[ طراحی پالایشگاه گاز ]

جینگیلبرت

کاربر حرفه ای
کاربر ممتاز
باشه من اين كارو ميكنم اگه يكم طول كشيد ببخشيد چون من با نرم افزار ويزيو كار نكردم انجامش دادم خبر ميدم.يه سوال ديگه هم داشتم حالا من براي پروزه درس مدلسازي و شبيه سازي بايد به استاد موضوع بگم و تا اخر ابان ماه بايد مدلش كنم و پروزه رو ارايه بدم ميتونم اين كارو تا اخر ابان انجام بدم كه موضوع رو به استادم بگم؟

فعلا ویزیو را تهیه کنید نصب کنید با ان یاد بگیرید
کار با ان مثل کار با نرم افزار ورد و حتی اسان تر از ان است.

در مورد مدلسازی من از دوستانم کمک میگیرم مدل سازی هم میکنیم
شاید هم کسی بود که یک مدل را قبلا انجام داده باشد ان را تغییر میدهیم و تحویل میدهید.

شما دقیقا باید کار طراحی انجام بدهید یا شبیه سازی یا مدلسازی؟

طراحی با همین ویزیو و نرم افزارهای مشابه مانند اتوکد قابل انجام است
مدل سازی با نرم افزارهای ریاضی مانند متلب قابل انجام است.
شبیه سازی با نرم افزار هایسیس یا اسپن انجام میشود.

بسته به حجم کار و اینکه میخواهید طراحی کنید یا مدل سازی کنید یا شبیه سازی کنید جواب سوال شما فرق میکند
اگر بدانم کدام یک را میخواهید به استاد ارائه بدهید روی آن تمرکز میکنیم.
 

petroshimiuut

عضو جدید
فعلا ویزیو را تهیه کنید نصب کنید با ان یاد بگیرید
کار با ان مثل کار با نرم افزار ورد و حتی اسان تر از ان است.

در مورد مدلسازی من از دوستانم کمک میگیرم مدل سازی هم میکنیم
شاید هم کسی بود که یک مدل را قبلا انجام داده باشد ان را تغییر میدهیم و تحویل میدهید.

شما دقیقا باید کار طراحی انجام بدهید یا شبیه سازی یا مدلسازی؟

طراحی با همین ویزیو و نرم افزارهای مشابه مانند اتوکد قابل انجام است
مدل سازی با نرم افزارهای ریاضی مانند متلب قابل انجام است.
شبیه سازی با نرم افزار هایسیس یا اسپن انجام میشود.

بسته به حجم کار و اینکه میخواهید طراحی کنید یا مدل سازی کنید یا شبیه سازی کنید جواب سوال شما فرق میکند
اگر بدانم کدام یک را میخواهید به استاد ارائه بدهید روی آن تمرکز میکنیم.
چيزي كه استادم ميخاد مدلسازي هست مثلا روي يك فرايند مثل تقطير چند تا مقاله بخونم و در مورد خود فرايند و روابط رياضيش يه پروزه اماده كنم گفته استادم اگر خودتون موضوع انتخاب نكنين من خودم ميگم رو چه موضوعي كار كنين واسه همينه من ميخام من يه موضوع خودم كار كنم كه بعداهم به دردم بخوره نميخام كپي باشه.حالا ميتونم تا اخر ابان همين پالايشگاه گاز رو مدلسازي كنم و ارايه بدم؟چون بايد به استادم بگم ببينم قبول ميكنن يا نه
 

جینگیلبرت

کاربر حرفه ای
کاربر ممتاز
چيزي كه استادم ميخاد مدلسازي هست مثلا روي يك فرايند مثل تقطير چند تا مقاله بخونم و در مورد خود فرايند و روابط رياضيش يه پروزه اماده كنم گفته استادم اگر خودتون موضوع انتخاب نكنين من خودم ميگم رو چه موضوعي كار كنين واسه همينه من ميخام من يه موضوع خودم كار كنم كه بعداهم به دردم بخوره نميخام كپي باشه.حالا ميتونم تا اخر ابان همين پالايشگاه گاز رو مدلسازي كنم و ارايه بدم؟چون بايد به استادم بگم ببينم قبول ميكنن يا نه

