پژوهشکده توسعه فن آوری های پالایش و فراورش نفت
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
نفت خام تولیدی از مخازن زیرزمینی، همواره دارای مقادیری آب و املاح میباشد که میبایست قبل از انتقال نفت، در تأسیسات سرچاهی جدا شود. بخشی از آب شور میتواند در جداکنندههای چندفازی به روش ثقلی جدا شود ولی شکستن امولسیون قطرات کوچک آب باقیمانده در نفت، تنها با استفاده از روش الکترواستاتیک قابل انجام است. در نمکزدا با اعمال میدان الکتریکی و ادغام قطرات کوچک به قطرات بزرگتر، راندمان جداسازی آبشور از نفت بهطور چشمگیری بهبود مییابد. با انجام مناسب این فرآیند، از بروز معضلاتی نظیر خوردگی خطوط انتقال نفت، تجهیزات پاییندستی و همچنین مسمومیت کاتالیستهای پالایشگاهی جلوگیری میشود. همچنین با تضمین کیفیت نفتخام صادراتی، از افت قیمت فروش نفتخام پیشگیری خواهد شد.
مگاپروژه:
نمکزدای الکتروستاتیک هم در واحدهای بهرهبرداری نفتخام و هم در پالایشگاههای نفت و گاز، به منظور جداسازی آب نمک موجود در هر فاز نفتی، مورد استفاده قرار میگیرد. از آنجا که کشور در حال گسترش صنایع مربوط به بهرهبرداری از منابع نفت و گاز میباشد، نیاز به احداث واحدهای جدید نمکزدا (پروژههای بزرگ و متعدد) همواره در این صنایع وجود خواهد داشت.
بومیسازی:
در این طرح با انجام پروژههای هدفمند، پس از بررسی مکانیزم نمکزدای الکتروستاتیک، پایلوت این فرآیند برای اولین بار در کشور طراحی و ساخته شد. سپس این پایلوت جریان پیوسته راهاندازی گردید و عملکرد نمکزدا (راندمان جداسازی) برای انواع نفتخام در شرایط عملیاتی مختلف، مورد بررسی قرار گرفت. اجزای مهم این تکنولوژی نظیر بوشینگ ورودی ولتاژ بالا، طراحی و ساخته شد و با تأیید سازمان پژوهشهای علمی و صنعتی ایران، ثبت اختراع گردید. همچنین براساس دادههای متعدد پایلوتی، نرمافزار تخصصی نفتا به منظور شبیهسازی و بهینهسازی واحد نمکزدا تهیه و ثبت گردید. با شبیهسازی CFD این فرآیند، اطلاعات ارزشمندی در مورد توزیع فازها و هیدرولیک داخلی مخزن بهدست آمد. با بررسی ساختار ویژه منبع الکتریکی مورد استفاده در این فناوری و توسعه یک مدل جامع الکتریکی، توانمندی طراحی این دستگاهها و دستیابی به نسلهای جدید فناوری در دسترس پژوهشگاه قرار گرفته است. بنابراین در این طرح پژوهشی دانشفنی فرآیند نمکزدای الکترواستاتیک از جنبههای مختلف سختافزاری و نرمافزاری بومیسازی شده است.
جلوگیری از خروج ارز:
در حالحاضر در کشور طراحی نمکزدا، ساخت و تأمین قطعات داخلی آن توسط برخی شرکتهای خارجی انجام میشود. بر اساس برآوردهای اقتصادی در پروژههای صنعتی واحدهای نمکزدایی، بیش از نیمی از هزینه پرداخت شده مربوط به حق لیسانس میباشد. به دلیل اهمیت این تکنولوژی و جایگاه آن در فرآورش نفتخام و با توجه به نیاز کشور به احداث و راهبری واحدهای نمکزدایی در حوزه صنایع بهرهبرداری نفت، دستیابی به این دانشفنی ضمن بهینهسازی عملکرد این واحدها، میتواند موجب کاهش وابستگی و صرفهجویی ارزی قابل توجهی گردد.
تجاریسازی:
پژوهشگاه صنعت نفت آمادگی دارد تا به منظور تجاریسازی دستاوردهای این طرح، در زمینههای ذیل ارائه خدمات نماید:
- همکاری به منظور بهبود عملکرد و رفع مشکلات عملیاتی واحدهای نمکزدا
- همکاری در پروژههای صنعتی طراحی، توسعه و احداث واحدهای جدید نمکزدایی
- تست عملکرد دمولسیفایرهای مصرفی برای انواع نفتخام در شرایط عملیاتی مختلف با استفاده از سیستم پایلوت
- ساخت دستگاه پرتابل به منظور استفاده در تستهای میدانی انتخاب دمولسیفایر
توجیه اقتصادی:
از آنجا که کشور ما از منابع سرشاری از نفت و گاز برخوردار است و همچنان در حال گسترش صنایع مربوط به بهرهبرداری از این منابع میباشد، نیاز به احداث واحدهای جدید نمکزدا همواره در این صنایع وجود خواهد داشت. در حالحاضر طراحی نمکزدا و تأمین قطعات داخلی آن توسط شرکتهای خارجی انجام میشود. بر اساس برآورد شرکتهای داخلی، در پروژههای احداث واحدهای نمکزدایی بیش از نیمی از هزینه پرداخت شده مربوط به حق لیسانس (دانشفنی) میباشد. به دلیل اهمیت فراوان این تکنولوژی و جایگاه آن در فرآورش نفتخام و با توجه به نیاز کشور به احداث و راهبری واحدهای نمکزدایی در حوزه صنایع بهرهبرداری نفت، دستیابی به دانشفنی و فناوری نمکزدایی الکتروستاتیک نفت خام، میتواند ضمن کاهش وابستگی و صرفجویی ارزی، امکان بهینهسازی عملکرد این واحدها را نیز فراهم آورد.
نظر کارفرما:
در همایشی که با حضور معاونت پژوهشی وزارت نفت و شرکتهای نفتی مرتبط با موضوع در پژوهشگاه برگزار گردید، ضمن تقدیر از اقدامات هدفمند پژوهشگاه در توسعه این فناوری راهبردی، بر صنعتیسازی نتایج آن تأکید شد و با نظر آن معاونت کنسرسیومی متشکل از پژوهشگاه، یک شرکت سازنده داخلی و یک شرکت بین المللی به منظور مشارکت در پروژههای صنعتی تشکیل گردید. در ضمن این طرح پژوهشی بهعنوان پروژه پژوهشی برتر در هفتمین جشنواره پژوهش و فناوری وزارت نفت (سال 95) مورد تقدیر قرار گرفته است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
گاز طبیعی مادهای بی رنگ و بی بو بوده و به منظور جلوگیری از خطرات ناشی از نشت احتمالی این ماده، لازم است از مادهای هشداردهنده استفاده شود. برخی ترکیبات گوگردی به دلیل بوی نافذ و تند، بهعنوان ماده بودارکننده گاز طبیعی (ادورانت) قابل استفاده میباشند. در حالحاضر، در کشورمان از مواد سنتزی وارداتی به این منظور استفاده میشود. با عنایت به رشد روزافزون تولید و مصرف گاز و محدود بودن کشورهای تولید کننده ادورانت، مدیریت پژوهش و فناوری شرکت ملی گاز بر آن شد که به منظور خودکفایی در تولید این ماده استراتژیک اقدام نماید.
ذخایر عظیم میعانات گازی پارس جنوبی حاوی مقادیر قابل توجه مرکپتآنهای سبک بوده که میتوان با استحصال این مرکاپتآنها، ضمن تولید ماده با ارزش بودارکننده گاز طبیعی با بهبود کیفیت میعانات، ارزش افزوده نیز ایجاد نمود. وجود مرکپتآنهای سبک در میعانات گازی، به دلیل بوی نامطبوع و خورندگی آنها در طی فرایندهای ذخیره سازی و انتقال، مشکلات عدیدهای را بهوجود آورده و عامل کاهش قیمت این محصول با ارزش میگردد. با استخراج مرکپتآنهای سبک و استفاده بهعنوان ماده بودارکننده گاز طبیعی، ضمن مدیریت محصولات جانبی پالایشگاه و ارتقاء کیفیت میعانات گازی، در تولید ماده بودارکننده خودکفایی و قطع وابستگی، ایجاد خواهد شد.
مگاپروژه:
ماده بودارکننده در کلیه پالایشگاههای گاز و نفت جهت بودار کردن گاز طبیعی و گاز مایع قابل استفاده است که هماکنون از خارج از کشور وارد میشود. لذا تولید این ماده در کشور، علاوه بر صرفهجویی ارزی، به نوعی تولید محصول استراتژیک و نیز قطع وابستگی محسوب میشود.
بومیسازی:
انتقال دانش فنی و طراحی واحد تولیدی این مواد در مقیاس صنعتی، در پژوهشگاه صنعت نفت انجام گرفته است.
پژوهشگاه صنعت نفت به منظور خودکفایی در تولید این ماده استراتژیک، تحقیقات پایلوتی متعددی انجام داد که از جمله میتوان به عملیات پایلوتی برای تولید ماده بودارکننده گاز طبیعی با خوراک نفتای پالایشگاه شیراز و نیز مرکاپتانزدایی از میعانات گازی اشاره نمود.
جلوگیری از خروج ارز:
به منظور خودکفایی کشور و عدم وابستگی به واردات مواد بودارکننده به منظور تزریق در گاز طبیعی مصرفی کشور، انتقال دانش فنی و طراحی واحد تولیدی این مواد در مقیاس صنعتی در پژوهشگاه صنعت نفت انجام گرفته است.
تجاریسازی:
پژوهشکده توسعه فنآوری پالایش پژوهشگاه صنعت در این طرح با اجرای پروژههای متعدد زیر، به توان طراحی و احداث واحد استحصال مرکاپتانهای سبک از برشهای نفتی دست یافته است.
- انتقال دانش فنی و بومیسازی
- طراحی پایه واحد صنعتی
- نظارت بر طراحی تفصیلی واحد
راهاندازی گرم و انجام تست عملکردی واحد (در شرف آغاز)
توجیه اقتصادی:
با بومیسازی دانش فنی این فرآیند و تولید آن در داخل کشور، صرفهجویی زیادی صورت خواهد گرفت. در کنار تولید ماده هشداردهنده نشت گاز طبیعی، میعانات گازی خروجی از واحد بهعنوان محصول جانبی ارزش افزودهای حدود 1 الی 3 دلار در هر بشکه خواهد داشت.
نظر کارفرما:
حمایت معنوی و مادی مدیران شرکت ملی گاز از پژوهشگران ایرانی در جهت اجرا نمودن دانش فنی داخلی منجر به طراحی واحد تولید ماده بودارکننده گاز از میعانات گازی گردید و در حالحاضر واحد در حال نصب در پالایشگاه اول شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی میباشد.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
در صنعت نفت، حذف گوگرد و مرکاپتان از برشهای نفتی از اهمیت بسزایی برخوردار است. حذف آلایندههای محیطزیستی و کاهش میزان خوردگی یکی از مهمترین دلایل استفاده از فرآیندهای گوگردزدایی از برشهای نفتی است.
وجود میعانات گازی سرشار در کشور، نیازمند عزم جدی در تصفیه و پالایش آن برای مصرف داخلی یا صادرات دارد. بدیهی است که فروش میعانات گازی شیرین با سهولت بیشتر و قیمت بالاتر ممکن میباشد. دستیابی به فناوری تصفیه میعانات گازی بر اساس فرآیند DMC، خودکفایی کشور را در این عرصه به ارمغان آورده است.
مگاپروژه:
واحد شیرینسازی ترکیبات نفتی (میعانات گازی و ترکیبات سنگین تر از C5+)، در کلیه پالایشگاههای نفت و گاز و مجتمعهای پتروشیمی کشور موردنیاز میباشند. فازهای پارس جنوبی با برنامهریزی تولید حدود 40 هزار بشکه در هر فاز متعارف، بهطور بالقوه نیازمند به استفاده از واحد DMC میباشند.
بومیسازی:
از حدود 10 سال قبل، پژوهشگاه صنعت نفت همکاری خود را با شرکت VNIIUS روسیه در زمینه مرکاپتانزدایی از برشهای نفتی آغاز کرد و طی تفاهمنامه فیمابین، به توسعه این تکنولوژی به صورت مشترک اقدام نموده است. در این راستا پایلوت DMC به ظرفیت 20 بشکه در روز در پژوهشگاه (محل قدیمی در شهر ری) احداث شده است و پایلوت جدید به ظرفیت 2 بشکه در روز در محل پردیس جدید پژوهشگاه احداث شده است.
جلوگیری از خروج ارز:
به منظور خودکفایی کشور و عدم وابستگی به لیسانس فرآیندهای شیرینسازی سایر کشورها، انتقال دانش فنی و طراحی واحد تولیدی این مواد در مقیاس صنعتی در پژوهشگاه صنعت نفت انجام گرفته است.
تجاریسازی:
طراحی Feed Package و طراحی تفضیلی یک واحد DMC در محل پالایشگاه فازهای 4 و 5 پارس جنوبی، به ظرفیت 80000 بشکه در روز انجام شده است. همچنین انجام مهندسی پایه و تفصیلی فرآیند DMC برای مرکاپتانزدایی از میعانات گازی فازهای 2و 3، 9و 10 پارسجنوبی در شرف انجام میباشد.
