نفت و گاز(Oil & Gas)

نفت

صنعت نفت ، همچنین به عنوان صنعت نفت یا تکه نفت شناخته می شود ، شامل فرآیندهای جهانی اکتشاف ، استخراج ، پالایش ، حمل و نقل (اغلب توسط نفتکش ها و خطوط لوله) و بازاریابی فرآورده های نفتی است. بیشترین حجم تولیدات صنعت ، مازوت و بنزین (بنزین) است.

نفت همچنین ماده اولیه بسیاری از محصولات شیمیایی از جمله داروها ، حلال ها ، کودها ، آفت کش ها ، عطرهای مصنوعی و پلاستیک است. ارزش پولی شدید نفت و فرآورده های آن باعث شده تا از آن به عنوان “طلای سیاه” یاد شود. این صنعت معمولاً به سه جزء اصلی تقسیم می شود: بالادست ، میانی و پایین دست. در بالادست با توجه به اکتشاف و استخراج نفت خام ، جریان میانی حمل و نقل و ذخیره نفت خام را شامل می شود و پایین دست مربوط به پالایش نفت خام به محصولات نهایی مختلف است.

نفت برای بسیاری از صنایع حیاتی است و برای حفظ تمدن صنعتی در پیکربندی کنونی ضروری است و آن را به نگرانی مهمی برای بسیاری از کشورها تبدیل کرده است. درصد زیادی از مصرف انرژی جهان را نفت تشکیل می دهد ، از ۳۲ درصد پایین برای اروپا و آسیا ، تا ۵۳ درصد برای خاورمیانه.

الگوهای مصرف سایر مناطق جغرافیایی به شرح زیر است: آمریکای جنوبی و مرکزی (۴۴ درصد) ، آفریقا (۴۱ درصد) و آمریکای شمالی (۴۰ درصد). جهان سالانه ۳۶ میلیارد بشکه (۵٫۸ کیلومتر مربع) نفت مصرف می کند ، [۱] که کشورهای توسعه یافته بزرگترین مصرف کنندگان هستند. ایالات متحده ۱۸ درصد از نفت تولید شده در سال ۲۰۱۵ را مصرف می کرد. تولید ، توزیع ، پالایش و خرده فروشی نفت به طور کلی نشان دهنده بزرگترین صنعت جهان از نظر ارزش دلار است.

دولت هایی مانند دولت ایالات متحده یارانه عمومی سنگینی به شرکت های نفتی می دهند که تقریباً در هر مرحله از اکتشاف و استخراج نفت ، از جمله هزینه های اجاره میدان نفتی و تجهیزات حفاری ، معافیت های مالیاتی عمده ای اعمال می شود.

در سال های اخیر ، تکنیک های بهبود بازیابی روغن-که مهمترین آنها حفاری چند مرحله ای و شکست هیدرولیکی (“فراکینگ”)-در خط مقدم صنعت قرار گرفته است زیرا این فناوری جدید نقش مهمی و بحث برانگیز در روش های جدید استخراج نفت دارد.

تاریخچه
ماقبل تاریخ

نفت یک مایع طبیعی است که در سازندهای سنگی یافت می شود. این شامل ترکیبی پیچیده از هیدروکربن ها با وزن مولکولی مختلف ، به علاوه سایر ترکیبات آلی است. به طور کلی پذیرفته شده است که روغن عمدتاً از بقایای کربن پلانکتون های قدیمی پس از قرار گرفتن در معرض گرما و فشار در پوسته زمین طی صدها میلیون سال شکل می گیرد. با گذشت زمان ، بقایای پوسیده توسط لایه هایی از گل و لای پوشانده شد و بیشتر در پوسته زمین فرو رفت و در آنجا بین لایه های گرم و تحت فشار حفظ شد و به تدریج به مخازن نفت تبدیل شد.

تاریخ اولیه

نفت در حالت تصفیه نشده بیش از ۵۰۰۰ سال است که توسط انسان مورد استفاده قرار می گیرد. به طور کلی نفت از اوایل تاریخ بشر برای خاموش نگه داشتن آتش و در جنگ استفاده می شده است.

