت به کمک روش مرحله سوم صورت گیرد. یکی از روشهای مرحله سوم، تزریق محلول مایسلار (micellar solution) است که پس از تزریق آن، محلولهای پلیمری به عنوان محلولهای بافر به چاه تزریق می شود. در آمریکا ممکن است روشهای استفاده از محلولهای مایسلار تا ۵۰ درصد کل روشهای مرحله سوم را شامل شود. محلول مایسلار مخلوطی از آب، مواد فعال سطحی، نفت و نمک است. در روشهای جدید تهیه محلول مایسلار ، نفت، نمک و مواد کمکی فعال سطحی حذف گردیده اند. محلولهای مایسلار نیروی تنش سطحی بین آب و نفت را تا حدود dyne/cm 001/0 یا کمتر از آن کاهش میدهد.
گرانروی محلول پلیمری حدود ۲ تا ۵ برابر گرانروی نفـــــــــــت است. غلظت پلیمر حدود ppm1000 می باشد. در حال حاضر از پلی اکریمید ها و زیست پلیمر ها به عنوان پلیمر در محلول بافر استفاده می شود. مواد فعال سطحی معمولا سولفوناتهای نفتی سدیم هستند و از لحاظ خواص و ساختار شیمیایی شبیه شوینده ها می باشند. از الکلها برای مواد کمکی فعال سطحی استفاده می شود.هزینه تهیه محلولهای مایسلار برای تولید هر بشکه نفت در سال ۱۹۷۵ حدود ۵/۱ دلار آمریکا بوده است.
یکی دیگر از روشهای مرحله سوم، روش احتراق زیر زمینی است. طی این روش اکسیژن موجود در هوا در زیر زمین با هیدروکربنها می سوزد و مقداری انری و گاز تولید شده، فشار مخزن بالا میرود.گرما همچنین گرانروی را کاهش داده و جریان نفت راحتتر صورت میگیرد. یک روش دیگر مرحله سوم که اخیرا مورد توجه قرار گرفته است، روش تزریق گاز کربن دی اکسید می باشد که جزئی از روش جابجایی امتزاج پذیر است. گاز کربن دی اکسید بسیار ارزان بوده، در نفت نیز حل میشودو گرانروی ان را کاهش می دهد.از روشهای دیگر مررحله سوم انفجار های هسته ای در زیر زمین است که این انفجار ها شکاف مصنوعی در سنگها به وجود می آورد و جریان نفت را ساده تر میکند. به این گونه فراینـــــد ها، مرحله سوم برداشت نف‍ــت (Tertiary Oil Recovery) می گویند.
گفتنی است که مراحل برداشت نفت را به گونه ای دیگر میتوان تقسیم بندی کرد، یعنی به جای اینکه بگوئیم مرحله اول،دوم یا سوم، می توانیم بگوییم Primary Recovery ، مرحـله Improved Oil Recovery یا IOR و مرحله EOR یا Enhanced Oil Recovery.
برداشت بهبود یافته یا IOR فرایندی است که برای تعدیل کردن تکنولوژی های مورد استفاده برای افزایش برداشت بکار میرود. حال این فرایند می تواند در مرحله اول تولید انجام شود یا در مراحل دوم و سوم. تکنولوژی هایی چون حفاری افقی یا مشبک کاری انتخابی و یا تزریق ژل در جا (Insitu gelation) از نوع IOR میباشند.
بنابراین در IOR فرایند تولیـد عوض نمیشود، بلکه تکنولوژی به گونه ای تعدیل می شود که با همان فرایند قبلی،نفت بیشتری از مخزن تولید می گردد. در حالی که ازدیاد برداشت یا EOR به فرایندی اطلاق می شود که در آن سعی میشود تا میزان درصد اشباع نفت باقیمانده تا آنجا که ممکن است پایین بیاید و نفت باقیمانده در مخزن به حداقل ممکن برسد. فرایند هایی چون سیلابزنی شیمیایی، تزریق CO2 و احتراق درجا از این قبیل میباشند. بعد از عملیات تزریق آب میتوان فرایند را تغییر داد. روش دیگری این است که عملیات تزریق آب را تعدیل کنیم. بدین منظور در لایه های با خاصیت گذر دهی متفاوت، آب وارد لایه های با خاصیت گذردهی بالا شده و به سمت چاه تولیدی هدایت میگردد، لذا باید کاری کرد که این لایه ها بسته شوند. این کار با تزریق ژل در لایه های مورد نظر صورت می گیرد.فرایند جابه جایی امتزاجی (Miscible Displacement) به معنی بازیافت نفت به وسیله تزریق ماده ای است که با نفت قابل امتزاج باشد. در جابه جایی مذکور سطح تماس نفت و ماده تزریق شده از بین می رود و جابه جایی بصورت حرکت تک فازی انجام میشود. در صورتی که شرایط از هر لحاظ برای امتزاج ماده تزریق شده و نفت فراهم باشدبازیافت چنین فرایندی در مناطق جاروب شده ۱۰۰% میباشد.
گاز تزریقی دارای ویسکوزیته کمتر نسبت به نفت مخزن است و در نتیجه تحرک بیشتری نسبت به آن دارد.این خاصیت گاز تزریقی،یکی از دلایل امکان امتزاج آن با نفت مخزن است، زیرا تحرک زیاد گاز نسبت به نفت باعث می شود که گاز در مراحل مختلفی با نفت تماس پیدا کرده و در نهایت حالت امتـزاج بین نفت مخزن و گاز تزریقی حاصل آید.
مسئله ای که از تحرک زیــاد گاز ناشی می شود این است که گاز تمایل به Fingering و Channeling پیدا میکند و در نتیجه مناطقی از مخزن به وسیله گاز جاروب نمی گردد و لذا این امر باعث پایین آمدن Recovery Factor در جابه جایی امتزاجی میشود.