طراحی پایه این واحد برای بهبود کیفیت میعانات گازی تولیدی فازهای 12، 13،14، 17و18 ، 19، 20و 21، 22-23 و 24 پارس جنوبی انجام شده است.
توجیه اقتصادی:
واحد DMC به علت ارزان بودن و نیز قابلیت حذف سولفید هیدروژن و مرکاپتانهای سبک که عامل اصلی خوردگی در پالایشگاهها و نیز خطرات جانی در حمل و جابجایی (کشتی) میباشند، در موارد زیر بهعنوان واحد استراتژیک میتواند به کار آید:
- حل مشکل فروش میعانات گازی ترش
- به کارگیری واحد DMC در ابتدای یک پالایشگاه میعانات گازی باعث میشود تا ضمن کاهش خوردگی، جنس مواد مورد استفاده برای تجهیزات در واحدهای پایین دستی آن، نظیر برجهای تقطیر و واحدهای دیگر سبکتر و ارزانتر انتخاب شوند و در نتیجه باعث کاهش قابل توجه در سرمایهگذاری ثابت پالایشگاه میعانات گازی خواهد شد.
- شیرینسازی میعانات گازی، ارزش افزودهای حدود 1 الی 3 دلار در هر بشکه خواهد داشت.
نظر کارفرما:
حمایت معنوی و مادی مدیریت صنعت نفت از پژوهشگران ایرانی، منجر به توسعه دانش فنی مرکاپتانزدایی از میعانات گازی گردیده است. در حالحاضر طراحی بنیادی، مهندسی خرید و راهاندازی واحد DMC3 برای فازهای2،3 پارس جنوبی، با مشارکت پژوهشگاه در حال انجام است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
فرآیند ککسازی تاخیری از سویی یک فرآیند ارتقا کیفیت مهم و متداول در پالایشگاههای دنیا میباشد و از سوی دیگر تامینکننده کک موردنیاز صنایع است. کک بهعنوان محصول جانبی این فرآیند، برای صنایعی مانند آلومینیومسازی و فولاد از اهمیت بسیار زیادی برخوردار است و در بسیاری از صنایع دیگر هم مورد استفاده قرار میگیرد. در ایران با توجه به پیشبینی رشد صنایع آلومینیومسازی و فولادسازی، رشد مصرف این ماده در کشور مورد انتظار است. این در حالی است که تمام کک موردنیاز در حالحاضر، از خارج کشور وارد میشود و علیرغم وجود خوراک اصلی این واحد که تهمانده برج تقطیر خلا پالایشگاه میباشد، هیچ واحد ککینگ در کشور احداث نشدهاست. علاوه بر این، تبدیل بیش از 60 درصد از خوراک ورودی به محصولات میان تقطیر، سبب شده تا این فرآیند بهعنوان یکی از اصلیترین فرآیندهای ارتقاء کیفیت ته مانده برج تقطیر خلا، در بسیاری از پالایشگاه دنیا مورد استفاده قرار گیرد. در حالحاضر احداث اولین واحد ککسازی کشور برای تولید کک مورد نیاز آلومینیومسازی، توسط سازمان ایمیدرو در منطقه آزاد اروند، با مشاوره پژوهشگاه در حال انجام است.
مگاپروژه:
در طرح توسعه دانش فنی ککینگ تاخیری، مراحل مختلف توسعه دانش بررسی منابع خوراک و آنالیز آنها، بررسی روشهای کاهش گوگرد و فلزات، ساخت و راهاندازی واحد پایلوت، دادهگیری از پایلوت، شبیهسازی و بهینهسازی و نهاییسازی گزارش امکانسنجی قابل پذیرش توسط بانک های بین المللی برای واحد صنعتی با مشاوره پژوهشگاه و توسط شرکت اکسنس فرانسه، انجام شده است. همچنین گزارش زیستمحیطی نهایی و مجوز آن دریافت شده است و تخصیص خوراک برای این واحد به میزان 27 هزار بشکه اخذ شده است.
بومیسازی:
با انجام این طرح دانش فنی، ککینگ تاخیری بومیسازی میگردد که میتواند در طراحی واحدهای موردنیاز کشور مورد استفاده قرار گیرد. این در حالی است که تا کنون این واحد در کشور احداث نشده است. از دستاوردهای این طرح میتوان به موارد ذیل اشاره نمود:
- امکان ارائه بسته طراحی فرآیند واحد صنعتی
- توسعه شبیهسازی فرآیند ککینگ تاخیری
- بررسی فنی و اقتصادی واحد صنعتی ککینگ تاخیری
- ارزیابی خوراکهای محتمل برای فرآیند ککینگ تاخیری
- ارائه راهکار جهت کاهش گوگرد و فلزات از خوراک واحد ککینگ
- تست پایلوتی خوراکهای محتمل فرآیند ککینگ تاخیری
جلوگیری از خروج ارز:
در حالحاضر، تمامی کک موردنیاز صنعت آلومینیوم که بالغ بر 200 هزارتن در سال میباشد، از خارج از کشور تامین میگردد. کک کلسینه با در نظر گرفتن مشخصات آن قیمتی در حدود 300 تا 500 دلار به ازای هر تن دارد. بنابراین حداقل میتوان از خروج ارز به میزان 60 میلیون دلار در سال جلوگیری نمود.
تجاریسازی:
ظرفیت تولید آلومینیوم کارخانه های ایرالکو، المهدی و هرمزال در مجموع برابر 487 هزار تن میباشد. میزان ظرفیت تولید آلومینیوم تا پایان برنامه چشمانداز ،۱۴۰۴ به یک میلیون و ۵۰۰ هزار تن خواهد رسید. بنابراین میزان نیاز کک نفتی کلسینه برای ظرفیت فعلی تولید آلومینیوم، 200 هزار تن بر سال و برای سال 1404 حدود 650 هزارتن بر سال خواهد بود. در حالحاضر احداث یک واحد با ظرفیت 200 هزار تن بر سال در حال انجام است و حداقل به دو واحد با ظرفیت مشابه نیاز میباشد. علاوه بر این، تولید قابل توجه محصولات میان تقطیر این فرآیند را مستقل از تولید کک، به یک فرآیند مهم در صنایع ارتقا کیفیت تبدیل نموده است.
علاوه بر این با توجه به مشکلات مربوط به نفت کوره، یکی از راهکارهای مناسب برای پالایشگاهها، احداث واحد ککسازی است که کک سوختی تولیدی به راحتی با توجه به بازار گسترده آن در منطقه قابل صادرات و یا حتی مصرف در نیروگا ها و صنایع سیمان، بهعنوان سوخت جایگزین میباشد.
توجیه اقتصادی:
بر اساس مطالعات امکانسنجی اولیه، احداث واحد ککینگ تاخیری از نظر فنی امکانپذیر و از نظر اقتصادی سودآور میباشد. بر اساس نتایج بهدست آمده میزان IRR مناسب در محدوده 20 تا 30 درصد برای یک واحد مستقل ارزیابی شده و در شرایط مختلف و بسته به میزان سرمایهگذاری اولیه متفاوت میباشد. خوارک این واحد، ته مانده برج تقطیر خلا پالایشگاه میباشد که به مقدار قابل توجهی در ایران موجود بوده و بازار خوبی نیز برای محصولات آن در کشور وجود دارد. هزینه سرمایهگذاری این واحد حدود 7000دلار به ازای هر بشکه خواهد بود.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
با توجه به رشد روز آفزون منابع نفت خام فوق سنگین در کشور از جمله میادین سروش و نوروز، آزادگان یادآوران، کوه موند و …، فرآیند تاپینگ برای تبدیل نفت خام فوق سنگین به قیر بسیار مرغوب و با کیفیت و دیگر فراوردههای نفتی ایجاد گردیده است.
مگاپروژه:
در حالحاضر یک پالایشگاه تاپینگ در جزیره قشم در حال احداث است.
انجام چندین پروژه طراحی مفهومی و بررسی فنی و اقتصادی برای شرکتهای خصوصی داخلی و خارجی نیز از دیگر پروژههای در جریان میباشد.
بومیسازی:
این فرآیند اولین بار توسط پژوهشگاه در سال 1385 مطرح و متعاقب آن اولین پالایشگاه تاپینگ توسط پژوهشگاه طراحی و هماکنون در جزیره قشم در حال احداث میباشد.
جلوگیری از خروج ارز:
اجرای بومی این طرح علاوه بر صرفهجویی ارزی در بخشهای مهندسی، از خام فروشی نفت خام نیز جلوگیری نموده و بر این اساس میتوان ادعا نمود که اجرای این طرح برای نفتهای خام فوق سنگین تولیدی در کشور، صرفهجویی ارزی قابل توجهی به همراه خواهد داشت.
تجاریسازی:
این طرح پیش از این تجاریسازی شده و هماکنون آماده واگذاری به بخش خصوصی میباشد.
توجیه اقتصادی:
سودآوری این طرح مشابه اغلب پالایشگاهها متاثر از قیمت نفت خام متغییر میباشد. با این حال در شرایط خاص، در میان اغلب مدلهای پالایشگاهی از سودآوری به مراتب بیشتری برخوردار میباشد.
حجم سرمایهگذاری برای پالایشگاه تاپینگ در حدود 10 درصد پالایشگاههای متداول بوده و بازگشت سرمایه آن در حدود 2 الی چهار سال میباشد.
با سرمایهگذاری در این طرح، علاوه بر ایجاد ارزش افزوده برای نفت خام فوق سنگین، قیری بسیار مرغوب تولید میگردد که میتوان بدین ترتیب در سطح منطقه و حتی جهان به تولیدکننده مطرح قیر تبدیل گردید.
این طرح برای سرمایهگذاری بخش خصوصی بسیار جذاب و با بازگشت سرمایه خوبب بهنسبت پالایشگاههای مدرن همراه خواهد بود.
نظر کارفرما:
کارفرمایان این طرح، اغلب مترصد امکان دریافت سهمیه خوراک میباشند تا بتوانند نسبت به احداث پالایشگاههای 30 تا 60 هزار بشکه در روز اقدام نمایند.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
واحدهای مرکاپتانزدایی از برشهای سبک نفتی مانند پروپان و بوتان، عموما از محلول کاستیک استفاده مینمایند، لذا این فرآیندها دارای پساب کاستیک مستعمل میباشند که سولفیدی بوده و نیازمند خنثیسازی و حذف مواد سولفیدی است. عموم پالایشگاههای کشور و نیز واحدهای شیرینسازی در عسلویه، با این معضل دست به گریبان هستند. پژوهشگاه صنعت نفت با توجه به رسالت و وظیفهای که نسبت به صنعت نفت کشور دارد، طرحی جهت تهیه دانش فنی و ایجاد زیرساختهای تحقیقاتی لازم در این خصوص ارائه نموده است و هماکنون فرآیند دفع پساب کاستیک مستعمل در پژوهشگاه با نام Serox، قابل ارائه به صنعت نفت کشور میباشد.
مگاپروژه:
فرآیند دفع پساب کاستیک مستعمل در کلیه صنایع مرتبط با نفت اعم از پالایشگاههای گاز ، نفت و مجتمعهای پتروشیمی که با کاستیک کار مینمایند مورد استفاده است. بنابراین در محدوده گستردهای از صنایع، این فرآیند کاربرد دارد. با بومیسازی این تکنولوژی نیاز همه پالایشگاههای نفت، گاز و پتروشیمی برای خرید لیسانس این فرآیند مرتفع میگردد.
بومیسازی:
در این طرح زیرساختهای مناسب از قبیل آزمایشگاههای تخصصی، بنچ و پایلوت فرآیند، جهت ارزیابی عملکرد توسعه داده شده است . لذا در حالحاضر میتوان ادعا نمود که زنجیره بومیسازی دانش فنی دفع پساب کاستیک مستعمل ایجاد شده است.
جلوگیری از خروج ارز:
با توجه به توضیحات ارائه شده در بخش قبل، در صورت تصمیم صاحبان صنایع برای استفاده از لیسانس داخلی، امکان جلوگیری خروج ارز از کشور فراهم شده است.
تجاریسازی:
پژوهشکده توسعه فناوریهای پالایش و فراورش نفت، در این طرح برای صاحبان صنایع ذیل طراحی واحد Serox را ارائه نموده است:
- واحد DMD مجتمع پتروشیمی خارک
- واحد تولید ماده بودارکننده گاز طبیعی در فاز یک پارس جنوبی
- واحد مراکس پالایشگاه ستاره خلیج فارس
- واحد DMC فاز 14 پارس جنوبی
- واحد DMC فاز 17 و 18 پارس جنوبی
توجیه اقتصادی:
تاکنون لیسانس واحدهای خنثیسازی پساب کاستیک مستعمل کشور از خارج خریداری شده است. اکنون با بومیسازی دانش فنی این فرآیند، امکان صرفهجویی اقتصادی بهوجود آمده است. لازم به ذکر است که با توجه به محدودیتهای زیستمحیطی موجود و نیز با عنایت به سختگیرانهتر شدن آنها، این واحد باید در تمام مجموعههایی که پساب کاستیک مستعمل دارند، احداث گردد.