اهمیت آن برای اقتصاد جهان به آرامی تکامل یافت ، به طوری که در قرن ۱۹ از روغن نهنگ برای روشنایی و از چوب و زغال سنگ برای گرمایش و پخت و پز تا قرن ۲۰ استفاده شد. اگرچه انقلاب صنعتی نیاز فزاینده ای به انرژی ایجاد کرد ، اما در ابتدا عمدتاً توسط زغال سنگ و منابع دیگر از جمله روغن نهنگ تامین شد. با این حال ، هنگامی که مشخص شد نفت سفید می تواند از نفت خام استخراج شود و به عنوان سوخت روشنایی و حرارت استفاده شود ، تقاضا برای نفت بسیار افزایش یافت و در اوایل قرن بیستم به ارزشمندترین کالایی تبدیل شد که در بازارهای جهانی معامله می شد.

تاریخ مدرن

روسیه شاهنشاهی در سال ۱۸۲۵ ۳۵۰۰ تن نفت تولید کرد و تا اواسط قرن تولید خود را دو برابر کرد.پس از شروع حفاری نفت در منطقه آذربایجان امروزی در سال ۱۸۴۶ ، در باکو ، دو خط لوله بزرگ در امپراتوری روسیه ساخته شد: خط لوله به طول ۸۳۳ کیلومتر برای انتقال نفت از دریای خزر به بندر باتوم (باکو-باتوم) خط لوله) ، در سال ۱۹۰۶ تکمیل شد و خط لوله ۱۶۲ کیلومتری برای حمل نفت از چچن به خزر. تأسیس صنعت نفت در آذربایجان توسط ارمنی ها بود و اولین فردی که نفت را حفاری کرد ایوان میرزوف بود. از وی به عنوان یکی از “بنیانگذاران” صنعت نفت در باکو یاد می شود.

در آغاز قرن بیستم ، تولید نفت روسیه شاهنشاهی ، تقریباً به طور کامل از شبه جزیره آپشرون ، نیمی از تولید جهان را در اختیار داشت و بازارهای بین المللی را تحت سلطه خود داشت.تا سال ۱۸۸۴ نزدیک به ۲۰۰ پالایشگاه کوچک در حومه باکو فعالیت می کردند.

به عنوان عارضه جانبی این تحولات اولیه ، شبه جزیره آپشرون به عنوان “قدیمی ترین میراث آلودگی نفتی و بی توجهی به محیط زیست” در جهان مطرح شد.در سال ۱۸۴۶ باکو (شهرک بی بی-حیبات) اولین چاه حفر شده با ابزارهای ضربه ای به عمق ۲۱ متر برای اکتشاف نفت را نشان داد. در سال ۱۸۷۸ لودویگ نوبل و شرکت برانوبلش با راه اندازی اولین نفتکش و راه اندازی آن در دریای خزر “در حمل و نقل نفت انقلابی ایجاد کردند.

ساموئل کیر اولین پالایشگاه نفت آمریکا را در پیتسبورگ در خیابان هفتم در نزدیکی خیابان گرانت در سال ۱۸۵۳ تأسیس کرد. ایگناسی شوکاسیویچ یکی از اولین پالایشگاه های نفتی مدرن را در نزدیکی جاسو (در آن زمان در پادشاهی گالیسیا و لودومریا وابسته به اتریش در گالیسیای اروپای مرکزی) ، در حال حاضر- ساخت. لهستان امروزی ، در سالهای ۱۸۵۴–۵۶٫ پالایشگاه های گالیسیا در ابتدا کوچک بودند ، زیرا تقاضا برای سوخت تصفیه شده محدود بود. محصولات تصفیه شده در آسفالت مصنوعی ، روغن ماشین و روان کننده ها ، علاوه بر لامپ نفتی Łukasiewicz استفاده می شد. با محبوبیت لامپ های نفت سفید ، صنعت پالایش در این منطقه رشد کرد.