خوب مدلسازی یه کم کارش زیاده فکر نمیکنم بتونید توی این مدت کل پالایشگاه را مدل سازی کنید
پیشنهاد میکنم یک واحد یا یک فرایند که در پستهای قبلی آوردم را انتخاب کنید و روی ان کار کنید
مثلا مدل سازی واحد گوگرد زدائی که بعضی از دوستان توی این سایت پایان نامه ارشدشان را حتی روی ان کار کرده اند.
هر کدام از موارد ذکر شده را انتخاب کنید تا حدی که از دستم بر بیاد سعی میکنم کمک کنم
مدلسازی بیشتر کار ریاضی و محاسباتی است که با متلب بهتر میشه نتیجه گرفت
باز به نظر من از استادتون کمک بگیرین و باهاش مشورت کنین بهتر هست چون ممکنه وقت بزارید بعد اون قبول نکنه
اگر بحث طراحی بود سریعتر و بهتر میشد کار کرد
اما مدلسازی وقت زیادی میخواد و به نظر من نباید وقتتان را روی طراحی و مسائل حاشیه ای تلف کنید مستقیم یک بخش را شروع و انجام بدهید
حتی میتوانید یک واحد تصفیه آب را مدلسازی کنید.
 

petroshimiuut

عضو جدید
خوب مدلسازی یه کم کارش زیاده فکر نمیکنم بتونید توی این مدت کل پالایشگاه را مدل سازی کنید
پیشنهاد میکنم یک واحد یا یک فرایند که در پستهای قبلی آوردم را انتخاب کنید و روی ان کار کنید
مثلا مدل سازی واحد گوگرد زدائی که بعضی از دوستان توی این سایت پایان نامه ارشدشان را حتی روی ان کار کرده اند.
هر کدام از موارد ذکر شده را انتخاب کنید تا حدی که از دستم بر بیاد سعی میکنم کمک کنم
مدلسازی بیشتر کار ریاضی و محاسباتی است که با متلب بهتر میشه نتیجه گرفت
باز به نظر من از استادتون کمک بگیرین و باهاش مشورت کنین بهتر هست چون ممکنه وقت بزارید بعد اون قبول نکنه
اگر بحث طراحی بود سریعتر و بهتر میشد کار کرد
اما مدلسازی وقت زیادی میخواد و به نظر من نباید وقتتان را روی طراحی و مسائل حاشیه ای تلف کنید مستقیم یک بخش را شروع و انجام بدهید
حتی میتوانید یک واحد تصفیه آب را مدلسازی کنید.
پس منتظر ميمونم كه خود استاد يه موضوع انتخاب كنن بعد روي اون كار ميكنم اگه مشكلي بود حتما از شما كمك ميگيرم ممنون
 

جینگیلبرت

کاربر حرفه ای
کاربر ممتاز

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 کاندنسی
به 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 جت
نفت 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 دیزل
پایه 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.


حلال‌ها
حلال‌های 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 گازی
مایعات 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


 

petroshimiuut

عضو جدید

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 کاندنسی
به 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 جت
نفت 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 دیزل
پایه 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.


حلال‌ها
حلال‌های 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 گازی
مایعات 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


سلام
من براي پروژه درس مدلسازي و شبيه سازي يايد در مورد مدلسازي واحد اولفين پتروشيمي كار كنم البته اولفين سبك .ممنون ميشم كمكم كنين كه بايد از كجا شروع كنم و از چه سايت هايي ميتونم مقاله بگيرم؟
 

practical

عضو جدید
سلام
من براي پروژه درس مدلسازي و شبيه سازي يايد در مورد مدلسازي واحد اولفين پتروشيمي كار كنم البته اولفين سبك .ممنون ميشم كمكم كنين كه بايد از كجا شروع كنم و از چه سايت هايي ميتونم مقاله بگيرم؟
با سلام.

تمام سایت های علمی و تخصصی مقالاتی در این زمینه دارند. اما ساینس دایرکت و بعد از آن وایلی مقالات بیشتری در این زمینه به شما می دهند. البته محدوده موضوع مقالات خیلی گسترده است. فرقی نمی کند که اولفین سبک باشد یا سنگین چرا که مدل سازی کل فرایند کاری طاقت فرسا و بزرگ است. باید فرایندتان را به قسمت خاصی محدود کنید. مثلاً فقط بخش کوچکی از سیستم جداسازی یا بخش واکنش. با این وجود مدلسازی و شبیه سازی همان بخش ها هم معمولاً بیش از یک ترم تحصیلی زمان می برد.

در هر صورت کارهای خوبی در این زمینه صورت گرفته که عمدتاً تمرکزشان راکتورهای این فرایند و تا حدی قسمت سردسازی بوده است. نمونه هایی از مدلسازی و شبیه سازی حالت پایای این فرایند را در لینک های زیر می توانید ببینید.