وابسپارش گرمایی…نفت

وابسپارش گرمایی رویه‌ای برای تبدیل مواد آلی پیچیده به نفت خام سبک است. این رویه تقلیدی از جریان طبیعی زمین‌شناختی است که در ساخت سوخت فسیلی اتفاق می‌افتد. در فشار و گرمای زیاد زنجیره‌های بلند بسپار هیدرو‌ژن، اکسیژن، و کربن متلاشی شده و به شکل زنجیره‌های کوتاه ترکیبات هیدروکربن با بیشینهٔ ۱۸ کربن درمی‌آیند.
از فوریه ۲۰۰۵ کارخانه‌ای آزمایشی در ایالت میسوری امریکا با استفاده از زائدات بوقلمون روزانه ۴۰۰ بشکه نفت خام سبک تولید می‌کند. هزینهٔ تمام شده ۸۰ دلار برای هر بشکه گزارش شده است. این هزینه برای موادی که دارای کربن بیشتری باشند، مانند بطری‌های پلاستیکی، کمتر خواهد بود.
نفت مایعی غلیظ و افروختنی به رنگ قهوه‌ای سیر یا سبز تیره است که در لایه‌های بالایی بخش‌هایی از پوسته کره زمین یافت می‌شود. نفت شامل آمیزه پیچیده‌ای از هیدروکربن‌هایی گوناگون است. بیشتر این هیدروکربن‌ها از زنجیره آلکان هستند ولی ممکن است از دید ظاهر، ترکیب یا خلوص تفاوت‌های زیادی داشته باشند. ریشه واژه نفت از واژه اوستایی «نافتا» است. در برخی منابع قدیمی به صورت نفط نیز آمده است. نفت از باقی مانده حیوانات وگیاهانی که میلیونها سال قبل از محیط دریا (آب)،قبل از دایناسور ها زندگی می کردند ،تشکیل شده است .در طی سالها ،باقی مانده ها توسط لپه های گل پوشیده شده است .گرما وفشار این لپه ها به این باقی مانده ها کمک کرد تا به چیزی تبدیل شوند که ما امروزه نفت خام می دانیم . نفت ها از کجا آمده است؟ نفت خام ،یک مایع زرد تا سیاه ،بودار می باشد ،معمولا در نواحی زیر زمینی که مخازن نامیده می شود ،یافت می شود .دانشمندان و مهندسان یک منطقه انتخاب شده تا مطالعه نمونه های سنگی زمین را مورد استخراج قرار می دهد .اندازه گیریها انجام می شود واگر مکان از لحاظ نفتی مکان موفقیت آمیزی باشد ،حفاری آغاز می شود .بالای چاه ساختاری که (گل)نامیده می شود ،برای جا دادن وسایل ولوله ها ی مورد استفاده در چاه ساخته می شود .زمانی که حفاری تمام می شود ،چاه حفر شده یک جریان ثابتی از نفت را به سطح زمین خواهد آورد .