اولین چاه تجاری تجاری در کانادا در سال ۱۸۵۸ در اویل اسپرینگز ، انتاریو (سپس کانادا غربی) به بهره برداری رسید.تاجر جیمز میلر ویلیامز چندین چاه را بین سالهای ۱۸۵۵ تا ۱۸۵۸ حفر کرد و قبل از کشف ذخایر غنی نفتی در چهار متری زیر زمین کشف کرد.ویلیامز ۱٫۵ میلیون لیتر نفت خام تا سال ۱۸۶۰ استخراج کرد و مقدار زیادی از آن را در نفت چراغ نفتی تصفیه کرد.برخی از مورخان ادعای کانادا در مورد اولین میدان نفتی آمریکای شمالی را به چالش می کشند و استدلال می کنند که دریک چاه معروف پنسیلوانیا اولین قاره بود.

اما شواهدی وجود دارد که ویلیامز را پشتیبانی می کند ، از جمله مهمترین آنها این است که چاه دریک تا ۲۸ آگوست ۱۸۵۹ به تولید نرسید. نکته بحث برانگیز ممکن است این باشد که ویلیامز روغن را در بالای سنگ زیرین پیدا کرده است در حالی که روغن چاه ادوین دریک در مخزن سنگ بستر واقع شده است. این کشف در چشمه های نفت باعث رونق نفت شد که صدها دلال و کارگر را به منطقه آورد. اولین شلیک کانادا (به خوبی جاری شد) در ۱۶ ژانویه ۱۸۶۲ فوران کرد ، هنگامی که جان شاو ، نفتکش محلی ، در ارتفاع ۱۵۸ پا (۴۸ متر) به روغن برخورد کرد. به مدت یک هفته نفت به میزان ۳ هزار بشکه در روز کنترل می شد.

اولین حفاری مدرن نفت در ایالات متحده در ویرجینیای غربی و پنسیلوانیا در دهه ۱۸۵۰ آغاز شد. چاه ادوین دریک در سال ۱۸۵۹ در نزدیکی تیتوسویل ، پنسیلوانیا ، که معمولاً [توسط چه کسی؟] اولین چاه نفتی واقعی نیاز داشت ، رونق بزرگی را به دنبال داشت.

در ربع اول قرن بیستم ، ایالات متحده از روسیه به عنوان بزرگترین تولیدکننده نفت جهان پیشی گرفت. در دهه ۱۹۲۰ ، میدان های نفتی [توسط چه کسانی] در بسیاری از کشورها از جمله کانادا ، لهستان ، سوئد ، اوکراین ، ایالات متحده ، پرو و ونزوئلا ایجاد شده بود.

اولین نفتکش موفق ، زرتشت ، در سال ۱۸۷۸ در سوئد ساخته شد که توسط لودویگ نوبل طراحی شد. از باکو تا آستاراخان عمل می کرد.تعدادی از طرح های جدید نفتکش در دهه ۱۸۸۰ توسعه یافت.
در اوایل دهه ۱۹۳۰ شرکت تگزاس اولین باربرهای فولادی متحرک را برای حفاری در مناطق ساحلی شور آب خلیج مکزیک توسعه داد. در سال ۱۹۳۷ ، شرکت نفت خالص (که در حال حاضر بخشی از شرکت شورون است) و شرکت نفتی برتر آن (که در حال حاضر بخشی از ExxonMobil Corporation است) از یک سکوی ثابت برای توسعه میدان در ۱۴ فوت (۴٫۳ متر) آب ، یک مایل (۱٫۶ کیلومتر) دریایی استفاده کردند. از محله کالکاسیو ، لوئیزیانا در اوایل سال ۱۹۴۷ ، Superior Oil یک سکوی حفاری/تولید نفت را در ۲۰ فوت (۶٫۱ متر) آب در فاصله ۱۸ مایلی (مبهم) از ورمیلیون ، لوئیزیانا ، ایجاد کرد. صنایع نفتی Ker-McGee ، به عنوان اپراتور شرکای Phillips Petroleum (ConocoPhillips) و Stanolind Oil & Gas (BP) ، آبان تاریخی Ship Shoal Block 32 خود را در نوامبر ۱۹۴۷ تکمیل کردند.