موفق باشید.
 
  • Like
واکنش ها: hec

petroshimiuut

عضو جدید
با سلام.

تمام سایت های علمی و تخصصی مقالاتی در این زمینه دارند. اما ساینس دایرکت و بعد از آن وایلی مقالات بیشتری در این زمینه به شما می دهند. البته محدوده موضوع مقالات خیلی گسترده است. فرقی نمی کند که اولفین سبک باشد یا سنگین چرا که مدل سازی کل فرایند کاری طاقت فرسا و بزرگ است. باید فرایندتان را به قسمت خاصی محدود کنید. مثلاً فقط بخش کوچکی از سیستم جداسازی یا بخش واکنش. با این وجود مدلسازی و شبیه سازی همان بخش ها هم معمولاً بیش از یک ترم تحصیلی زمان می برد.

در هر صورت کارهای خوبی در این زمینه صورت گرفته که عمدتاً تمرکزشان راکتورهای این فرایند و تا حدی قسمت سردسازی بوده است. نمونه هایی از مدلسازی و شبیه سازی حالت پایای این فرایند را در لینک های زیر می توانید ببینید.


موفق باشید.
ممنون از راهنماييتون
 

جینگیلبرت

کاربر حرفه ای
کاربر ممتاز
واحدهای مختلف یک پالایشگاه گاز و کارکرد آنها

Adsorption مثلا جدا سازی آروماتیکها با این فرایند

Absorption مثلا جدا سازی آب از هیدروکربنها (در فرایند جی تی ال مقدار زیادی آب خالص تولید میشود)

Splitting جداسازی فازهای گاز از مایع مانند جداسازی اتان و متان از نفتا

Stabilization جدا سازی گازهائی مانند دی اکسید کربن و گازهای سنگین و با ثبات سازی جهت ذخیره در مخازن اتمسفریک یا مخازن حمل

Depropanizing جدا سازی پروپان از مایعات هیدروکربنی

Debuthanizing جدا سازی بوتان از مایعات هیدروکربنی

Reforming رفرمینگ نفتا برای تولید بنزین و گازوئیل یا دیزل

Hydrotreating جداسازی ناخالصیهائی مانند گوگرد و فلزات سنگین

Online Quality Control واحد کنترل کیفیت آنلاین

HVAC واحدهای آف سایت مانند سیستم تهویه

Tank Farm مخازن ذخیره سازی
 

جینگیلبرت

کاربر حرفه ای
کاربر ممتاز
بزرگترین پالایشگاه گاز جهان به صورت شناور و بزرگترین شناور دریائی جهان و دومین سازه بزرگ جهان که بشر ساخته است
به قیمت دوازده میلیارد دلار به سفارش شرکت شل و به دست کشتی سازی سامسونگ ساخته شد









 

جینگیلبرت

کاربر حرفه ای
کاربر ممتاز
چرا غولهای نفتی میلیارد ها دلار در بازار غیر جذاب نفتی سرمایه گذاری میکنند؟

مقاله ای از نویسنده هندی سرفراز خان

بخش عمده پروژه های سرمایه گذاری شرکت شل بر روی پروژه های ال ان جی انجام شده که دهها میلیارد دلار میباشد.




Why Oil Majors Are Betting Billions on This Unattractive Market


Sarfaraz is a member of The Motley Fool Blog Network -- entries represent the personal opinion of the blogger and are not formally edited.

Peter Voser, the outgoing CEO of Europe’s leading energy major, Royal Dutch Shell (NYSE: RDS-A), has announced his company’s plans to invest $30 billion in Australia over the next five years. Voser was speaking at the Australian Petroleum Production and Exploration Association conference. However, like other firms operating in the country, Shell is also concerned about rising inflation and increasing costs. In such an environment, the chief executive believes that the government must provide “the right regulatory and tax policies to drive innovation and investment.” Otherwise, Australia could lose about $100 billion in potential investment to other, more business-friendly regions.

Most of Shell’s investment is focused on liquefied natural gas (LNG) projects. Shell is currently partnering with Chevron (NYSE: CVX) and Woodside Petroleum in Australian LNG projects. Shell has a 25% stake in Chevron’s massive $53.8 billion Gorgon LNG project and a 24.3% stake in Woodside Petroleum’s North West Shelf floating LNG venture (FLNG). Besides these two projects, Shell’s other upstream Australian LNG ventures are the Prelude FLNG project, Wheatstone, Browse, Sunrise and Arrow Energy.