نظر کارفرما:
این طرح با حمایت معاونت فناوری پژوهشگاه صنعت نفت، به منظور حذف مواد سولفیدی و خنثیسازی پساب کاستیک مستعمل صورت گرفته است. خوشبختانه به منظور توسعه این دانش فنی و رساندن مشخصات BOD و COD پساب نهایی به استانداردهای روز، مدیریت پژوهش و فناوری شرکت نفت و گاز پارس بهعنوان کارفرما قصد حمایت از این طرح را دارد. نهاییسازی قرارداد فیمابین در حال اتمام است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
ترکیبات گوگردی از جمله مهمترین آلایندههای سوختهای فسیلی میباشد. لذا از سال 1930 فرآیند تصفیه هیدروژنی بهعنوان یکی از موثرترین روشهای حذف گونههای گوگردی از عنوان محصولات برج تقطیر پالایشگاهها مطرح گردید. این فرآیند به موازات اعمال استانداردهای سختگیرانه تر زیستمحیطی توسعه یافته است و امروز امکان تولید نفتا و گازوئیل با محتوای گوگرد کمتر از ppm1/0 و ppm10 وجود دارد.
در این طرح ضمن بهکارگیری اطلاعات علمی منابع گوناگون، با استفاده از انتقال تکنولوژی و همکاری با صاحبان دانش فنی، اطلاعات تکنولوژیک و گلوگاههای فرآیندی در حداقل زمان ممکن استخراج شده و در نهایت با بومیسازی دانش فنی این فرآیند، امکان طراحی پایه واحدهای صنعتی مورد نظر شرکت ملی پالایش و پخش وجود خواهد داشت.
مگاپروژه:
وجود گوگرد بالا در گازوئیل تولیدی برخی پالایشگاهها، مشکلات گستردهای را ایجاد میکند. در حالحاضر واحد HDS در پالایشگاههایی همچون پالایشگاه امام خمینی شازند و پالایشگاه شهید تندگویان وجود دارد. بنابر این با بومیسازی این تکنولوژی نیاز همه پالایشگاههای نفت برای خرید لیسانس خارجی مرتفع میگردد. از طرف دیگر از دانش کسب شده میتوان در جهت رفع اشکال و بهینهسازی واحدهای موجود استفاده نمود.
بومیسازی:
همانگونه که عنوان شد، هدف از این طرح بومیسازی دانش فنی، فرآیند تصفیه هیدروژنی گوگرد است. در فاز اول طرح با استفاده از انتقال تکنولوژی از طریق همکاری با دارندگان دانش فنی و انجام تستهای اولیه پایلوتی، دانش فنی موردنیاز کسب شده است. در فاز دوم با ساخت و راهاندازی پایلوت کامل و چند منظوره این فرآیند، دانش فنی کسبشده بهینهسازی و بومی خواهد شد.
جلوگیری از خروج ارز:
کلیه واحدهای تصفیه گوگرد کنونی در پالایشگاه نفت، با لیسانس خارجی طراحی و ساخته شده است. لذا برای خرید دانش فنی و انجام طراحی پایه آنها حجم زیادی ارز از کشور خارج خواهد شد. با بومیسازی دانش فنی طراحی و ساخت واحد صنعتی این فرآیند، از این مسئله مهم جلوگیری خواهد شد.
تجاریسازی:
پژوهشگاه صنعت نفت آماده واگذاری دانش فنی HDS برای تصفیه هیدروژنی نفتا و گازوئیل میباشد که با توجه به فعالیتهای صورتگرفته، بهزودی تجاریسازی خواهد شد.
توجیه اقتصادی:
به دلیل مصرف هیدروژن و فشار و دمای بالا در این فرآیند، هزینه سرمایهگذاری آن قابل ملاحظه میباشد ولی بهدلیل لزوم رعایت استانداردهای زیستمحیطی، لازم است این فرآیند در پالایش نهایی گازوئیل و نفتا انجام گردد.
نظر کارفرما:
پژوهشگاه صنعت نفت با دانش فنی کسب شده خود، طراحی پایه واحد گوگرد زدایی هیدروژنی گازوئیل برای پالایشگاه شهریار تبریز را انجام داده است. مشاوران مهندسی کارفرما شرکت نارگان و KBC بوده اند و همگی مدارک طراحی پژوهشگاه را تایید کرده اند.
شرح:
با توجه به اینکه برشهای سبک نفتی تولیدی در پالایشگاههای نفت و گاز عموماً دارای H2S و مرکاپتان میباشد، لذا جهت حل مشکل خوردگی و سمی بودن و بوی آزاردهنده آنها، حذف این ترکیبات ضروری میباشد.
با توجه به این واقعیت، پژوهشگاه صنعت نفت از سال 1380 بهطور جدی اقدام به تدوین طرح DMD (Demercaptanization of Distillate) جهت تهیه دانش فنی و ایجاد زیرساختهای تحقیقاتی لازم در این خصوص نموده است. هدف، استفاده از نتایج این طرح برای طراحی واحدهای شیرینسازی پروپان و بوتان و نفتا با محلول کاستیک و کاتالیست هموژن بوده است.
مگاپروژه:
فرآیند شیرینسازی و یا بهطور دقیقتر مرکاپتانزدایی برای کلیه برشهای نفتی سبک تولیدی در پالایشگاههای نفت، گاز و پتروشیمی استفاده میگردد. بنابراین در محدوده گستردهای از صنایع، این فرآیند کاربرد دارد. پژوهشگاه صنعت نفت خوشبختانه اکنون دارای 3 رفرنس صنعتی درحال کار، در مجتمع پتروشیمی خارگ میباشد.
بومیسازی:
در این طرح، در ابتدا زیرساختهای لازم شامل آزمایشگاه تخصصی و Set up در مقیاس بنچ و سپس در مقیاس پایلوت ساخته و راهاندازی شد. تستهای آزمایشگاهی و پایلوتی انجام گردید و سپس تجمیع دانش فنی صورت پذیرفت. خوشبختانه با حمایت مدیران صنعت نفت، گاز و پتروشیمی، اولین طراحی واحد صنعتی DMD طی قرارداد EP با مجتمع پتروشیمی خارگ احداث شد. هدف از این طراحی، شیرینسازی پروپان ( 500 تن در روز)، بوتان( 500 تن در روز)، و نفتا (4000 بشکه در روز) بوده است که هر سه واحد، مشترکاً دارای یک واحد بازیابی کاستیک میباشند. راهاندازی این واحدها در اردیبهشت سال 1388 توسط پژوهشگاه صنعت نفت انجام گرفت و تاکنون بی وقفه در حال کار میباشند.
جلوگیری از خروج ارز:
با توجه به توضیحات ارائه شده، زمینه طراحی واحدهای شیرینسازی در داخل کشور بهعنوان یک لیسانس ایرانی صورت پذیرفت و هماکنون مدیران صنایع نفت و گاز کشور با اطمینان از دانش بومی پژوهشگاه استفاده مینمایند و بدین ترتیب از خرید دانش فنی خارجی و خروج ارز از کشور جلوگیری میشود.
تجاریسازی:
پژوهشکده توسعه فناوریهای پالایش و فرآورش نفت، در این طرح علاوه بر ساخت سه واحد در پتروشیمی خارگ، اقدام به انجام طراحی پایه برای واحدهای صنعتی ذیل نموده است:
- ارئه دانش فنی و انجام طراحی پایه واحد شیرینسازی LPG برای پالایشگاه پارس
- ارئه دانش فنی و انجام طراحی پایه واحدهای شیرینسازی بوتان و نفتا برای پالایشگاه بیدبلند II
- ارئه دانش فنی و انجام طراحی پایه واحدهای شیرینسازی پروپان و بوتان برای فاز 14 پارس جنوبی
توجیه اقتصادی:
تاکنون لیسانس واحدهای شیرینسازی برشهای سبک نفتی از خارج کشور خریداری میشد. اکنون بهدلیل وجود دانش فنی داخلی و بومیسازی این فرآیند در پژوهشگاه صنعت نفت علاوه بر صرفهجویی ارزی، بهدلیل ارزان تر بودن این دانش نسبت به رقبای خارجی، توجیه پذیری اقتصادی آن مورد توجه کلیه مدیران صنایع کشور قرار گرفته است.
نظر کارفرما:
با توجه به موفقیت پژوهشگاه در توسعه دانش فنی و بومیسازی این فرآیند، در حالحاضر کلیه مدیران صنایع نفت، گاز و پتروشیمی بهعنوان کارفرما، نظر کاملاً مساعد و قابل اطمینانی جهت طراحی پایه توسط پژوهشگاه دارند. در ضمن وجود رفرنس درحال کار برای پژوهشگاه بهعنوان تضمین مناسب جهت عملکرد موفقیتآمیز این واحدها میباشد.
مرکز توسعه علوم و فناوریهای نانو
- دانش فنی تولید نانو سیالات انتقال حرارت
- دانش فنی تولید نانو کربن فعال
- دانش فنی تولید نانو لولههای کربنی
- دانش فنی تولید اکسیدهای فلزی نانو ساختار
- دانش فنی نانو جاذب ANG
- نانو روانکار سیال حفاری
- سامانه بازیافت بخارات بنزین با نانو جاذبها
- دانش فنی نانو بازدارندههای خوردگی سرچاهی و درون چاهی
- دانش فنی نانو سیال جلوگیری از ریزش شیل
- دانش فنی فرمولاسیون سیلیس کلوییدی
- دانش فنی نانو عایق در رنگ
- دانش فنی سیلیس کروی تو خالی
پژوهشکده توسعه فناوریهای شیمیایی، پلیمری و پتروشیمی
طرح های کاربردی/ حل معضل
هزینه های ناشی از خوردگی خطوط لوله انتقال سیالات خورنده بخش مهمی از هزینههای جاری صنایع نفت و گاز را شامل میشود. بر اساس آمار منتشر شده، تنها در دو مجموعه مناطق نفت خیز جنوب و خطوط لوله و مخابرات، بیش از 35 هزار کیلومتر خط لوله انتقال سیالات هیدروکربنی، آب و پساب وجود دارد که اغلب این خطوط با معضل خوردگی مواجه هستند و هزینههای هنگفتی برای پیشگیری و مقابله با این معضل صرف میگردد. روشهای رایج برای مقابله با خوردگی لولههای فلزی شامل استفاده از پوشش داخل و خارج لوله، استفاده از ممانعتکنندههای خوردگی و حفاظت کاتدی است. هر کدام از این روشها علاوه بر هزینه، از نظر مواد و اجرا نیز با مشکلات زیادی روبرو هستند و بعضاً خود این روشها به معضل جدیدی برای صنعت تبدیل شدهاند. لولههای کامپوزیتی بهدلیل ماهیت ذاتی ضدخوردگی و همچنین بهدلیل مزایای متعدد دیگر مانند سبکی وزن، ضریب اصطکاک کمتر و خواص مکانیکی ویژه، جایگزین مناسبی برای خطوط لوله فلزی در انتقال سیالات خورنده هستند و معضل خوردگی خطوط لوله را بدون نیاز به هزینه های هنگفت تعمیر و نگهداشت برطرف می نمایند.
مگاپروژه:
لولههای کامپوزیتی برای انتقال آب و پسابهای صنعتی، کاربرد روزافزونی در صنعت نفت داشتهاند ولی استفاده از این لولهها برای انتقال سیالات هیدروکربنی در صنعت نفت کشور، جدید است. علاوه بر آن، بررسی امکان جایگزینی کلیه سازه های فلزی در معرض خوردگی با سازههای کامپوزیتی، بهعنوان یک طرح کلان استراتژیک برای صنعت نفت کشور مطرح است و دنبال میشود.
بومیسازی:
اولین خط لوله انتقال مواد هیدروکربنی کشور بهطور کامل در داخل کشور طراحی شده است و طراحی مفهومی، پایه و تفصیلی این خط لوله بر مبنای توان تولید داخل کشور انجام میگیرد و این فناوری صددرصد بومی است.
جلوگیری از خروج ارز:
سالانه مبلغ قابل توجهی ارز جهت واردات لولههای فلزی مقاوم در برابر خوردگی (CRA) از کشور خارج میگردد. علاوه بر آن مبالغ هنگفتی ارز نیز برای تهیه مواد اولیه و یا محصولات آماده سیستمهای پوششی و سیستمهای دیگر حفاظت از خوردگی، از کشور خارج میگردد. فناوری توسعه دادهشده لولههای کامپوزیتی برای انتقال مواد هیدروکربنی، یک فناوری کاملاً بومی است که مبتنی بر استفاده حداکثری از مواد اولیه تولید داخل بوده و با توجه به اینکه برای نگهداشت خطوط لوله کامپوزیتی از هیچ سیستم حفاظت از خوردگی استفاده نمیشود، ارز بری این فناوری بسیار ناچیز است و در نتیجه استفاده از فناوری لولههای کامپوزیتی برای انتقال سیالات خورنده در صنعت نفت، میتواند موجب صرفهجویی ارزی قابل ملاحظه ای برای کشور باشد.