مشتقات غیر هیدروکربنی نفت

مشتقات غیر هیدروکربنی نفت خام ، معمولا شامل ترکیبات گوگرددار ، اکسیژن‌دار و ازت‌دار می‌باشد. نوع این مشتقات در نفت خام در نوع خود پالایش نفت نیز موثر می‌باشد. درصد این ترکیبات در نفت زیاد نیست. ترکیبات اکسیژن‌دار و گوگرددار ، تقریبا ۲% نفت خام را شامل می‌شود. البته این درصد قابل تغییر است. این ترکیبات ، بیشتر در برشهای سنگین یافت می‌شوند و بنابراین حائز اهمیت می‌باشند.

ترکیبات گوگرددار
عملا کلیه نفتهای شناخته شده ، دارای گوگرد هستند. نفتهای بدست آمده از آمریکای جنوبی و خاورمیانه و خاور نزدیک بطور متوسط دارای گوگرد بیشتری است. در نفتهای خام ایران، در حد گوگرد استخراج شده از ۱،۲۲% در نفت هفت گل تا ۲،۴۶% در نفت خارک تغییر می‌نماید. نفتهای اروپای شرقی ، خاور دور ، هند ، پاکستان و برمه بطور متوسط از نفتهای خام سایر نقاط ، کم گوگردتر است.
نسبت درصد گوگرد زیاد در اکثر فرآورده‌های نفتی ، مضر است و حذف یا تبدیل آنها به مواد بی ضرر ، قسمتهای مهم کار پالایشگاه‌ها را تشکیل می‌دهد. وجود ترکیبات گوگردی در بنزین ، به علت خورندگی که در قسمتهای موتور ایجاد می‌نماید، مضر تشخیص داده شده است و مخصوصا در شرایط زمستانی به علت جمع شدن SO2 محلول در آب که در نتیجه احتراق بدست می آید، در محوطه میل لنگ موجب خورندگی بسیار می‌شود. به علاوه هرکاپتانهای محلول در مواد نفتی ، مستقیما در مجاورت هوا موجب خورندگی مس و برنج می‌شود. هرکاپتانها همچنین تاثیر نامطلوبی روی حساسیت سرب و ثبات رنگ فرآورده‌ها دارد. گوگرد آزاد در صورتی که وجود داشته باشد، خورنده است. سولفورها ، دی‌سولفورها و تیوفنها ، کمتر خورنده هستند؛ اما موجب کم شدن عدد اکتان در مجاورت تترااتیل سرب می‌شوند.
قسمت اعظم SH2 در موقع تقطیر نفت در درجات حرارت ۳۳۰ و ۴۰۰ درجه فارنهایت از نفت خارج می‌شود.