The massive Gorgon project is now 60% complete. Chevron will start engineering and designing works for the expansion by the end of current year. At full capacity, Gorgon will pump 15.6 million tonnes of LNG each year. With the expansion, its annual capacity will increase to 20.8 million tons.

The Prelude floating LNG project in Australia, which will convert natural gas to liquid to be exported to the energy-hungry nations of Asia, is expected to be the first international energy project to use liquefied gas technology. When the project was approved in 2011, Shell gave a cost estimate of between $10.8 billion and $12.6 billion. Its Prelude floating gas rig is currently under construction in a South Korean shipyard.

Meanwhile, Woodside and Shell, after mulling abandoning the development of the controversial $45 billion onshore LNG plant at James Price Point, have signed an initial agreement to develop the Browse project, which will focus on floating LNG. The reason for the change is that the FLNG-Browse project is much more economical. Woodside has a 31% stake in Browse, while Shell has 27%. According to analysts’ estimates provided by Platts, the FLNG-focused Browse project would cost up to $36 billion, which makes it nearly three times bigger than Prelude.

While Shell has taken the lead in developing the world’s first FLNG venture, ExxonMobil (NYSE: XOM) is gearing up to develop the world’s biggest FLNG project off Western Australia. According to Australian Environment Department, the company will make a final decision by 2014 or 2015 and the project could start operations between 2020 and 2021. ExxonMobil plans to produce twice as much LNG annually from the venture as compared to Shell’s Prelude project. ExxonMobil has not given any cost estimates, therefore, I believe it is safe to assume that the project would cost the company significantly more than $12.6 billion.

There are uncertainties regarding costs of projects, which could be one of the reasons why ExxonMobil is not revealing the cost estimates.

Australia: Costs boom vs. LNG boom

Although Australia is on track to become one of the biggest producers of LNG in the world, currently, it is not an ideal place for oil and gas exploration.

Generally, the cost of developing an LNG projects are 20% to 30% higher in Australia as compared to other countries. According to the estimates of Bureau of Resource and Energy Economics, Chevron’s Wheatstone project’s capital costs are around $2.9 billion per million tonnes while a similar project in Southern Africa, the Angola LNG project, has capital costs of less than $1.7 billion per million tonnes.

In fact, the Financial Times has identified that it is the most expensive country when it comes to offshore exploration and production. According to the Business Council of Australia, in remote parts of the region, construction wages are between $120 and $200 per hour, significantly above the U.S. Gulf Coast’s average wage of $68 per hour.

The rising cost is the single biggest concern for energy firms operating in Australia. The region's oil and gas workforce represents some of the industry's highest paid workers in the world. A shortage of skilled labor and the strong Australian dollar are the main reasons behind cost blowouts of several LNG projects.

Chevron’s Gorgon budget inflated by 41% to $52 billion. Similarly, in Queensland, the BG Group and Santos have also faced cost blowouts in their LNG ventures while Shell is mulling abandoning its Arrow LNG project. Last year, Santos upped the budget for its Goldstone LNG project by 15% to $18.5 billion while BG’s gas export plant in Queensland has seen its cost estimates rise by 36% to $20.4 billion.

Why Invest in Australia?

The current business environment in Australia for offshore oil and gas development is far from attractive.The Australian government needs to take Voser’s suggestions seriously, particularly since they are coming from the head of a firm that is one of the biggest foreign investors in the country. Even locals, such as Woodside Petroleum, are reluctant to give green signal to their ventures. A friendlier regulatory and taxation environment can allay some of the fears of energy firms that are investing billions in Australia.

However, I believe that despite the financial challenges, oil majors such as Shell, Chevron and ExxonMobil will continue to invest heavily in Australia because of the overwhelming need to constantly find new reserves to remain competitive for the long term.

These companies are even willing to invest billions of dollars in politically challenging regions. For instance, both Shell and ExxonMobil are some of the leading investors in Iraq, which I have highlighted in a previous article. ExxonMobil is even working closely with the volatile semi-autonomous Kurdistan region in Iraq. Similarly, Chevron is betting billions of dollars on Argentina and its oil producer YPF to gain access to world’s second-largest shale oil basin.

Therefore, Shell, Chevron and ExxonMobil are relatively riskier investments now than they were before as they are willing to take on political and financial challenges to bolster their reserve portfolios.

Benefits outweigh risks

There are also considerable potential rewards here as these riskier investments will improve their reserve-replacement ratios, which will ensure that the companies stay competitive for decades to come. Therefore, the benefits outweigh the risks, especially for Shell, which is one of the leading investors in Australia. The Australia region is considerably less challenging and has abundant natural gas reserves as compared to some developing countries. Moreover, there simply aren't that many places left to explore and the oil companies have few options but to hunt for oil in politically or environmentally challenging regions of the world.