چند ماه قبل از اینکه Superior واقعاً از سکوی Vermilion خود در دریای دورتر حفاری کند. در هر صورت ، این امر باعث ایجاد خلیج کر مک مک در مکزیک شد ، کرماک شماره ۱۶ ، اولین کشف نفتی که در خارج از چشم زمین حفاری شد.چهل و چهار چاه اکتشافی خلیج مکزیک ۱۱ کشف کرد میادین نفت و گاز طبیعی تا پایان سال ۱۹۴۹٫

در طول جنگ جهانی دوم (۱۹۳۹-۱۹۴۵) کنترل عرضه نفت از رومانی ، باکو ، خاورمیانه و هند شرقی هلند نقش بزرگی در وقایع جنگ و پیروزی نهایی متفقین داشت. حمله انگلیس و شوروی به ایران (۱۹۴۱) کنترل متفقین بر تولید نفت در خاورمیانه را تضمین کرد. عملیات ادلویس در تأمین میدانهای نفتی قفقاز برای ارتش محور در سال ۱۹۴۲ شکست خورد ، در حالی که رومانی دسترسی ورماخت به میادین نفتی پلستی را از اوت ۱۹۴۴ محروم کرد. قطع عرضه نفت شرق هند (به ویژه از طریق حملات زیردریایی) ژاپن را به طور قابل توجهی تضعیف کرد.

بخش دوم جنگپس از پایان جنگ جهانی دوم ، کشورهای خاورمیانه پیشتاز تولید نفت از ایالات متحده شدند. تحولات مهم پس از جنگ جهانی دوم شامل حفاری در اعماق آب ، معرفی کشتی حفاری و رشد شبکه جهانی حمل و نقل نفت برای نفت با اتکا به نفتکش ها و خطوط لوله است. در سال ۱۹۴۹ اولین حفاری نفتی دریایی در نفت سنگ (نفت داشلاری) در دریای خزر در نزدیکی آذربایجان در نهایت منجر به ساخت شهری بر روی ستون ها شد. در دهه ۱۹۶۰ و ۱۹۷۰ ، سازمانهای چند دولتی کشورهای تولیدکننده نفت اوپک و اوپک نقش عمده ای در تعیین قیمتها و سیاست نفت داشتند. نشت نفت و پاکسازی آنها به موضوعی با اهمیت سیاسی ، زیست محیطی و اقتصادی تبدیل شده است. زمینه های جدید تولید هیدروکربن در مناطقی مانند سیبری ، ساخالین ، ونزوئلا و شمال و غرب آفریقا توسعه یافت.

با ظهور شکست هیدرولیکی و دیگر تکنیک های حفاری افقی ، بازی شیل شاهد افزایش عظیمی در تولید بوده است. مناطق شیل مانند حوضه پرمین و ایگل فورد تبدیل به کانون بزرگ تولید بزرگترین شرکت های نفتی در ایالات متحده شده اند.

Structure

انستیتوی نفت آمریکا صنعت نفت را به پنج بخش تقسیم می کند:

بالادست (اکتشاف ، توسعه و تولید نفت خام یا گاز طبیعی)
پایین دست (نفتکش ها ، پالایشگاه ها ، خرده فروشان و مصرف کنندگان)
خط لوله
دریایی
خدمات و عرضه
بالادست

قبلاً شرکت های نفتی از نظر فروش به عنوان “سوپر ماژور” (BP ، Chevron ، ExxonMobil ، ConocoPhillips ، Shell ، Eni و TotalEnergies) ، “عمده” و “مستقل” یا “کارمند” طبقه بندی می شدند. با این حال ، در سال های اخیر ، شرکت های ملی نفت (NOC ، در مقابل IOC ، شرکت های بین المللی نفت) به کنترل حقوق بر بزرگترین ذخایر نفت پرداخته اند. با این معیار ده شرکت برتر همه NOC هستند. جدول زیر ده بزرگترین شرکت ملی نفت را بر اساس ذخایر [۲۸] [پیوند مرده] [۲۹] و بر اساس تولید در سال ۲۰۱۲ رتبه بندی کرده است.
بیشتر کارهای بالادستی در میدان نفتی یا چاه نفت با پیمانکاران حفاری و شرکت های خدمات حوزه نفتی منعقد شده است.