ترکیبات اکسیژن‌دار
این ترکیبات ۲% ترکیبات نفتی را شامل می‌شوند و تا ۸% افزایش می‌یابند. برخلاف ترکیبات گوگردار ، ترکیبات اکسیژن‌دار مانند اسیدهای نفتنیک ، در صنعت کاربرد دارند. از نظر اینکه اولین اسیدهای حاصله از نفت ، از مشتقات مونوسیکلوپارافینها (نفتنها) بوده‌اند، آنها را اسیدهای نفتنیک نام نهاده‌اند. علاوه بر اسیدهای نفتنیک ، اسیدهای آلیفاتیک نیز در نفت دیده شده‌اند. وجود فنلها در چکیده‌های کراکینگ ثابت شده و مقدار ناچیزی نیز در بنزین خام مشاهده شده است. به این جهت به نظر می‌رسد که فنلها در نفت خام وجود داشته باشند. به جز اسیدهای نفتنیک و ترکیبات فنلی ، استرها ، انیدریدها ، الکلها و ستنها و آلدئیدها در نفت مشاهده شده‌اند.
تهیه اسیدهای نفتنیک از نفت ، اهمیت تجارتی پیدا کرده و تولید سالانه به شدت افزایش یافته است. این اسیدها به شکل املاح فلزی خود مصرف می‌شوند. نفتناتهای سرب اهمیت زیادی دارند؛ زیرا به عنوان روغنهای مقاوم (در برابر فشار) و خشک کننده رنگها همراه با نفتنناتهای کبالت و منگنز مصرف می‌شوند. نفتناتهای مس به عنوان محافظ چوب و در ساختمان رنگهای مختلف مورد استفاده قرار می‌گیرند. املاح دیگر در گریسها به منظور تهیه گریس مقاوم در مقابل اکسیژن مصرف می‌شوند.

ترکیبات نیتروژن‌دار یا ازت‌دار
ترکیبات نیتروژن‌دار ، ۵۰% ترکیبات نفت را شامل می‌شوند. (نیتروژن به عنون عامل مسموم کننده کاتالیست در شکستن کاتالسیت‌ها می‌باشد.) در بعضی از نفتها ، نیتروژن وجود ندارد. با وجود مقدار کم ازت در نفت این درصد اهمیت زیادی در پالایشگاه‌ها پیدا می‌کند، زیرا ترکیبات نیتروژن‌دار را عامل اصلی مسموم کننده کاتالیزور در دستگاههای کراکینگ کاتالسیتی می‌دانند و نیز تشکیل صمغ را در موقع استفاده از بعضی فرآورده‌ها از قبیل سوختها ، به ترکیبات ازت‌دار نسبت می‌دهند.
ترکیبات ازت‌دار نفت را به دو گروه قلیایی و قلیایی خاکی تقسیم کرده‌اند. این تقسیم بندی ، بر مبنای قابلیت ترکیب این مواد با محلول اسید پرکلریک و اسید استیک قرار دارد. از ترکیبات ازت‌دار موجود در چکیده‌های حاصل از دستگاه تقطیر ، ۲۵ الی ۳۵ درصد جزو گروه قلیایی است. ترکیبات ازت‌دار گروه قلیایی به سادگی از نفت جدا می‌شوند و به این سبب تحقیقات زیادی روی آنها صورت گرفته است. مشتقات پیریدین و کینولین تنها ترکیبات ازت‌دار گروه قلیایی است که در محصولات سبک حاصل از دستگاه کراکینگ وجود دارد. از گروه قلیایی می‌توانیم از پیریدین‌ها ، کینولین‌ها ، آمین‌ها ، اندولینها و هگزا هیدرو کربازولها نام ببریم. از گروههای غیر قلیایی می‌توانیم از پیرولها ، اندولها و کربازولها نام ببریم.

ترکیبات فلزدار
در نفت ، علاوه بر ترکیبات مذکور ترکیبات فلزدار هم وجود دارد. در شیمی آلی با این عملکرد روبرو هستیم که برای مطالعه وجود ترکیبات معدنی در ترکیبات آلی معمولا از خاکستر ترکیبات آلی استفاده می‌شود. در مورد ترکیبات نفتی نیز خاکستر آنها استفاده می‌شود.
مقدار خاکستر یک نفت خام معمولی در حدود ۰/۰۱ تا ۰/۰۵ درصد وزنی می‌باشد. گر چه بعضی از ترکیبات فلزدار ممکن است واقعا مواد محلول در نفت باشد، اما قسمت اعظم آن را موادی تشکیل می‌دهد که یا در آبهای معلق در نفت خام محلول هستند و یا مربوط به مواد جامد معدنی‌اند که به شکل ذرات ریز در نفت خام پراکنده است. نتیجه تجزیه تعدادی از نفت خامهای مختلف ، وجود ترکیبات وانادیم (۲۳۳ppm) ، نیکل (۹۷ppm) ، آهن (۳۱ppm) ، مس (۱/۱ppm) ، روی ، کلسیم ، منیزیم ، سرب و … را ثابت نموده است.