Shell, Chevron and ExxonMobil are going to move forward with their LNG development, particularly the more flexible FLNG projects. The companies may delay their final investment decisions or abandon some of the onshore projects but through more business friendly policies, the Australian government can offset the problems coming from higher operational costs.

Even More Premium Stock Picks

Dividend stocks can make you rich. It's as simple as that. While they don't garner the notoriety of high-flying growth stocks, they're also less likely to crash and burn. And over the long term, the compounding effect of the quarterly payouts, as well as their growth, adds up faster than most investors imagine. With this in mind, our analysts sat down to identify the absolute best of the best when it comes to rock-solid dividend stocks, drawing up a list in this free report of nine that fit the bill. To discover the identities of these companies before the rest of the market catches on, you can download this valuable free report by simply clicking here now.


By Sarfaraz Khan - June 25, 2013
http://beta.fool.com/sarfarazis/2013/06/25/shell-waning-attractiveness-of-australias-lng-sect/38091
 

پیرجو

مدیر ارشد
مدیر کل سایت
مدیر ارشد
چرا غولهای نفتی میلیارد ها دلار در بازار غیر جذاب نفتی سرمایه گذاری میکنند؟

مقاله ای از نویسنده هندی سرفراز خان

بخش عمده پروژه های سرمایه گذاری شرکت شل بر روی پروژه های ال ان جی انجام شده که دهها میلیارد دلار میباشد.




Why Oil Majors Are Betting Billions on This Unattractive Market


Sarfaraz is a member of The Motley Fool Blog Network -- entries represent the personal opinion of the blogger and are not formally edited.

Peter Voser, the outgoing CEO of Europe’s leading energy major, Royal Dutch Shell (NYSE: RDS-A), has announced his company’s plans to invest $30 billion in Australia over the next five years. Voser was speaking at the Australian Petroleum Production and Exploration Association conference. However, like other firms operating in the country, Shell is also concerned about rising inflation and increasing costs. In such an environment, the chief executive believes that the government must provide “the right regulatory and tax policies to drive innovation and investment.” Otherwise, Australia could lose about $100 billion in potential investment to other, more business-friendly regions.

Most of Shell’s investment is focused on liquefied natural gas (LNG) projects. Shell is currently partnering with Chevron (NYSE: CVX) and Woodside Petroleum in Australian LNG projects. Shell has a 25% stake in Chevron’s massive $53.8 billion Gorgon LNG project and a 24.3% stake in Woodside Petroleum’s North West Shelf floating LNG venture (FLNG). Besides these two projects, Shell’s other upstream Australian LNG ventures are the Prelude FLNG project, Wheatstone, Browse, Sunrise and Arrow Energy.

The massive Gorgon project is now 60% complete. Chevron will start engineering and designing works for the expansion by the end of current year. At full capacity, Gorgon will pump 15.6 million tonnes of LNG each year. With the expansion, its annual capacity will increase to 20.8 million tons.

The Prelude floating LNG project in Australia, which will convert natural gas to liquid to be exported to the energy-hungry nations of Asia, is expected to be the first international energy project to use liquefied gas technology. When the project was approved in 2011, Shell gave a cost estimate of between $10.8 billion and $12.6 billion. Its Prelude floating gas rig is currently under construction in a South Korean shipyard.

Meanwhile, Woodside and Shell, after mulling abandoning the development of the controversial $45 billion onshore LNG plant at James Price Point, have signed an initial agreement to develop the Browse project, which will focus on floating LNG. The reason for the change is that the FLNG-Browse project is much more economical. Woodside has a 31% stake in Browse, while Shell has 27%. According to analysts’ estimates provided by Platts, the FLNG-focused Browse project would cost up to $36 billion, which makes it nearly three times bigger than Prelude.

While Shell has taken the lead in developing the world’s first FLNG venture, ExxonMobil (NYSE: XOM) is gearing up to develop the world’s biggest FLNG project off Western Australia. According to Australian Environment Department, the company will make a final decision by 2014 or 2015 and the project could start operations between 2020 and 2021. ExxonMobil plans to produce twice as much LNG annually from the venture as compared to Shell’s Prelude project. ExxonMobil has not given any cost estimates, therefore, I believe it is safe to assume that the project would cost the company significantly more than $12.6 billion.