تجاریسازی:
استفاده از لولههای کامپوزیتی برای انتقال مواد هیدروکربنی در جهان، سابقه 60 ساله دارد و در داخل کشور نیز بیش از 12 شرکت فعال در زمینه ساخت لولههای کامپوزیتی وجود دارد و تجربیات متعددی از کاربرد لولههای کامپوزیتی برای انتقال آب و پساب صنعتی و نفتی در کشور به ثبت رسیده است ولی طراحی لولههای کامپوزیتی خاص برای انتقال مواد هیدروکربنی و تولید و کاربرد این لولهها در مقیاس صنعتی در کشور جدید است و چند شرکت محدود توان تولید این لولهها را دارند. با این وجود، براساس تجربه پروژه احداث 10 کیلومتر خط لوله کامپوزیتی برای انتقال مواد هیدروکربنی در مناطق نفت خیز جنوب، میتوان گفت که مراحل مختلف تجاریسازی این فناوری، با موفقیت طی شده و این لولهها در مقیاس انبوه، تولید و بهکارگیری شدهاند.
توجیه اقتصادی:
مستندات منتشرشده از تجربیات بیش از 30 ساله در جهان و تجربه بیش از 10 ساله در داخل کشور، نشان میدهد که لوله های کامپوزیتی مورداستفاده در انتقال مواد هیدروکربنی، از نظر هزینه اولیه خط لوله نصب شده، اندکی بالاتر از لوله های فلزی معمولی هستند ولی هزینه نگهداشت این خطوط در طول عمر بیش از 50 ساله نزدیک به صفر است و در مجموع صرفه اقتصادی این خطوط بسیار بالاتر از خطوط لوله فلزی است.
نظر کارفرما:
پروژه 2/1 کیلومتری انتقال فرآوردههای نفتی در بندر چابهار که در سال 1382 اجرا شده، با هزینه نگهداشت نزدیک به صفر و بدون مشکل خاصی درحال بهرهبرداری است. پروژه احداث 10 کیلومتر خط لوله انتقال نفت نمکی در مناطق نفت خیز جنوب نیز از تیر ماه 1395 راهاندازی شده و نفت نمکی شادگان در آن جاری است.
پژوهشکده توسعه فناوریهای کاتالیست
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
فرآیند بازیافت گوگرد به روش کلاوس، فرآیندی بسیار رایج در صنعت است. استفاده از کاتالیستهای مناسب میتواند به بازده خوب فرآیند منجر شود. بسیاری از واحدهای صنعتی فرآیند کلاوس تا دهه 1970، از کاتالیستهای بوکسیتی بهشکل گرانول استفاده میکردند. بوکسیت یک ماده طبیعی معدنی با هزینههای فرآورش اندک است که کاتالیست ساختهشده از آن با قیمتهای پایینی عرضه میشود. بوکسیت، مینرال طبیعی آلومینا بالا و حاوی مقادیر زیادی ناخالصی است که در واکنش کلاوس از لحاظ کاتالیستی نامطلوباند. بهعلاوه بوکسیت فعال سطح ویژه پایینی دارد که اثر منفی بر روی پتانسیل تبدیل میگذارد. در سالهای 1973 و 1974، دنیا با کاهش عرضه نفت خام مواجه گردید؛ از این رو توجه به نفتهای خام با میزان گوگرد بالاتر جلب شد. همزمان مقررات زیستمحیطی در مورد انتشار گازهای زیانآور از طریق دودکشهای کارخانجات، باعث گردید که در صنعت گوگردسازی مراقبتهای بیشتری از طرف سازندگان کاتالیست به عمل آید و این مسئله موجب اثر مطلوبی بر راندمان بازیابی گوگرد شد. در حالحاضر بر اساس کاربرد، کاتالیستهای کلاوس در سه گروه کاتالیستهای استاندارد آلومینایی با خلوص بالا، کاتالیستهای ارتقایافته آلومینایی و کاتالیستهای بر پایه اکسید تیتانیم طبقهبندی میشوند.
مگاپروژه:
کاتالیستهای استاندارد آلومینای با خلوص بالا، برای هر مرحله کاتالیستی کارخانه کلاوس، بهجهت تبدیل هیدروژن سولفید به گوگرد عنصری مناسب و مقرون بهصرفه هستند. این نوع کاتالیست تقریبا 80 درصد کاتالیستهای کلاوس را سالیانه بهخود اختصاص میدهد. آلومیناهای فعال ارتقایافته یا تلقیح شده، دومین نسل از کاتالیستهای کلاوس هستند که سالیانه حدود 17 درصد بازار را بهخود اختصاص دادهاند و تولید آنها بهطور متوسط 50 درصد بیشتر از آلومینای استاندارد هزینه دارد. کاتالیستهای بر پایه تیتانیا، به گونهای طراحی شدهاند که در اولین مرحله کاتالیستی فرآیند، سرعت واکنشهای هیدرولیز کربنیل سولفید را زیاد میکنند ودر عین حال تبدیل هیدروژن سولفید و گوگرد دیاکسید را بالا نگه میدارند. یکی دیگر از ویژگیهای جالب این کاتالیستها در اولین راکتور کاتالیستی، این است که اجازه میدهند واکنشها در دمای پایینتری بهپیش بروند و معمولاً میزان تیتانیا در این کاتالیستها بالاتر از 85 درصد است. با توجه به مصرف زیاد کاتالیستهای آلومینای خالص و تیتانیا و نیز وجود پتانسیل ساخت این کاتالیستها (مواد اولیه، کارخانه ها، نیروی متخصص و …) در کشور، به منظور صرفهجویی ارزی و تقلیل وابستگی به خارج از کشور، تولید این کاتالیستها بومیسازی شد.
بومی سازی:
هدف از این طرح بومیسازی، تولید صنعتی کاتالیستها در داخل کشور است. پتنت داخلی با تایید سازمان پژوهشهای علمی و صنعتی ایران، در یکی از مراحل ساخت کاتالیست به ثبت رسیده است.
جلوگیری از خروج ارز:
فرآیندهای بازیافت گوگرد در پالایشگاههای گازی ایران، بر اساس فرآیند اصلاح شده کلاوس با بازدهی 98-95 درصد هستند. دو یا سه راکتور کاتالیستی در واحدهای بازیافت گوگرد پالایشگاههای گازی ایران وجود دارند. در حالحاضر مقدار کاتالیستهای مصرفی در محدوده 5-3 سال در کل راکتورها 86/1135 تن آلومینای خالص، 8/45 تن آلومینای پروموتشده و 68/445 تن تیتانیا است. با توجه به طرحهای توسعه ای و یا اصلاحی، مقدار کاتالیستهای مصرفی در کل راکتورها به 76/1626 تن آلومینای خالص، 8/45 تن آلومینای پروموت شده و 68/501 تن تیتانیا تغییر خواهد کرد. نظر به مصرف زیاد کاتالیستهای آلومینای خالص و تیتانیا و نیز وجود پتانسیل ساخت این کاتالیستها (مواد اولیه، کارخانه ها، نیروی متخصص و …) در کشورف به منظور صرفهجویی ارزی و تقلیل وابستگی به خارج از کشور، امکانپذیری اقتصادی پروژهها مورد بررسی قرار گرفت و با توجه به IRR به دست آمده، ساخت این کاتالیستها دارای توجیه اقتصادی است.
تجاریسازی:
تفاهمنامه سهجانبه بین پژوهشگاه صنعت نفت، مدیریت پژوهش و فناوری شرکت ملی گاز و شرکت سرامیکهای صنعتی اردکان برای تجاریسازی کاتالیستهای فرآیند کلاوس منعقد شده است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح، جهت برآورد نیروی انسانی و برآورد فاکتورهای اقتصادی طرح انجام یافته و طرح کاملا اقتصادی است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
ترکیبات آلی سولفوره با جرم مولکولی پایین نظیر H2S، RSH، COS و CS2 موجود در نفت خام، برشهای نفتی، گازها و میعانات گازی، یکی از آلودهکنندههای اصلی محیطزیست به شمار میروند. مرکاپتانها نوعی از سولفیدهای آلی هستند که بهطور گستردهای در محصولات نفتی وجود دارند و اغلب موجب افت کیفیت محصول نهایی میشوند. به همین لحاظ، حذف ترکیبات سولفوره از هیدروکربنهای نفتی، که در صنایع نفت و گاز به عملیات شیرینسازی مشهور است، ضرورتی اجتنابناپذیر محسوب میشود. کاتالیست مورد استفاده در این فرآیندها، ترکیبات آلی-فلزی تحت عنوان فلز-فتالوسیانینها هستند. دانش فنی تولید این نوع کاتالیست، در پژوهشکده کاتالیست پژوهشگاه تدوین گردیده و به شرکت صنایع رنگینه و کاتالیست پارس واگذار شده است.
مگاپروژه:
فرآیندهای شیرینسازی نظیر فرآیند مراکس، فرآیند سولفورکس و فرآیندهای DMD/DMC، به منظور جداسازی ترکیبات حاوی سولفور (هیدروژن سولفید و مرکاپتانهای سبک) با استفاده از عملیات شستشو با محلول سدیم هیدروکسید، کاتالیست آلی-فلزی و تزریق اکسیژن طراحی شدهاند. در این فرآیندها مرکاپتانها به دیسولفیدهای کمتر مضر تبدیل میشوند. کلیه این فرآیندها در پالایشگاههای نفت و گاز، برای کاهش مرکاپتان برشهای نفتی و میعانات گازی، از فلز-فتالوسیانینها، عمدتاً کبالت فتالوسیانین سولفونه، استفاده مینمایند. با بومیسازی تولید این کاتالیست، نیاز پالایشگاههای نفت و گاز برای خرید کاتالیست از خارج کشور برطرف میگردد.
بومیسازی:
هدف از این طرح بومیسازی، تولید صنعتی کاتالیستهای مرکاپتانزدایی در داخل کشور بوده است. قابل ذکر است که پروژه تدوین دانش فنی ساخت کاتالیستهای مرکاپتانزدایی در سال 90، بهعنوان پروژه برتر در جشنواره پژوهش و فناوری نفت انتخاب شد. این دانش توسط پتنتهای ذیل حمایت میشود:
- ثبت پتنت داخلی تحت عنوان کاتالیست بهبودیافته مرکاپتانزدایی و کاهش هیدروژن سولفید از سیالات هیدروکربنی به شماره 022571 الف / 89 مورخ 4/11/91
– ثبت پتنت در سازمان پژوهشهای علمی و صنعتی ایران به شماره 9300220 مورخ 31/1/93
جلوگیری از خروج ارز:
کلیه واحدهای شیرینسازی برشهای نفتی (نظیر LPG) و میعانات گازی در پالایشگاههای نفت و گاز، اعم از واحدهای تحت لیسانس خارجی و یا واحدهایی که تحت لیسانس پژوهشگاه صنعت نفت طراحی و ساخته شدهاند، میتوانند از کاتالیستهای توسعهدادهشده در این طرح استفاده نمایند. بدیهی است این امر منجر به جلوگیری از خروج مبالغ قابلملاحظه ارز از کشور خواهد شد.
تجاریسازی:
کاتالیست مرکاپتانزدایی با مشارکت شرکت صنایع رنگینه و کاتالیست پارس در مرحله تجاریسازی است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح جهت برآورد نیروی انسانی و برآورد فاکتورهای اقتصادی طرح انجام یافته و طرح کاملا اقتصادی است.
نظر کارفرما:
دانش فنی این پروژه در پژوهشگاه صنعت نفت تدوین گردیده و با مشارکت شرکت صنایع رنگینه و کاتالیست پارس در دست اجرا است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
فرآیند آروماتیزاسیون، یکی از فرآیندهای کلیدی در صنعت پتروشیمی برای تهیه آروماتیکها است. کاتالیست این فرآیند پلاتین-قلع بر روی آلومینا است. خوراک معمول فرآیند شامل نفتای سنگین و هیدروژن است که اغلب از پالایشگاهها تامین میشود. مجتمعهای پتروشیمی ایران، نظیر بوعلی، برزویه، بندر امام، اصفهان و …، تولیدکننده محصولات آروماتیکی با هدف تولید میلیونها تن مواد در سال شامل بنزن، تولوئن، ارتوزایلین، پارازایلین و مخلوط زایلین هستند. پس از انجام موفقیتآمیز ساخت پایلوتی این کاتالیست، پژوهشگاه صنعت نفت، بسته طراحی مفهومی ساخت کاتالیست Pt-Sn/γ-Al2O3را تدوین نموده است.
مگاپروژه:
مجتمعهای پتروشیمی ایران با قابلیت تولید محصولات آروماتیکی، نظیر بوعلی، برزویه، بندر امام و اصفهان، از واحدهای زیربنایی کشور هستند و محصولات آنها بهعنوان خوراک صنایع پاییندستی نظیر تولید شویندهها، پلاستیکها، الیاف پلیاستر، نرمکننده های پلاستیکی، رنگسازی و صنایع نظامی به کار میروند و مازاد آنها به خارج از کشور صادر میشوند.