گذشته از NOC ها که بر بخش بالادستی تسلط دارند ، بسیاری از شرکت های بین المللی نیز سهم بازار دارند. به عنوان مثال:

گروه BG
BHP
کونوکو فیلیپس
شورون
انی
اکسون موبیل
اولین شرکت انرژی تگزاس
هیس
روغن ماراتون
OMV
TotalEnergies
روغن تولو

جریان میانی

عملیات میانی جریان گاهی در بخش پایین دستی طبقه بندی می شود ، اما این عملیات بخشی جداگانه و مجزا از صنعت نفت را تشکیل می دهد. عملیات و فرآیندهای جریان میانی شامل موارد زیر است:
گردآوری: در فرآیند جمع آوری از خطوط لوله باریک و کم فشار برای اتصال چاه های نفت و گاز به خطوط لوله بزرگتر و یا تاسیسات فرآوری استفاده می شود.
فرآوری/پالایش: عملیات پردازش و پالایش نفت و گاز خام را به محصولات قابل فروش تبدیل می کند. در مورد نفت خام ، این محصولات شامل روغن گرمایشی ، بنزین برای استفاده در وسایل نقلیه ، سوخت جت و روغن دیزل است. [۳۳] فرآیندهای پالایش نفت شامل تقطیر ، تقطیر در خلا ، اصلاح کاتالیزوری ، ترک خوردگی کاتالیزوری ، آلکیلاسیون ، ایزومریزاسیون و آب درمانی است.پردازش گاز طبیعی شامل فشرده سازی است. کم آبی گلیکول ؛ درمان با آمین ؛ تفکیک محصول به گاز طبیعی با کیفیت خط لوله و جریان مایعات مخلوط گاز طبیعی ؛ و شکستن ، که جریان مایعات گاز طبیعی مخلوط را به اجزای آن جدا می کند. فرآیند شکنش باعث تولید اتان ، پروپان ، بوتان ، ایزوبوتان و بنزین طبیعی می شود.
حمل و نقل: نفت و گاز به تأسیسات فرآوری و از آنجا به کاربران نهایی با خط لوله ، تانکر/بارج ، کامیون و راه آهن منتقل می شود. خطوط لوله مقرون به صرفه ترین روش حمل و نقل هستند و برای حرکت در فواصل طولانی تر ، به عنوان مثال ، در سراسر قاره ها ، مناسب ترین هستند.تانکرها و کشتی های حمل و نقل نیز برای حمل و نقل طولانی و اغلب بین المللی استفاده می شوند. از راه آهن و کامیون می توان برای مسافتهای طولانی تر استفاده کرد اما برای مسیرهای کوتاه مقرون به صرفه تر است.
ذخیره سازی: ارائه دهندگان خدمات میانی امکانات ذخیره سازی را در پایانه های سراسر سیستم های توزیع نفت و گاز ارائه می دهند. این تأسیسات اغلب در مجاورت تاسیسات پالایش و فرآوری واقع شده اند و برای تسهیل حمل و نقل در مواقعی که باید تقاضای محصول برآورده شود ، به سیستم های خط لوله متصل هستند. در حالی که فرآورده های نفتی در مخازن ذخیره سازی نگهداری می شوند ، گاز طبیعی تمایل دارد در تاسیسات زیرزمینی مانند غارهای گنبدی نمکی و مخازن تهی ذخیره شود.
کاربردهای تکنولوژیکی: ارائه دهندگان خدمات میانی از راه حل های تکنولوژیکی برای بهبود کارایی در فرآیندهای جریان متوسط استفاده می کنند. برای تسهیل جریان از طریق خطوط لوله ، می توان از فناوری در هنگام فشرده سازی سوخت استفاده کرد. برای تشخیص بهتر نشتی در خطوط لوله ؛ و خودکارسازی ارتباطات برای نظارت بهتر بر خطوط لوله و تجهیزات.
در حالی که برخی از شرکت های بالادستی عملیات میانی خاصی را انجام می دهند ، بخش میانی جریان تحت تسلط تعدادی از شرکت های متخصص در این خدمات است. شرکت های جریان متوسط عبارتند از:

Aux Sable
گروه بریجر
شرکای DCP Midstream
شرکای انبریج انرژی
شرکای محصولات شرکت
پیدایش انرژی
انرژی گیبسون
جریان غیر مستقیم
شرکای انرژی Kinder Morgan
شرکای Oneok
دشتهای تمام آمریکایی
تدارکات Sunoco
خدمات میانی جریان Targa
مایعات گاز طبیعی Targray
TransCanada
شرکت های ویلیامز
اثرات زیست محیطی

آلودگی آب

برخی از عملیات صنعت نفت مسئول آلودگی آب از طریق محصولات جانبی پالایش و نشت نفت بوده است. اگرچه شکست هیدرولیکی استخراج گاز طبیعی را به میزان قابل توجهی افزایش داده است ، اما اعتقاد و شواهدی وجود دارد که نشان می دهد آب مصرفی به دلیل این استخراج گاز در آلودگی متان افزایش یافته است.