There are uncertainties regarding costs of projects, which could be one of the reasons why ExxonMobil is not revealing the cost estimates.

Australia: Costs boom vs. LNG boom

Although Australia is on track to become one of the biggest producers of LNG in the world, currently, it is not an ideal place for oil and gas exploration.

Generally, the cost of developing an LNG projects are 20% to 30% higher in Australia as compared to other countries. According to the estimates of Bureau of Resource and Energy Economics, Chevron’s Wheatstone project’s capital costs are around $2.9 billion per million tonnes while a similar project in Southern Africa, the Angola LNG project, has capital costs of less than $1.7 billion per million tonnes.

In fact, the Financial Times has identified that it is the most expensive country when it comes to offshore exploration and production. According to the Business Council of Australia, in remote parts of the region, construction wages are between $120 and $200 per hour, significantly above the U.S. Gulf Coast’s average wage of $68 per hour.

The rising cost is the single biggest concern for energy firms operating in Australia. The region's oil and gas workforce represents some of the industry's highest paid workers in the world. A shortage of skilled labor and the strong Australian dollar are the main reasons behind cost blowouts of several LNG projects.

Chevron’s Gorgon budget inflated by 41% to $52 billion. Similarly, in Queensland, the BG Group and Santos have also faced cost blowouts in their LNG ventures while Shell is mulling abandoning its Arrow LNG project. Last year, Santos upped the budget for its Goldstone LNG project by 15% to $18.5 billion while BG’s gas export plant in Queensland has seen its cost estimates rise by 36% to $20.4 billion.

Why Invest in Australia?

The current business environment in Australia for offshore oil and gas development is far from attractive.The Australian government needs to take Voser’s suggestions seriously, particularly since they are coming from the head of a firm that is one of the biggest foreign investors in the country. Even locals, such as Woodside Petroleum, are reluctant to give green signal to their ventures. A friendlier regulatory and taxation environment can allay some of the fears of energy firms that are investing billions in Australia.

However, I believe that despite the financial challenges, oil majors such as Shell, Chevron and ExxonMobil will continue to invest heavily in Australia because of the overwhelming need to constantly find new reserves to remain competitive for the long term.

These companies are even willing to invest billions of dollars in politically challenging regions. For instance, both Shell and ExxonMobil are some of the leading investors in Iraq, which I have highlighted in a previous article. ExxonMobil is even working closely with the volatile semi-autonomous Kurdistan region in Iraq. Similarly, Chevron is betting billions of dollars on Argentina and its oil producer YPF to gain access to world’s second-largest shale oil basin.

Therefore, Shell, Chevron and ExxonMobil are relatively riskier investments now than they were before as they are willing to take on political and financial challenges to bolster their reserve portfolios.

Benefits outweigh risks

There are also considerable potential rewards here as these riskier investments will improve their reserve-replacement ratios, which will ensure that the companies stay competitive for decades to come. Therefore, the benefits outweigh the risks, especially for Shell, which is one of the leading investors in Australia. The Australia region is considerably less challenging and has abundant natural gas reserves as compared to some developing countries. Moreover, there simply aren't that many places left to explore and the oil companies have few options but to hunt for oil in politically or environmentally challenging regions of the world.

Shell, Chevron and ExxonMobil are going to move forward with their LNG development, particularly the more flexible FLNG projects. The companies may delay their final investment decisions or abandon some of the onshore projects but through more business friendly policies, the Australian government can offset the problems coming from higher operational costs.

Even More Premium Stock Picks

Dividend stocks can make you rich. It's as simple as that. While they don't garner the notoriety of high-flying growth stocks, they're also less likely to crash and burn. And over the long term, the compounding effect of the quarterly payouts, as well as their growth, adds up faster than most investors imagine. With this in mind, our analysts sat down to identify the absolute best of the best when it comes to rock-solid dividend stocks, drawing up a list in this free report of nine that fit the bill. To discover the identities of these companies before the rest of the market catches on, you can download this valuable free report by simply clicking here now.


By Sarfaraz Khan - June 25, 2013
http://beta.fool.com/sarfarazis/2013/06/25/shell-waning-attractiveness-of-australias-lng-sect/38091

سلام، لطف کنید ترجمش رو هم بذارید. در غیر اینصورت مطلب شما حذف می گردد.
 

جینگیلبرت

کاربر حرفه ای
کاربر ممتاز
سلام، لطف کنید ترجمش رو هم بذارید. در غیر اینصورت مطلب شما حذف می گردد.