بومیسازی:
با توجه به مصرف بالای این کاتالیستها و اهمیت ساخت کاتالیست آروماتیزاسیون در داخل کشور، پژوهشکده توسعه فناوریهای کاتالیست پژوهشگاه صنعت نفت، پس از انجام موفقیتآمیز ساخت پایلوتی این کاتالیستها، بسته طراحی مفهومی ساخت کاتالیست Pt-Sn/γ-Al2O3 را در مقیاس 360 کیلوگرم در روز تدوین کرد. در این طراحی ظرفیت کاری 360 کیلوگرم در روز، با احتساب 250 روز کاری در سال و 12 ساعت کار مفید در نظر گرفته شده است و شامل شرح فرآیند، تجهیزات موردنیاز طرح و مشخصات آنها، شرایط جریآنهای موجود در طراحی و نمودار جعبهای فرآیند (BFD) است. این طرح در سازمان پژوهشهای علمی و صنعتی ایران تحت عنوان «ساخت کاتالیستهای دوفلزی رفورمینگ» به شماره 9105493 مورخ 23/12/91 ثبت اختراع شده و در سال 1391 بهعنوان فناوری برتر انتخاب شده است.
جلوگیری از خروج ارز:
در حالحاضر خرید خارجی این کاتالیستها فقط در مجتمعهای پتروشیمی ایران، میلیونها دلار هزینه ارزی در بر دارد که تولید انبوه آنها گامی بزرگ در جهت نیل به خودکفایی خواهد بود.
تجاریسازی:
دانش فنی ساخت این کاتالیست به شرکت اکسیر نوین فرآیند آسیا جهت تولید انبوه واگذار شده است. این کاتالیست در واحد آروماتیکسازی مجتمع پتروشیمی بندر امام نیز بارگذاری شده است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح جهت برآورد نیروی انسانی و برآورد فاکتورهای اقتصادی طرح انجام یافته و طرح کاملا اقتصادی است.
نظر کارفرما:
این کاتالیست در واحد آروماتیکسازی مجتمع پتروشیمی بندر امام نیز بارگذاری شده و عملکرد آن رضایت کارفرما را جلب کرده است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
غربالهای موکولی در صنایع نفت، گاز، پتروشیمی و صنایع شیمیایی کاربردی گسترده در فرآیندهای رطوبتزدایی، مرکاپتانزدایی، حذف CO2 و H2S، جداسازی پارازایلین از مخلوط زایلینها و نیز جداسازی هیدروکربورهای شاخهای از خطی و نیز در تصفیه هوا، شیرینسازی و خالصسازی گاز طبیعی و برش C4-C5 مصرف بالایی دارند.
مگاپروژه:
این محصولات در تمام مجتمعهای نفت، گاز، پتروشیمی و صنایع شیمیایی به مقدار بیش از ده هزار تن در سال کاربرد دارند که با بومیسازی این فناوری نیاز همه این صنایع برطرف میشود.
بومیسازی:
از آنجا که عمده تجهیزات و نیز مواد اولیه موردنیاز ساخت این محصولات از قبیل سدیم سیلیکات، سدیم آلومینات و سود سوزآور در داخل کشور موجود است، دستیابی به دانش فنی آنها در پژوهشگاه صنعت نفت، در اولویت قرار گرفت بهگونهای که در حالحاضر تکنولوژی ساخت برخی از آنها به صنایع مرتبط واگذار گردیده است.
جلوگیری از خروج ارز:
با توجه به مصرف بالای این نوع زئولیتها و نیز روند رو به رشد استفاده از آنها (با توجه به احداث واحدهای جدید به ویژه در صنایع پتروشیمی)، تولید آنها در کشور میتواند سالانه بیش از 200 میلیون دلار صرفهجویی ارزی به همراه داشته باشد.
تجاریسازی:
دانش فنی تولید این غربالهای مولکولی ایجاد گردیده و برخی از آنها نیز واگذار شدهاند.
توجیه اقتصادی:
با توجه به تامین بخش عمده تجهیزات و نیز تمامی مواد اولیه موردنیاز ساخت این محصولات از قبیل سدیم سیلیکات، سدیم آلومینات و سود سوزآور در داخل کشور و نیز مصرف بسیار بالای این نوع غربالها در صنایع داخلی و همچنین پتانسیل صادرات آنها به کشورهای منطقه، تولید این غربالهای مولکولی کاملاً توجیه اقتصادی دارد.
نظر کارفرما:
بخش عمده این طرح با حمایت پژوهشگاه صنعت نفت انجام شده و خصوصیات فیزیکی-شیمیایی و تست عملکرد محصولات حاصل از طرح، قابل رقابت با محصولات مشابه خارجی است. همچنین تولید انبوه مولکولارسیور A3 با نظارت پژوهشگاه صنعت نفت، به شرکت گهرسرام واگذار شده است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
فرآیند سولفورزدایی هیدروژنی (هیدرو دی سولفوریزاسیون) در صنعت پالایش نفت به منظور کاهش سولفور برشهای مختلف نفتی نظیر نفتا، نفت سفید و گازوئیل به کار برده میشود. در فرآیند هیدرو دی سولفوریزاسیون گازوئیل (در محدوده جوش 166-371 °C ) و با میزان سولفور کل در محدوده( 7000-13000 ppm) ، در مجاورت کاتالیست Co(Ni)-Mo/g-Al2O3 ترکیبات سولفوردار در شرایط عملیاتی حذف میشوند تا با توجه به محدودیتهای زیستمحیطی مقدار گوگرد مجاز در گازوئیل به کمتر از ppm 10 کاهش یابد. با توجه به مصرف بالای این کاتالیستها و اهمیت ساخت کاتالیست سولفورزدایی هیدروژنی در داخل کشور، پژوهشکده کاتالیست، پس از انجام موفقیتآمیز ساخت پایلوتی این کاتالیستها، بسته طراحی مفهومی ساخت کاتالیست Co(Ni)-Mo/g-Al2O3 تدوین نموده است.
مگاپروژه:
در حالحاضر، سالانه بالغ بر 200 تن کاتالیست گوگردزدایی عمیق از گازوئیل (Co(Ni)-Mo/γ-Al2O3) درپالایشگاههای کشور مصرف میشود که از شرکتهای سازنده خارجی خریداری میشود.
بومیسازی:
در این طراحی ظرفیت کاری 800 کیلوگرم در روز با احتساب 250 روز کاری در سال و 3 مرحله تولید در هر روز در نظر گرفته شده است و شامل شرح فرآیند، تجهیزات موردنیاز طرح و مشخصات آنها، شرایط جریآنهای موجود در طراحی و نمودار جعبهای فرآیند (BFD) است و متعاقب آن امکانسنجی اقتصادی طرح جهت برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی انجام یافته است.
جلوگیری از خروج ارز:
در حالحاضر این کاتالیست از خارج از کشور خریداری میشود که با واگذاری دانش فنی تولید این کاتالیست در داخل کشور، میتوان از خروج ارز جلوگیری کرد.
تجاریسازی:
این طرح آماده واگذاری به شرکت تولید مهندسی نیتل پارس جهت تولید انبوه کاتالیستها در داخل کشور است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح جهت برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی انجام شده و طرح کاملا اقتصادی است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
تبدیل کاتالیستی (Catalytic Reforming) فرآیندی کاملاً شناختهشده در صنعت پالایش نفت برای بهبود کیفیت اکتان بنزین، تهیه آروماتیکها برای صنایع پتروشیمی و تولید هیدروژن بهعنوان محصول جانبی است. این فرآیند به دلیل انعطافپذیری زیاد در تولید مواد با عدد اکتان مختلف، نقشی کلیدی در عملیات پالایشگاهی ایفا میکند. کاتالیست این فرآیند اکسیدهایی از فلزات گرانقیمت پلاتین بهعنوان فاز فعال بر روی یک پایه اکسید غیرآلی نظیر آلومینا است و فلزاتی نظیر رنیم، قلع و ایریدیم برای ایجاد خصوصیات مطلوب کاتالیستی (فعالیت، گزینشپذیری، برگشت فعالیت و پایداری راندمان) به این کاتالیست افزوده شدهاند. در این فرآیند نفتا و هیدروژن، در مجاورت کاتالیست، واکنش میدهند و مقدار آروماتیکها و ایزوپارافینها افزایش مییابد. خوراک معمول فرآیند ریفورمینگ را عموماً نفتای سنگین و بنزین تشکیل میدهد که شامل چهار گروه هیدروکربن یعنی پارافینها، الفینها، نفتینها و آروماتیکها است.
مگاپروژه:
سالانه مقادیری قابلتوجه (بالغ بر 150 تن در سال) از این کاتالیستها در پالایشگاههای کشور، برای بالا بردن اکتان بنزین و در مجتمعهای پتروشیمی برای تولید آروماتیک استفاده میشود که با طرح توسعه پالایشگاهها و مراکز پتروشیمی به بالغ بر 300 تن در سال خواهد رسید.
بومیسازی:
بسته طراحی مفهومی این کاتالیست در مقیاس 400 کیلوگرم در روز تدوین شده است. در این طراحی، ظرفیت کاری 400 کیلوگرم در روز با احتساب 250 روز کاری در سال و 12 ساعت کار مفید در روز در نظر گرفته شده است و شامل شرح فرآیند، تجهیزات موردنیاز طرح و مشخصات آنها، شرایط جریانهای موجود در طراحی و نمودار جعبهای فرآیند (BFD) است. این طرح در سال 1391 بهعنوان فناوری برتر انتخاب گردید و در سازمان پژوهشهای علمی و صنعتی ایران، تحت عنوان «ساخت کاتالیستهای رفورمینگ»، به شماره 9105493 مورخ 23/12/91، ثبت اختراع شده است.
جلوگیری از خروج ارز:
در حالحاضر واردات این کاتالیستها برای پالایشگاهها و مجتمعهای پتروشیمی ایران میلیونها دلار هزینه ارزی در بردارد و با تولید انبوه آنها گامی بزرگ در جهت نیل به خودکفایی برداشته خواهد شد.
تجاریسازی:
دانش فنی ساخت این کاتالیست برای تولید انبوه، تحت نظارت پژوهشگاه صنعت نفت، به شرکت اکسیر نوین فرآیند آسیا واگذار شده است. همچنین این کاتالیست در پالایشگاه ستاره خلیج فارس، پتروشیمی بوعلی سینا و پتروشیمی نوری بارگذاری و استفاده شده است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح، جهت برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی انجام شده و طرح کاملا اقتصادی است.
نظر کارفرما:
این کاتالیست در پالایشگاه ستاره خلیج فارس، پتروشیمی بوعلی سینا و پتروشیمی نوری بارگذاری و استفاده شده و کارفرمایان از عملکرد آن رضایت دارند.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
فرآیند دهیدروژناسیون ایزوبوتان به ایزوبوتن، اهمیت و نقشی تعیینکننده در تولید MTBE دارد. از این رو، در سال 1381 کاتالیست این فرآیند بر اساس درخواست امور تحقیق و توسعه شرکت ملی صنایع پتروشیمی ایران، با انجام یک پروژه پژوهشی در مرکز تحقیقات کاتالیست پژوهشگاه صنعت نفت ساخته شد. کاتالیست یادشده به صورت Pt-Sn/Al2O3 بود و در دو مرحله تلقیح تهیه شد. برای سهولت در ساخت و نیز کمتر شدن هزینه ساخت این کاتالیست، در این پروژه، مطالعه و بررسی گستردهای درباره یکمرحلهای کردن عمل تلقیح انجام شد. پس از آن سعی شد نمونههایی با قابلیت تولید در مقیاس صنعتی ساخته شوند. کاتالیستهای متعدد با استفاده از روش تلقیح یکمرحلهای ساخته شدند که با دانش فنی بهدستآمده میتوان نیاز به کاتالیست در واحدهای دهیدروژناسیون را برطرف کرد.
بومیسازی:
با استفاده از دانش فنی بهدستآمده در این پروژه، میتوان با کمک یکی از تولیدکنندگان داخلی به بومیسازی تولید این کاتالیست پرداخت.
جلوگیری از خروج ارز:
در حالحاضر این کاتالیست از خارج خریداری میشود که با بومیسازی ساخت آن از خروج ارز از کشور جلوگیری خواهد شد.
تجاریسازی:
بررسی امکانسنجی تجربی ساخت کاتالیست فرآیند دهیدروژناسیون ایزوبوتان به ایزوبوتن در این پروژه، نشان داد که کاتالیست این فرآیند را میتوان با روش تلقیح یکمرحلهای ساخت و با دانش فنی بهدستآمده ساخت آن را تجاریسازی کرد.
توجیه اقتصادی:
گزینشگری کاتالیست ساختهشده در این پروژه از کاتالیست تجاریDP-803 بیشتر است. گزینشگری این کاتالیست نسبت به تولید ایزوبوتن حدود 96 درصد است. این نتیجه در حالی به دست آمده که مقدار پلاتین در نمونه ساختهشده در این پروژه، از نمونه تجاری کمتر است که بدیهی است این مسئله هزینه تولید را پایین میآورد. همچنین گزینشگری بیشتر، ساخت این کاتالیست را از نظر اقتصادی توجیهپذیر میسازد.