مشتقات غیر هیدروکربنی نفت

مشتقات غیر هیدروکربنی نفت

مشتقات غیر هیدروکربنی نفت خام ، معمولا شامل ترکیبات گوگرددار ، اکسیژن‌دار و ازت‌دار می‌باشد. نوع این مشتقات در نفت خام در نوع خود پالایش نفت نیز موثر می‌باشد. درصد این ترکیبات در نفت زیاد نیست. ترکیبات اکسیژن‌دار و گوگرددار ، تقریبا ۲% نفت خام را شامل می‌شود. البته این درصد قابل تغییر است. این ترکیبات ، بیشتر در برشهای سنگین یافت می‌شوند و بنابراین حائز اهمیت می‌باشند.

ترکیبات گوگرددار
عملا کلیه نفتهای شناخته شده ، دارای گوگرد هستند. نفتهای بدست آمده از آمریکای جنوبی و خاورمیانه و خاور نزدیک بطور متوسط دارای گوگرد بیشتری است. در نفتهای خام ایران، در حد گوگرد استخراج شده از ۱،۲۲% در نفت هفت گل تا ۲،۴۶% در نفت خارک تغییر می‌نماید. نفتهای اروپای شرقی ، خاور دور ، هند ، پاکستان و برمه بطور متوسط از نفتهای خام سایر نقاط ، کم گوگردتر است.
نسبت درصد گوگرد زیاد در اکثر فرآورده‌های نفتی ، مضر است و حذف یا تبدیل آنها به مواد بی ضرر ، قسمتهای مهم کار پالایشگاه‌ها را تشکیل می‌دهد. وجود ترکیبات گوگردی در بنزین ، به علت خورندگی که در قسمتهای موتور ایجاد می‌نماید، مضر تشخیص داده شده است و مخصوصا در شرایط زمستانی به علت جمع شدن SO2 محلول در آب که در نتیجه احتراق بدست می آید، در محوطه میل لنگ موجب خورندگی بسیار می‌شود. به علاوه هرکاپتانهای محلول در مواد نفتی ، مستقیما در مجاورت هوا موجب خورندگی مس و برنج می‌شود. هرکاپتانها همچنین تاثیر نامطلوبی روی حساسیت سرب و ثبات رنگ فرآورده‌ها دارد. گوگرد آزاد در صورتی که وجود داشته باشد، خورنده است. سولفورها ، دی‌سولفورها و تیوفنها ، کمتر خورنده هستند؛ اما موجب کم شدن عدد اکتان در مجاورت تترااتیل سرب می‌شوند.
قسمت اعظم SH2 در موقع تقطیر نفت در درجات حرارت ۳۳۰ و ۴۰۰ درجه فارنهایت از نفت خارج می‌شود.

ترکیبات اکسیژن‌دار
این ترکیبات ۲% ترکیبات نفتی را شامل می‌شوند و تا ۸% افزایش می‌یابند. برخلاف ترکیبات گوگردار ، ترکیبات اکسیژن‌دار مانند اسیدهای نفتنیک ، در صنعت کاربرد دارند. از نظر اینکه اولین اسیدهای حاصله از نفت ، از مشتقات مونوسیکلوپارافینها (نفتنها) بوده‌اند، آنها را اسیدهای نفتنیک نام نهاده‌اند. علاوه بر اسیدهای نفتنیک ، اسیدهای آلیفاتیک نیز در نفت دیده شده‌اند. وجود فنلها در چکیده‌های کراکینگ ثابت شده و مقدار ناچیزی نیز در بنزین خام مشاهده شده است. به این جهت به نظر می‌رسد که فنلها در نفت خام وجود داشته باشند. به جز اسیدهای نفتنیک و ترکیبات فنلی ، استرها ، انیدریدها ، الکلها و ستنها و آلدئیدها در نفت مشاهده شده‌اند.
تهیه اسیدهای نفتنیک از نفت ، اهمیت تجارتی پیدا کرده و تولید سالانه به شدت افزایش یافته است. این اسیدها به شکل املاح فلزی خود مصرف می‌شوند. نفتناتهای سرب اهمیت زیادی دارند؛ زیرا به عنوان روغنهای مقاوم (در برابر فشار) و خشک کننده رنگها همراه با نفتنناتهای کبالت و منگنز مصرف می‌شوند. نفتناتهای مس به عنوان محافظ چوب و در ساختمان رنگهای مختلف مورد استفاده قرار می‌گیرند. املاح دیگر در گریسها به منظور تهیه گریس مقاوم در مقابل اکسیژن مصرف می‌شوند.