وقتی مقاله را خواندم حالم خراب شد گفتم دیگران نخوانند بهتر است ادم وقتی میخونه میخواد سکته کنه
به خاطر همین ترجمه نکردم ولی حالا که شما دستور میدید ترجمه میکنم اگر کسی سکته کرد به عهده من نیست :D

بزرگترین حوزه گازی جهان پارس جنوبی ایران را با سرمایه گذاریهای استرالیا که چندمین کشور جهان است مقایسه کنید:


توضیح: چون از اعداد اعشاری خوشم نمیاد به صورت تقریبی عددها را ذکر کردم.
و از ترجمه بعضی جملات کم اهمیت خود داری گردید.



Peter Voser, رئیس هیئت مدیره شرکت شل غول انرژی اروپا که در سخنرانی کنفرانس موسسه اکتشاف و بهره برداری نفت استرالیا صحبت میکرد،
اعلام کرده است که این شرکت 30 میلیارد دلار در استرالیا در طول پنج سال آینده سرمایه گذاری خواهد کرد.

این شرکت مانند تمامی شرکتها نگران افزایش تورم و افزایش هزینه ها است.
در چنین شرایطی رئیس هیئت مدیره این شرکت باور دارد که دولت استرالیا باید نظارت مناسبی اتخاذ نموده و در سیاست مالیاتی تجدید نظر کند تا بتواند خلاقیت
و سرمایه گذاری را به سمت خود هدایت نماید.

در غیر این صورت کشور استرالیا 100 میلیارد دلار فرصت سرمایه گذاری را به نفع سایر مناطق رقیب مانند خاورمیانه و آفریقا و اسیای جنوب شرقی و قفقاز از دست خواهد داد
و 100 میلیارد دلار از سرمایه ها به سوی سایر مناطق حرکت خواهند کرد.

بخش عمده سرمایه گذاری شل در ال ان جی یا گاز طبیعی مایع شده متمرکز شده است.
شل در حال حاضر با شرکت چورون آمریکا، chevron و شرکت Woodside Petroleum در پروژه های گاز طبیعی مایع شده یا ال ان جی شراکت کرده است.

شرکت شل حدود 25% سهام پروژه 53 میلیارد دلاری عظیم گورگون
و 24% پروژه پالایشگاه گاز شناور Woodside Petroleum را در اختیار دارد.

در کنار این پروژه ها شرکت شل در پروژه های سرمایه گذاری بالادستی گاز طبیعی مایع شده استرالیا
همچون Prelude FLNG project, Wheatstone, Browse, Sunrise, Arrow Energy
نیز سرمایه گذاری نموده است.

پروژه عظیم گورگون هم اکنون 60% پیشرفت فیزیکی دارد. شرکت چورون تا اواخر امسال عملیات طراحی و مهندسی فاز توسعه این پروژه را آغاز خواهد کرد.
این پروژه در ظرفیت کامل سالیانه نزدیک 16 میلیون تن گاز طبیعی مایع شده تولید خواهد کرد.
اما بعد از تکمیل فاز توسعه، این پروژه سالیانه تقریبا 21 میلیون تن گاز طبیعی مایع شده تولید خواهد کرد.

پروژه پالایشگاه و مجتمع شناور گاز طبیعی مایع شده پرلود گاز طبیعی را به صورت مایع شده به کشورهای سیری ناپذیر انرژی حوزه آسیا تولید و به فروش خواهد رسانید.
که پیش بینی میشود اولین پروژه بین المللی با تکنولوژی گاز مایع شده جهان باشد.

در هنگام تصویب پروژه در سال 2011 شرکت شل بر آورد کرده بود این پروژه بین 11 تا 13 میلیارد دلار هزینه در بر داشته باشد.
دکل حفاری چاه گازی پرلود در سواحل کره جنوبی در حال ساخت میباشد.

همزمان شرکت شل و Woodside بعد از مشاجره بر سر پروژه 45 میلیارد دلاری گازطبیعی مایع شده در سواحل آبهای استرالیا،
قراردادی بین یکدیگر امضاء کردند که روی ساخت واحدهای گاز طبیعی مایع شده شناور متمرکز شوند.
نام این پروژه براوز نامیده شد.
دلیل تغییرات اعمال شده در سرمایه گذاری به صرفه اقتصادی بودن ساخت مجتمع به صورت شناور اعلام شده است.
شرکت Woodside از کل سهام 31% سهام پروژه و شرکت شل 27% سهام پروژه را در اختیار دارند.

طبق اخبار اعلام شده پلت، پروژه براوز حدود 36 میلیارد دلار هزینه بر خواهد بود که بر آورد میشود سه برابر پروژه پرلود باشد.