نظر کارفرما:
این پروژه در قالب یک طرح، مشتمل بر چندین پروژه، براساس موافقتنامه پژوهشی با شرکت پژوهش و فناوری پتروشیمی تعریف و به مرحله اجرا درآمد ولی بنا به دلایلی این موافقتنامه به عقد قرارداد منتهی نشد؛ هر چند که به دلیل اهمیت آن، با پرداخت هزینهها توسط پژوهشگاه صنعت نفت این پروژه به اتمام رسید.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
با مصرف فزاینده هیدروژن در واحدهای تصفیه هیدروژنی و هیدروکراکینگ خوراکهای سنگین در پالایشگاههای نفت، تولید هیدروژن اهمیت روزافزون یافته است. واکنش شیفت گاز– آب، یک مرحله از تولید هیدروژن با استفاده از متان و بخار آب محسوب میشود و به نوبه خود به تولید اضافی هیدروژن میانجامد.
مگاپروژه:
این کاتالیست در تولید هیدروژن موردنیاز فرآیندهای پالایش نفت در پالایشگاهها به کار میرود. مصرف انواع مختلف این کاتالیست در مجموع، بالغ بر 420 تن در سال است که با استفاده از این دانش میتوان عمده نیاز کشور را برطرف نمود.
بومیسازی:
پژوهشگاه صنعت نفت، با تهیه مدارک موردنیاز فنی و مهندسی برای فرآیند ساخت این کاتالیست، در واقع دانش فنی ساخت کاتالیست شیفت گاز- آب در دمای پایین را در مقیاس 300 تن در سال بومیسازی نموده است.
جلوگیری از خروج ارز:
با بومیسازی ساخت کاتالیست شیفت گاز- آب در دمای پایین، از خروج ارز جلوگیری میشود و وابستگی به خارج از کشور در این زمینه برطرف خواهد شد.
تجاریسازی:
بررسی امکانسنجی تجربی ساخت کاتالیست فرآیند شیفت گاز -آب در دمای پایین نشان داد که کاتالیست این فرآیند را میتوان با روش همرسوبی ساخت. بدیهی است که با دانش فنی به دست آمده میتوان تولید این کاتالیست را تجاریسازی کرد.
توجیه اقتصادی:
کاتالیست های شیفت گاز-آب در دمای پایین که در شرکتهای پالایش نفت و مجتمع های پتروشیمی کشور مصرف میشوند، از خارج کشور خریده میشود.
نظر کارفرما:
دانش فنی ساخت کاتالیست شیفت گاز-آب در دمای پایین به شرکت پیشگامان کاتالیست پارس در کرمانشاه واگذار شده است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
ریفورمینگ کاتالیستی (Catalytic Reforming) فرآیندی کاملا شناختهشده در صنعت پالایش نفت برای بهبود کیفیت اکتان بنزین، تهیه آروماتیکها برای صنایع پتروشیمی و تولید هیدروژن، بهعنوان محصول جانبی، برای مصارف صنعتی است. این فرآیند در عملیات پالایشگاهی، در تولید بنزین با عدد اکتان بالا نقش کلیدی ایفا میکند. کاتالیست این فرآیند، اکسیدهایی از فلزات گرانقیمت پلاتین و رنیم بر روی پایه آلومینا است. پس از سپری شدن عمر مفید، کاتالیستها از راکتور پالایشگاهها تخلیه میشوند. با توجه به مصرف بالای این کاتالیستها در پالایشگاههای ایران و اهمیت بازیافت فلزات پلاتین و رنیم از کاتالیست مستعمل ریفورمینگ در داخل کشور، پژوهشکده کاتالیست پژوهشگاه صنعت نفت، پس از بازیافت موفقیتآمیز کاتالیست Pt-Re/g-Al2O3 QUOTE، بسته طراحی مفهومی بازیافت فلزات پلاتین و رنیم را از کاتالیست مستعمل تدوین کرد.
مگاپروژه:
به دلیل قیمت قابلتوجه پلاتین، در تمام دنیا بازیافت این فلز از کاتالیستهای مستعمل، ضرورت اقتصادی است. فرآیند بازیافت فلزات گرانبها از کاتالیستهای مستعمل در ایران موجود نیست، از این رو سالانه مقادیر متنابهی کاتالیست مستعمل از پالایشگاههای تهران، اراک، شیراز، اصفهان و …. برای بازیافت فلزات باارزش آن به خارج از کشور فرستاده میشود.
بومیسازی:
بسته طراحی مفهومی بازیافت این کاتالیست در مقیاس 400 کیلوگرم در روز تدوین شده است. در این طراحی ظرفیت کاری 400 کیلوگرم در روز با احتساب 250 روز کاری در سال و 12 ساعت کار مفید در روز در نظر گرفته شده و شامل شرح فرآیند، تجهیزات موردنیاز طرح و مشخصات آنها، شرایط جریانهای موجود در طراحی و نمودار جعبهای فرآیند (BFD) است. این طرح در سازمان پژوهشهای علمی وصنعتی ایران با عنوان «روش و فرآیند بازیافت فلزات باارزش پلاتین و رنیم از کاتالیستهای پالایشگاهها و مجتمعهای پتروشیمی»، به شماره 911639 مورخ 14/06/91، ثبت اختراع گردیده است.
جلوگیری از خروج ارز:
در حالحاضر با توجه به این که این فلزات در داخل ایران از کاتالیست مستعمل بازیافت نمیشوند و برای این کار به شرکتهای بازیافتکننده خارجی ارسال میگردند، بازیافت این کاتالیست در داخل ایران گامی بزرگ در راه نیل به خودکفایی خواهد بود و از خروج ارز از کشور جلوگیری میکند. لازم به ذکر است که مصرف سالانه این کاتالیستها در کشور حدود 200 تن است (500 کیلوگرم پلاتین و 500 کیلوگرم رنیم).
تجاریسازی:
این طرح آماده واگذاری به شرکتهای داخلی برای بازیافت انبوه کاتالیستها در داخل کشور است.
توجیه اقتصادی:
بررس امکانسنجی اقتصادی طرح ،برای برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی طرح انجام یافته و طرح کاملا اقتصادی است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
ترکیبات گوگردی از جمله مهمترین آلایندههای سوختهای فسیلی هستند که با توجه به قوانین زیستمحیطی سختگیرانه و نیز مشکلات فراوان ناشی از آلودگی هوا، حذف آنها از برشهای نفتی یکی از الزامات پالایشگاهها برای عرضه سوختهای پاک است. مطابق با الزامات استانداردEuro-5 ، فرایندهای تصفیه هیدروژنی باید میزان ترکیبات گوگردی را در نفتا تا0.1 ppm و در گازوئیل تا کمتر از 10 ppm کاهش دهند. بنابراین دستیابی به دانش ساخت پایه و کاتالیست این فرآیندها بسیار مهم است.
مگاپروژه:
در حالحاضر، سالانه بالغ بر 60 تن کاتالیست گوگردزدایی از نفتا در پالایشگاههای کشور مصرف میشود که از شرکتهای سازنده خارجی خریداری میشود.
بومیسازی:
طی این پروژه، دانش ساخت و شکلدهی پایه کاتالیستها برای تصفیه هیدروژنی نفتا و گازوئیل، دانش ساخت کاتالیستهای دوفلزی (کبالت– مولیبدن) و (نیکل _مولیبدن)، برای تصفیه هیدروژنی نفتا و دانش ساخت کاتالیست دوفلزی برای تصفیه هیدروژنی گازوئیل به دست آمد.
جلوگیری از خروج ارز:
کاتالیستهای ساختهشده عملکردی مطلوب تجاری دارد و واگذاری دانش فنی ساخت به شرکتهای داخلی و تولید داخلی آن، از خروج سالانه میلیونها دلار ارز جلوگیری میکند.
تجاریسازی:
دانش ساخت کاتالیست دوفلزی (کبالت– مولیبدن) برای تصفیه هیدروژنی نفتا به شرکت کاتالیست و رنگینه پارس واگذار شده است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح جهت برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی انجام شده و طرح کاملا اقتصادی است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
اتیلن اکساید یکی از پرکاربردترین و مهمترین مواد شیمیایی است که در بسیاری از فرآیندهای صنعتی بهعنوان یک ماده واسطه به کار میرود. این ترکیب شیمیایی مشتقات متعدد دارد که مهمترین آنها اتیلن گلیکولها، اتانول آمینها و آکریلونیتریلها هستند که در ساخت محلولهای ضدیخ، پلیاسترها، الیاف مصنوعی، حلالهای با نقطه جوش بالا، مواد ضدعفونیکننده، مواد گندزدا، مواد استریلکننده وسایل پزشکی، چرم مصنوعی و غیره کاربرد فراوان دارند. با توسعه این دانش فنی، امکان استحصال پایه آلفا-آلومینا و نقره از کاتالیست مستعمل فراهم میشود.
بومیسازی:
با توجه به این که تعدادی از مجتمعهای پتروشیمی کشور دارای فرآیند اتیلن اکساید هستند، بومیسازی ساخت کاتالیست این فرآیند اهمیتی ویژه دارد. از این رو پژوهشکده کاتالیست پژوهشگاه صنعت نفت توانسته با همکاری شرکت اسپک به دانش ساخت کاتالیست اتیلن اکساید دست یابد.
جلوگیری از خروج ارز:
با توجه به مصرف بالای اتیلن اکسید، بهخصوص بهعنوان ماده واسطه در صنایع مختلف، تولید داخلی آن میتواند از خروج مقادیر متنابهی ارز جلوگیری کند.
تجاریسازی:
قرارداد تولید انبوه و تجاریسازی کاتالیست توسط شرکت اکسیر نوین فرآیند آسیا، با نظارت و همکاری پژوهشگاه صنعت نفت، منعقد شده است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح برای برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی انجام شده و طرح کاملا اقتصادی است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
در صنایع پالایشگاهی، تولید محصولاتی مانند گازوئیل و بنزین از تهماندههای نفتی، از اهمیتی ویژه برخوردار است. اکثر پالایشگاههای کشور احداث این واحدها را در برنامههای توسعهای خود دارند. واحد RFCC تولید محصولات میان تقطیر از برشهای سنگین نفتی را برعهده دارد. خوراک واحد RFCC، ابتدا باید در واحد تصفیه هیدروژنی (RCD) گوگردزدایی، نیتروژنزدایی و فلززدایی شود. با توجه به شرایط خاص خوراک، مصرف کاتالیستهای هیدروتریتینگ بسیار بالاست (بالغ بر 1500 تن در سال در یکی از پالایشگاههای کشور).
مگاپروژه:
در حالحاضر، سالانه بالغ بر 1500 تن کاتالیست هیدروتریتینگ برشهای سنگین نفتی،در واحد RCD پالایشگاه اراک مصرف میشود که از شرکتهای سازنده خارجی خریداری میشود.
بومیسازی:
با استفاده از منابع داخل کشور برای ساخت پایه کاتالیستها، تدوین دستورالعمل غیرفعال شدن تسریعیافته کاتالیستها و دستیابی به دانش ساخت و شکلدهی پایه های هشت نوع کاتالیست، میتوان سالانه از خروج میلیونها دلار ارز از کشور جلوگیری کرد.
در این راستا اولین سامانه راکتوری فشار بالا در کشور، جهت ارزیابی کاتالیستهای واحد RCD طراحی و ساخته شد و گزارش فعالیتهای انجامشده به تایید شرکت ملی پخش و پالایش فرآوردههای نفتی رسید.
جلوگیری از خروج ارز:
برآورد شده که با بومیسازی ساخت کاتالیستهای هیدروتریتینگ، سالانه حدود 30 میلیون دلار در مصرف ارز صرفهجویی شود.
تجاریسازی:
شرکت اکسیرنوین فرآیند آسیا، با نظارت و همکاری پژوهشگاه صنعت نفت، در حال توسعه تولید انبوه کاتالیستهای هیدروتریتینگ است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح جهت برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی انجام شده و طرح کاملا اقتصادی است.
نظر کارفرما:
با توجه به برد شرکت اکسیر نوین در مناقصه سال 1400 پالایشگاه اراک، این شرکت در حال ساخت کاتالیستهای موردنظر با دانش پژوهشگاه است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
فرآیند شکست هیدروژنی یا هیدروکراکینگ، از فرآیندهای مهم پالایشگاهی است که در آن برشهای سنگین نفت در حضور کاتالیست و هیدروژن میشکنند و بنزین، گازوئیل و فرآوردههای میانتقطیر تولید میشوند. همزمان با شکست هیدروژنی، مقدار ترکیبات گوگردی و نیتروژنی خوراک نیز کاهش مییابد. امروزه مصرف سالیانه کاتالیستهای هیدروکراکینگ در پالایشگاههای کشور حدود 200 تن است. از این رو دستیابی به دانش فنی ساخت این کاتالیستها، در راستای بومیسازی تولید و جلوگیری از واردات آنها، ضروری است. با دستیابی به این دانش فنی، سطح ناخالصیها، بیش از کاتالیستهای مشابه خارجی، کاهش مییابد و بازده تولید فرآوردههای میانتقطیر افزایش خواهد یافت.