ترکیبات نیتروژن‌دار یا ازت‌دار
ترکیبات نیتروژن‌دار ، ۵۰% ترکیبات نفت را شامل می‌شوند. (نیتروژن به عنون عامل مسموم کننده کاتالیست در شکستن کاتالسیت‌ها می‌باشد.) در بعضی از نفتها ، نیتروژن وجود ندارد. با وجود مقدار کم ازت در نفت این درصد اهمیت زیادی در پالایشگاه‌ها پیدا می‌کند، زیرا ترکیبات نیتروژن‌دار را عامل اصلی مسموم کننده کاتالیزور در دستگاههای کراکینگ کاتالسیتی می‌دانند و نیز تشکیل صمغ را در موقع استفاده از بعضی فرآورده‌ها از قبیل سوختها ، به ترکیبات ازت‌دار نسبت می‌دهند.
ترکیبات ازت‌دار نفت را به دو گروه قلیایی و قلیایی خاکی تقسیم کرده‌اند. این تقسیم بندی ، بر مبنای قابلیت ترکیب این مواد با محلول اسید پرکلریک و اسید استیک قرار دارد. از ترکیبات ازت‌دار موجود در چکیده‌های حاصل از دستگاه تقطیر ، ۲۵ الی ۳۵ درصد جزو گروه قلیایی است. ترکیبات ازت‌دار گروه قلیایی به سادگی از نفت جدا می‌شوند و به این سبب تحقیقات زیادی روی آنها صورت گرفته است. مشتقات پیریدین و کینولین تنها ترکیبات ازت‌دار گروه قلیایی است که در محصولات سبک حاصل از دستگاه کراکینگ وجود دارد. از گروه قلیایی می‌توانیم از پیریدین‌ها ، کینولین‌ها ، آمین‌ها ، اندولینها و هگزا هیدرو کربازولها نام ببریم. از گروههای غیر قلیایی می‌توانیم از پیرولها ، اندولها و کربازولها نام ببریم.

ترکیبات فلزدار
در نفت ، علاوه بر ترکیبات مذکور ترکیبات فلزدار هم وجود دارد. در شیمی آلی با این عملکرد روبرو هستیم که برای مطالعه وجود ترکیبات معدنی در ترکیبات آلی معمولا از خاکستر ترکیبات آلی استفاده می‌شود. در مورد ترکیبات نفتی نیز خاکستر آنها استفاده می‌شود.
مقدار خاکستر یک نفت خام معمولی در حدود ۰/۰۱ تا ۰/۰۵ درصد وزنی می‌باشد. گر چه بعضی از ترکیبات فلزدار ممکن است واقعا مواد محلول در نفت باشد، اما قسمت اعظم آن را موادی تشکیل می‌دهد که یا در آبهای معلق در نفت خام محلول هستند و یا مربوط به مواد جامد معدنی‌اند که به شکل ذرات ریز در نفت خام پراکنده است. نتیجه تجزیه تعدادی از نفت خامهای مختلف ، وجود ترکیبات وانادیم (۲۳۳ppm) ، نیکل (۹۷ppm) ، آهن (۳۱ppm) ، مس (۱/۱ppm) ، روی ، کلسیم ، منیزیم ، سرب و … را ثابت نموده است