بعد از اینکه شرکت شل اولین پالایشگاه گاز طبیعی مایع شده یا ال ان جی شناور را ساخت، شرکت اکسون موبیل برای رقابت تصمیم گرفت بزرگترین پالایشگاه ال ان جی شناور جهان را در حوزه غرب استرالیا بسازد.
شرکت اکسون موبیل برای این پروژه اعلام قیمت نکرده است اما تصمیم نهائی در فاصله سالهای 2014 - 2015 اتخاذ شده و پروژه در حدود سالهای 2020 - 2021 به بهره برداری خواهد رسید.

تنها چیزی که اکسون موبیل اعلام کرده، مقدار تولید این واحد شناور دو برابر پروژه پرلود خواهد بود که مسلما سرمایه گذاری ان اصولا باید بیش از 13 میلیارد دلار باشد.

باتوجه به اینکه استرالیا محلی برای اکتشاف نفت و گاز نیست، اما استرالیا در مسیر تبدیل شدن به بزرگترین تولید کننده ال ان جی جهان است.

در حالت کلی در کشور استرالیا هزینه ساخت پروژه های ال ان جی 20% الی 30% گرانتر از احداث این واحدها در سایر نقاط جهان است.

طبق بر آورد اداره اقتصاد منابع طبیعی و منابع انرژی ، پروژه Wheatstone شرکت چه ورون به ازای هر یک میلیون تن ظرفیت، حدود 3 میلیارد دلار بوده است
در حالی که در جنوب آفریقا و در کشور آنگولا، پروژه ال ان جی به ازای هر یک میلیون تن ظرفیت کمتر از دو میلیارد دلار و حدود یک و هفت دهم میلیارد دلار هزینه دربر دارد.

در حقیقت روزنامه فاینانسیال تایمز اعلام کرده است عملیات اکتشاف و حفاری دریائی در استرالیا پر هزینه ترین کشور جهان میباشد.
به طوری که دستمزد کار به طور متوسط به ازای هر ساعت 120 الی 200 دلار میباشد در حالی که همین کار در خلیج آمریکا 68 دلار به ازای هر ساعت کار است.

افزایش هزینه ها یکی از نگرانیهای صنعت انرژی استرالیا است،
کارمزدهای نیروی انسانی صنعت نفت و گاز در استرالیا، بالاترین کارمزد نیروی انسانی در سراسر جهان میباشد.

در طول سالهای گذشته چندین پروژه به دلیل تورم هزینه های سرمایه گذاری خود را افزایش داده اند.
از جمله پروژه گورگون با 41% تورم سرمایه گذاری را به 52 میلیارد دلار، پروژه گولدستون با 15% افزایش هزینه به 18 و نیم میلیارد دلار
و پروژه صادرات گاز کوئینزلند با 36% افزایش هزینه ها به بیش از 20 میلیارد دلار رسیده است.

سرمایه گذاری در حوزه های دریائی نفت و گاز استرالیا هیچ گونه جذابیت سود آوری در ظاهر ندارد!
اما تنها چیزی که باعث جذابیت شرکتها برای سوق دادن این همه منابع مالی و ثروتهای عظیم سرمایه گذاری به این حوزه میشود
حد اقل بودن نظارت دولت و حد اقل بودن بوروکراسی سرمایه گذاری و پائین بودن مالیات باعث از بین رفتن ترس شرکت های غول نفتی برای سرازیر کردن میلیارد ها دلار سرمایه و ثروت به این منطقه شده است.

حتی غولهای نفتی مانند شل و اکسون موبیل و چه ورون در مناطقی که مشکلات سیاسی حادی دارند مانند عراق ، میلیاردها دلار سرمایه گذاری خواهند کرد.

هم اکنون اکسون موبیل در حال سرمایه گذاریهای کلان در منطقه کردستان عراق و شرکت جه ورون در حال قمار بازی در دومین میدان گازی شیل جهان در آرژانتین است.

به نظر میرسد این غولهای نفتی نسبت به سابق بسیار ریسک پذیر تر شده اند و در مناطقی که مشکلات سیاسی و مالی و اقتصادی دارند حاضر به سرمایه گذاریهای کلان هستند.
 

naser.66

عضو جدید
سلام دوستان.کسی میتونه ترکیب درصد گاز ترش ورودی به پالایشگاه گاز حانگیران رو بده؟و همچنین گاز شیرین تولیدی در پالایشگاه.ممنون میشم
 
بالا