بومیسازی:
با استفاده از توان نیروی انسانی متخصص و قابلیت آزمایشگاههای شناسایی و ارزیابی خصوصیات کاتالیستها، فعالیت کاتالیستهای شکست هیدروژنی در مقیاس پایلوت تعیین شد. همچنین با راهاندازی پایلوت، فعالیت کاتالیستهای شکست هیدروژنی در شرایط عملیات صنعتی بررسی و با استفاده از امکانات و تجهیزات ویژه، ساخت و شکلدهی کاتالیست در مقیاس بنچ انجام شد. با انجام این پروژه و دستیابی به دانش ساخت کاتالیست شکست هیدروژنی (هیدروکراکینگ)، ساخت و شکلدهی پایه کاتالیست هیدروکراکینگ و کاتالیست هیدروکراکینگ با پایه سیلیکا-آلومینا انجام شد و فرمولاسیون توسعهیافته در پژوهشگاه صنعت نفت به تایید مدیریت تحقیق و توسعه شرکت پخش و پالایش فرآوردههای نفتی رسید.
جلوگیری از خروج ارز:
با توجه به مصرف بالای کاتالیستهای هیدروکراکینگ در پالایشگاها، تولید داخلی این کاتالیستها میتواند از خروج مقادیر متنابهی ارز جلوگیری کند.
تجاریسازی:
هماکنون با نظارت پژوهشگاه صنعت نفت، تولید انبوه کاتالیست در شرکت اکسیرنوین فرآیند آسیا در حال انجام است.
توجیه اقتصادی:
امکانسنجی اقتصادی طرح جهت برآورد نیروی انسانی و فاکتورهای اقتصادی انجام شده و طرح کاملا اقتصادی است.
پژوهشکده توسعه فرآورش و انتقال گاز
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
رشد مصرف انرژی و خصوصاً توجه جهانی به انرژیهای پاک، توسعه فرآیندهای گاز را اجتناب ناپذیر کرده است. یکی از اهداف این فرآیندها، حذف سولفید هیدروژن، از جریان گاز اسیدی خروجی واحدهای شیرینسازی پالایشگاهها است. بخش اعظمی از این گاز را ماده خطرناک و سمی سولفید هیدروژن(H2S) تشکیل میدهد که برای انسان و محیطزیست مضرات فراوانی دارد و هر روزه قوانین زیستمحیطی سختگیرانهتری در مورد انتشار آن در محیط وضع میشود. در این جهت استفاده از فرآیند بازیافت گوگرد (Sulfur Recovery Unit) و یا (SRU)، برای تبدیل سولفید هیدروژن موجود در گازهای اسیدی به گوگرد عنصری از دهههای پیش متداول بوده است. وظیفه واحد بازیافت گوگرد، تبدیل ماده سمی سولفید هیدروژن موجود در گازهای اسیدی پالایشگاههای گاز و نفت، به ماده مفید گوگرد عنصری است که استفادههای فراوانی در صنایع شیمیایی، کشاورزی، بهداشتی و نظامی دارد. به دلیل مسائل زیستمحیطی، انتشار گازهای خطرناک H2S و SO2 حتی به میزان کم به محیط مجاز نیست. بنابراین بدون وجود این واحد، عملاً امکان کار پالایشگاهها وجود ندارد؛ با توجه به منابع عظیم گاز ترش در کشور و تجمع حجم بسیار زیاد گوگرد استحصال شده از گازهای استخراجی از مخازن، ضرورت بهکارگیری واحدهای بازیابی و دانهبندی گوگرد آشکار میشود. در این میان توسعه تکنولوژی طراحی و ساخت این واحد به منظور بومیسازی این فرآیند و اجتناب از خرید مکرر لیسانس خارجی، امری ضروری میباشد. در این طرح ضمن بهکارگیری اطلاعات علمی منابع گوناگون و طراحی و ساخت پایلوت بازیافت گوگرد، بااستفاده از روش مهندسی معکوس اطلاعات تکنولوژیک و گلوگاهای فرآیندی بازیافت گوگرد استخراج شد و در نهایت با کسب دانش فنی این فرآیند، طراحی پایه واحدهای صنعتی کشور انجام شده است. همچنین با ساخت کاتالیستهای موردنیاز فرآیند و انجام تستهای فیزیکی، شیمیایی، مکانیکی و راکتوری، بسته دانش فنی ساخت کاتالیست تهیه، جهت ساخت در مقیاس صنعتی ارائه و به شرکت های سازنده کاتالیست واگذار شده است.
مگاپروژه:
این فرآیند در ایران به دلیل ترش بودن اکثر مخازن گازی استفاده گستردهای دارد و در حالحاضر در هفت پالایشگاه نفت (آبادان، اراک، اصفهان، تبریز، تهران، بندر عباس و شیراز)، پالایشگاههای گازی شهید هاشمی نژاد، ایلام و بیشتر فازهای پارس جنوبی و دو مجتمع پتروشیمی رازی و خارگ واحدهای ،SRU وجود دارد. بنابراین با بومیسازی این تکنولوژی نیاز همه پالایشگاههای نفت و گاز جدید برای خرید لیسانس خارجی مرتفع شده است. از طرف دیگر از دانش کسب شده میتوان در جهت رفع اشکال و بهینهسازی واحدهای موجود استفاده نمود.
بومیسازی:
همانگونه که عنوان شد، هدف از این طرح بومیسازی دانش فنی فرآیند بازیافت گوگرد بوده است. در فاز اول طرح با ساخت کاتالیستهای مختلف فرآیند (آلومینا، آلومینا تقویت شده، تیتانیا و TGT) تا مقیاس 200 کیلوگرم با خواص مشابه و یا بهتر از نمونه معتبر خارجی دانش فنی کاتالیست بومی میشود. در فاز دوم برای اولین بار طراحی پایه واحد بازیافت گوگرد پالایشگاه گاز بید بلند I، با ظرفیت 160 تن در روز انجام شده است که بهعنوان پروژه برتر وزارت نفت در جشنواره پژوهش و فناوری سال 93 انتخاب شد. با انجام این پروژه و پروژههای دیگر، دانش طراحی واحدهای بازیافت گوگرد با خوراکها و ظرفیتهای مختلف بومیسازی شده و اکنون پژوهشگاه صنعت نفت از توانمندی ارائه دانش فنی و طراحی واحدهای بازیافت گوگرد با راندمان بالا برخوردار است و دیگر نیازی برای خرید دانش فنی از شرکت های خارجی وجود ندارد.
جلوگیری از خروج ارز:
کلیه واحدهای بازیافت گوگرد کنونی در پالایشگاه نفت و گاز با لیسانس خارجی طراحی و ساخته شده است. این در حالی است که برای ساخت این واحد با ظرفیت 100 تن در روز، حدود 30 میلیون دلار ارز از کشور خارج میشود. با بومیسازی دانش فنی طراحی و ساخت تجهیزات این فرآیند، عملا از خروج ارز جلوگیری شده است.
تجاریسازی:
با بومیسازی تکنولوژی، خدمات ذیل توسط پژوهشگاه صنعت نفت قابل ارائه است:
- ارائه دانش فنی فرآیند SRU شامل واحدهای تغلیظ گاز اسیدی (AGR)، کلاوس و تصفیه گاز نهایی (TGT) برای بازیافت بالای 5/99 درصد گوگرد
- طراحی پایه واحدهای SRU
- ساخت تجهیزات خاص فرآیند با طراحی پژوهشگاه توسط شرکت منتخب
- ساخت و تهیه کاتالیستهای ارتقاء یافته فرآیند برای پالایشگاههای در حال کار و آتی
- رفع اشکال واحدهای SRU پالایشگاههای کشور
- افزایش بازیافت واحدهای موجود با طراحی و احداث واحدهایTGT
توجیه اقتصادی:
همانگونه که عنوان شد، تا چند سال قبل لیسانس واحدهای SRU کشور از خارج خریداری میشده است. از طرف دیگر بیشتر هزینههای این فرآیند مربوط به تجهیزات آن است که این تجهیزات هم به دلیل خاص بودن از خارج تامین شده است با بومیسازی دانش فنی این فرآیند و ساخت تجهیزات در داخل کشور، صرفهجویی زیادی صورت خواهد گرفت.
نظر کارفرما:
این طرح با حمایت مدیریت پژوهش و فناوری شرکت ملی گاز ایران بهعنوان کارفرما انجام شد. شرکت ملی گاز بهعنوان کارفرما مراحل کار را تایید نموده و در نامهای مشترک از طرف رئیس محترم پژوهشگاه و مدیر عامل شرکت ملی گاز ایران، به وزیر محترم نفت (نامه شماره گ 0 /68891 مورخ 18/5/93) دستیابی به دانش فنی طراحی این فرآیند را اعلام و خواستار واگذاری طراحی واحدهای جدید به پژوهشگاه مطرح شد. وزیر محترم نفت نیز به معاونت فناوری وزارت نفت، دستور بررسی موضوع را داد که پس از آن شش شرکت منتخب روش پژوهشگاه در مهندسی معکوس، برای طراحی واحدهای جدید را مورد ارزیابی و همگی آنها توانمندی پژوهشگاه را در این زمینه مورد تایید قرار دادند. پس از آن تاکنون پژوهشگاه صنعت نفت طراحی 5 واحد صنعتی SRU را در کشور انجام داده است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
رشد مصرف انرژی و خصوصاً توجه جهانی به انرژیهای پاک، توسعه فرآیندهای گاز را اجتناب ناپذیر کرده است. امکان تبدیل گاز طبیعی به فرآوردههای میان تقطیر مایع، از اوایل قرن بیستم وجود داشته است، لیکن ملاحظات اقتصادی و محدودیتهای فناوری، روند توسعه این روش را محدود نموده بود. از آنجا که ایران دارای رتبه دوم جهانی از نظر میزان ذخایر گاز طبیعی میباشد، دستیابی به فناوری GTL بهعنوان یک مزیت بالقوه در بهرهگیری از این ذخیره خدادادی، بسیار حائز اهمیت میباشد.
این طرح گام نهائی در جهت تدوین و مرتبط ساختن فعالیتهای تحقیقاتی است که پژوهشگاه از بیش از 15 سال قبل، در زمینههای مختلف GTL به انجام رسانده است. این فعالیتها شامل توسعه کاتالیست، طراحی راکتور، توسعه الگوی فرآیندی، بررسیهای اقتصادی، مطالعات در مقیاس پایلوت و توسعه اجزاء فناوریGTL بوده است. با کنار هم گذاشتن دستاوردهای حاصل از این تحقیقات و مشخص شدن کاستیها و تمرکز بر رفع آنها، در نهایت بسته دانش فنی، حاصل خواهد شد.
لازم به ذکر است که امروزه، با توسعه تکنولوژی میتوان هر منبع کربن یا هیدروکربن، مانند ذغال سنگ، زباله، ضایعات کشاورزی، لاستیکهای مستعمل و نظایر آن را در مرحله اول، به گاز سنتز تبدیل کرد و سپس با بهرهگیری از سنتز FT، گاز سنتز حاصله را به سوختهای مایع تبدیل نمود. بر همین اساس امروزه فناوری GTL را بهعنوان حالت خاصی از فناوری کلیتر XTL در نظر میگیرند.
مگاپروژه:
با توسعه استخراج گاز از مجتمع عظیم پارسجنوبی، حجم عظیمی گاز تصفیهشده تولید خواهد شد که بسیار فراتر از نیازهای داخلی به این محصول خواهد بود. فناوری GTL میتواند با تبدیل بخش قابل توجهی از این گاز به هیدروکربنهای میان تقطیر، کمبودهای فعلی در این زمینه را بهخوبی جبران نماید. ضمن اینکه محصول تولیدی GTL بر خلاف محصولات پالایشگاهی، کاملاً عاری از آلایندههای گوگردی، نیتروژنی و فلزات سنگین میباشد و از این نظر با هیچگونه چالشی از نظر دستیابی به استانداردهای سخت محیطزیستی جدید مواجه نخواهد بود.
بومیسازی:
به جز بخشهایی که فناوری آنها بهصورت در دسترس یا به اصطلاح (Open Art) میباشند، کلیه اجزاء اصلی فناوری و مخصوصاً کاتالیست و راکتور بخش سنتز هیدروکربنها (سنتز فیشر تروپش یا FT) کاملاً در پژوهشگاه بومیسازی شده است و بر اساس همین فناوری بومیشده، طراحی بنیادی یک واحد GTL با ظرفیت 3000 بشکه در روز در جزیره قشم برای یک سرمایهگذار بخش خصوصی انجام شده است. همچنین طراحی مفهومی و بنیادی یک واحد GTL به ظرفیت 1000 بشکه در روز، برای یکی از شرکتهای تابعه نفت با خوراک “گاز همراه” و با هدف تولید SynCrude به اتمام رسیده است، که با احداث و بهرهبرداری از این دو پروژه، عملاً دانش فنی توسعه داده شده، به اثبات خواهد رسید.
مزایا برای ایران:
تاکنون هیچ واحد صنعتی GTL در کشور احداث نشده است. بر اساس این دانش فنی، علاوه بر احداث دو واحد 3000 بشکه در روز در جزیره قشم و 1000 بشکه در روز در اهواز، واحدهای بزرگتر و بیشتری را میتوان در کشور احداث نمود که بهعلت بومی بودن فناوری نیاز به پرداخت هزینههای سنگین بهرهبرداری از دانش فنی خارجی نخواهد بود و از خروج سالانه میلیونها دلار ارز، جلوگیری خواهد شد.
تجاریسازی:
همانطور که در بخش بومیسازی ذکر شد، با سرمایهگذاری بخش خصوصی، یک واحد تجاری GTL در منطقه جزیره قشم در حال طراحی تفضیلی و ساخت است که پیشبینی میشود با راهاندازی و اثبات عملکرد آن، سرمایهگذاری بر تعداد بسیاری از واحدهای مشابه با ظرفیت بیشتر نیز صورت گرفته و این فناوری، کاملاً تجاری شده و قدرت رقابت با فناوریهای شرکتهای رقیب را پیدا کند. همچنین با راهاندازی و عملیات واحد 1000 بشکه در روز در اهواز، کارایی فناوری GTL در تبدیل گازهای همراه به SynCrude به اثبات خواهد رسید و شرکت ملی نفت ایران به راهحل جدید و موثری برای حل مشکل گازهای همراه و افزایش ظرفیت تولید نفت خام دست خواهد یافت.
توجیه اقتصادی:
با توجه به مزیت ایران از نظر دسترسی به منابع ارزان گاز طبیعی و نیز بهرهگیری از فناوریهای پیشرفته در توسعه دانش فنی GTL که سرمایهگذاری ثابت و سرمایه در گردش عملیات واحد را پایین خواهد آورد، و همچنین کیفیت بسیار بالای محصولات این فرآیند از نظر استانداردهای زیست محیطی، قیمت تمام شده محصولات تولیدی پایینتر از فرآوردههای حاصل از پالایش نفت خام خواهد بود. بنابراین، این فناوری میتواند بهخوبی با فناوریهای مشابه رقابت نموده و از جذابیت اقتصادی برخوردار خواهد بود. همچنین در واحدهای تولید نفت خام، بهرهگیری از فرآیند GTL میتواند حجم گازهای همراه را کاهش داده و به ظرفیت تولید نفت خام بیافزاید.
نظر کارفرما:
هر دو کارفرمای طرح، از کیفیت کارها رضایت داشته و با آگاهی از این امر که این طرح، فناوری GTL را کاملاً بومی مینماید، از پیشبرد آن حمایت مینمایند.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
فناوری پارسی سول، جایگزینی حلالهای فعلی واحدهای شیرینسازی گاز با حلال پارسی سول و طراحی یک واحد شیرینسازی گاز ترش بر مبنای استفاده از حلال پارسی سول است. بر اساس زیر ساخت بهوجود آمده، میتوان بر طبق شرایط گاز خوراک و استاندارد گاز شیرین تولیدی، ابتدا حلال پارسی سول مناسب را انتخاب نمود و سپس بر مبنای حلال انتخاب شده طراحی پایه فرآیند شیرینسازی را انجام داد. همچنین ارزیابی کمی و کیفی حلالهای مورد استفاده در واحدهای شیرین سازی و بازیابی حلالهای مستعمل، از دیگر کاربردهای این فناوری است که میتواند علاوه بر افزایش ظرفیت واحدهای شیرین سازی، هزینه های عملیاتی واحدهای شیرین سازی را کاهش دهد و منجر به کسب درآمد بیشتر گردد .
بومیسازی:
فناوری پارسی سول، فناوری شیرینسازی گاز طبیعی، مدیریت حلالهای مصرفی و بازیابی حلالهای مستعمل میباشد. فناوری به دست آمده، حاصل از انجام یک طرح تحقیقاتی با حمایت مدیریت پژوهش و فناوری شرکت ملی گاز ایران است. این طرح با نام “فرمولاسیون آمینهای جدید و مدیریت حلالهای مصرفی” از پاییز سال 1386 شروع گردید و در بهار سال 1391 به پایان رسید. این طرح با سه محوریت اصلی انجام پذیرفت که عبارتند از: 1- تهیه دانش فنی فرمولاسیون آمینهای جدید شامل هشت پروژه، 2- طراحی و ساخت واحد نیمه صنعتی شیرینسازی گاز طبیعی شامل یک پروژه 3- بازیابی آمینهای مستعمل پالایشگاههای گاز کشور شامل چهار پروژه و با مجموع سیزده پروژه.
جلوگیری از خروج ارز:
کلیه واحدهای شیرین سازی گاز در پالایشگاههای گاز و صنایع پتروشیمی، در حالحاضر از لیسانس خارجی استفاده میکنند. این در حالی است که سالانه مقادیر قابل توجهی حلال وارد کشور میشود و در نتیجه سالانه دهها میلیون دلار ارز از کشور خارج میگردد. با بومیسازی دانش فنی واحدهای شیرین سازی، از خروج ارز جلوگیری خواهد شد.
تجاریسازی:
این فناوری هم اکنون تجاری شده است و میتواند خدمات ذیل را ارائه دهد:
- طراحی و مهندسی حلال پارسی سول برای حذف گازهای اسیدی و مرکاپتانها بر اساس شرایط گاز خوراک برای واحدهای موجود
- انجام آزمایشات لازم جهت ارزیابی حلال پارسی سول و یا هر حلال آمینی شامل: اندازهگیری کلیه خواص ترموفیزیکی، حلالیت گازهای اسیدی و مرکاپتانها و تعیین بارگذاری آنها، نرخ خوردگی، آلیاژهای مختلف در حلالها در شرایط عملیاتی و …
- طراحی واحدهای شیرینسازی پالایشگاههای گاز و صنایع پتروشیمی
- شبیهسازی فرآیندهای شیرینسازی گاز توسط حلالهای آمینی
- آنالیز کمی و کیفی حلالهای متداول شیرینسازی و حلال پارسی سول
توجیه اقتصادی:
اقتصاد فناوری پارسی سول را در دو بخش مجزا میتوان بررسی نمود:
1- طراحی واحدهای شیرینسازی: جلوگیری از پرداخت هزینههای سنگین بهرهبرداری از دانش فنی خارجی
2- مدیریت حلالهای مصرفی : دومین دستاورد فناوری پارسی سول، بومیسازی دانش و تجربه آنالیز آلایندههای موجود در حلالهای مصرفی پالایشگاهها است. در این بخش نیز، در دنیا تعداد معدودی شرکت وجود دارند که میتوانند این آنالیزها را انجام دهند. در حالی که در حالحاضر، پژوهشگاه صنعت نفت میتواند با هزینه آنالیز و زمان کمتر این کار را انجام دهد.
نظر کارفرما:
این طرح با حمایت مدیریت پژوهش و فناوری شرکت ملی گاز ایران بهعنوان کارفرما انجام شده است که کارفرما در فروش دانش فنی این فناوری شریک است. کارفرما استفاده از این حلال را در پالایشگاه گاز مسجد سلیمان و ایلام پیگیری کرده و به نتیجه رسانده است. دانش فنی موجود جهت طراحی واحد شیرینسازی گاز در پروژه 1000 بشکهای GTL مورداستفاده قرار گرفته است.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
آنالیز کمی و کیفی ترکیبات گوگردی و جیوه، یکی از آنالیزهای مهم در صنایع پالایش گاز میباشد. به دلیل مشکلات ناشی از حضور این ترکیبات در جریان گاز، لازم است همواره میزان آنها کنترل شود. یکی از روشهای قابل کاربرد، روش اسپکتروسکوپی تحرک یونی میباشد که تاکنون در حوزه نفت، گاز، پالایش و پتروشیمی در این خصوص به مرحله عملیاتی نرسیده است. حد تشخیص در این روش در حد ppb برای جیوه و ppm برای ترکیبات گوگردی میباشد. زمان جوابدهی در این روش، در حد ثانیه بوده که بسیار قابل توجه است.
بومیسازی:
این روش براساس یک دستگاه اسپکتروسکوپی تحرک یونی، ساخت یک شرکت دانش بنیان ایرانی در شهرک علمی تحقیقاتی دانشگاه صنعتی اصفهان، با مشارکت پژوهشگاه صنعت نفت و به سفارش امور پژوهش شرکت ملی گاز، توسعه داده شده است. بنابراین دانش فنی آن کاملا بومی و خدمات پس از فروش آن کامل بوده و دارای ضمانتنامه معتبر میباشد. لازم به ذکر است قطعات و تجهیزات لازم همواره در دسترس بوده و قابل ارائه است.
جلوگیری از خروج ارز:
با توجه به اینکه تمام مراحل ساخت این دستگاه در داخل ایران انجام میشود، بنابراین، از خروج میلیونها دلار ارز از کشور، جلوگیری به عمل خواهد آمد.
تجاریسازی:
با توجه به اجرای موفقیتآمیز فاز آزمایشگاهی آنالیز کمی و کیفی ترکیبات گوگردی و جیوه در ترکیب گاز، امکان راهاندازی خط تولید جهت مصارف خاص در داخل کشور امکان پذیر میباشد.
توجیه اقتصادی:
با توجه به اینکه این تجهیز در داخل کشور تولید میشود و روشهای مشابه فقط خارجی است، بنابراین از نظر اقتصادی کاملاً به صرفه میباشد. ضمن اینکه با ارزیابی و کنترل مقدار جیوه، از خوردگی تجهیزات و صرف هزینههای زیاد جلوگیری میگردد.
نظر کارفرما:
این پروژه، از پروژههای مصوب انستیتو فرآورش گاز بوده که در انتهای سال 99 به اتمام رسیده است و در حالحاضر در مرحله ارزیابی توسط امور پژوهش شرکت ملی گاز میباشد.
طرحهای کاربردی/ حل معضل:
در سال 1378 پتروشیمی خارگ از پژوهشگاه صنعت نفت درخواست کرد تا راهحلی برای جلوگیری از سوزاندن یک برش هیدروکربوری ترش (میعانات گازی ترش) که در ابتدای کارخانه جمعآوری میشد، ارائه دهد. این برش بهدلیل وجود مقادیری ناخالصی بهشکل ترکیبات گوگردی سوزانده میشد که این امر علاوه بر ایجاد آلودگی در محیطزیست بر اثر انتشار گاز آلاینده دیاکسیدگوگرد به محیط، موجب اتلاف انرژی ناشی از سوزاندن ترکیبات هیدروکربوری ارزشمند نیز میشد.
با بررسی های آزمایشگاهی بر برش مذکور، مشخص شد که یک برش هیدروکربوری حاوی هیدروکربورهای C5 تا C10 با سایر مشخصاتی که با کارفرما مورد توافق قرار گرفت، از آن قابل استحصال است که در حقیقت یک نوع بنزین خام است. با توجه به نزدیک بودن این محدوده هیدروکربوری به محدوده هیدروکربوری بنزین، محصول بهدست آمده بنزین بازیافتی نام گرفت و پروژه بنام بنزین بازیافتی خارگ معروف شد.
بومیسازی:
پس از اتمام بررسیهای آزمایشگاهی و جمعآوری اطلاعات تکمیلی در ارتباط با برش مذکور، طراحی پایه و پس از آن طراحی تفصیلی با ظرفیت 1500 بشکه در روز در پژوهشگاه صنعت نفت انجام شد. فرآیند طراحی شده که شامل واحدهای تقطیر و شستشو با سود بود، بهنحوی طراحی گردید که از انعطافپذیری لازم در برابر تغییرات احتمالی آینده در ترکیب و شدت جریان خوراک برخوردار باشد.
جلوگیری از خروج ارز:
با توجه به انجام تمام مراحل برپایی این واحد شامل مطالعات و بررسی های آزمایشگاهی و امکانسنجی، طراحی پایه، طراحی تفصیلی در پژوهشگاه صنعت نفت و همچنین تأمین بیش از هفتاد درصد ادوات موردنیاز پروژه از منابع داخل کشور، از خروج میلونها دلار ارز از کشور جلوگیری بهعمل آمد.
تجاریسازی:
با توجه به اجرای موفقیت آمیز پروژه استحصال بنزین خام از میعانات گاز در مجتمع پتروشیمی خارگ، تجربه مهندسی این پروژه آماده واگذاری جهت اجرا در موارد مشابه میباشد.
توجیه اقتصادی:
خوراک واحد بنزین بازیافتی تا قبل از نصب و راهاندازی، بهدلیل ناخالصیهای گوگردی و برخی هیدروکربورهای سنگین، ارزشی چندانی نداشته و در Burn pit مجتمع پتروشیمی خارگ سوزانده میشده است لیکن بعد از طراحی، ساخت، نصب و راهاندازی این واحد، محصول آن با قیمت بشکهای حداقل پنج دلار بیشتر از قیمت هر بشکه نفت خام صادر میگردد. با توجه به ظرفیت نامی واحد و قیمت نفت خام در زمان راهاندازی پروژه، در کمتر از شش ماه هزینههای سرمایهگذاری بازگشت داده شد و از آن زمان تاکنون درآمد این واحد بهعنوان سود در نظر گرفته میشود.
نظر کارفرما:
راهاندازی این واحد در اواخر آذرماه 84، در حضور کارشناسان پژوهشگاه صنعت نفت توسط مجتمع پتروشیمی خارگ با موفقیت انجام و صورتجلسه تحویل آن در پنچم دی ماه 84 با کارفرما امضاء شد. این واحد از زمان راهاندازی تا کنون بدون هیچگونه مشکلی در بهرهبرداری بهسر میبرد و کارفرمای محترم در سالهای 85 و 87 نیز کتبا مراتب رضایتمندی خود را از این پروژه اعلام نموده است.