نشت از مخازن زیرزمینی و پالایشگاه های متروکه نیز ممکن است آبهای زیرزمینی مناطق اطراف را آلوده کند. هیدروکربن هایی که شامل نفت تصفیه شده هستند در برابر تجزیه بیولوژیکی مقاوم هستند و مشخص شده است که سالها در خاکهای آلوده باقی می مانند.برای تسریع در این فرایند ، تصفیه زیستی آلاینده های هیدروکربنی نفت اغلب با استفاده از تخریب هوازی مورد استفاده قرار می گیرد.به تازگی ، روشهای زیستی دیگر مانند پالایش گیاهی و ترمیم حرارتی مورد بررسی قرار گرفته است.

آلودگی هوا

این صنعت بزرگترین منبع صنعتی انتشار گازهای ترکیبات آلی فرار (VOCs) است ، گروهی از مواد شیمیایی که به تشکیل ازن (دود) سطح زمین کمک می کند.احتراق سوخت های فسیلی گازهای گلخانه ای و سایر آلاینده های هوا را به عنوان محصولات جانبی تولید می کند. آلاینده ها شامل اکسیدهای نیتروژن ، دی اکسید گوگرد ، ترکیبات آلی فرار و فلزات سنگین هستند.

محققان دریافته اند که صنعت پتروشیمی می تواند در فصل زمستان نسبت به تابستان میزان بیشتری ازن ازن را در سطح زمین تولید کند.

تغییر اقلیم

همچنین ببینید: سوخت فسیلی به تدریج از بین می رود

گازهای گلخانه ای ناشی از سوخت های فسیلی باعث تغییرات آب و هوایی می شوند. در سال ۱۹۵۹ ، در سمپوزیومی که توسط موسسه نفت آمریکا برای صدمین سال صنعت نفت آمریکا برگزار شد ، ادوارد تلر فیزیکدان در مورد خطر تغییرات آب و هوایی جهانی هشدار داد.ادوارد تلر توضیح داد که دی اکسید کربن “در اتمسفر باعث ایجاد اثر گلخانه ای می شود” و سوزاندن سوخت های فسیلی بیشتر می تواند “یخ را ذوب کرده و نیویورک را زیر آب ببرد”.

گروه بین دولتی تغییرات آب و هوایی ، که توسط سازمان ملل متحد در سال ۱۹۸۸ تأسیس شد ، نتیجه می گیرد که گازهای گلخانه ای با منابع انسانی مسئول بیشتر افزایش دمای مشاهده شده از اواسط قرن بیستم هستند.

در نتیجه نگرانی از تغییرات آب و هوا ، بسیاری از علاقه مندان به انرژی جایگزین استفاده از روش های دیگر انرژی مانند خورشید و باد را آغاز کرده اند. این دیدگاه اخیر برخی از علاقه مندان به نفت را نسبت به آینده واقعی این صنعت تردید کرده است.

گاز طبیعی

گاز طبیعی (که گاز فسیلی نیز نامیده می شود ؛ گاهی فقط گاز) مخلوطی از گاز هیدروکربوری است که متان متشکل از متان است و معمولاً مقادیر متفاوتی از آلکانهای دیگر را شامل می شود و گاهی درصد کمی دی اکسید کربن ، نیتروژن ، سولفید هیدروژن یا هلیوم را شامل می شود.گاز طبیعی بی رنگ و بی بو و منفجره است ، بنابراین بوی گوگرد (شبیه تخم مرغ فاسد) برای تشخیص زود هنگام نشت اضافه می شود. گاز طبیعی هنگامی ایجاد می شود که لایه هایی از مواد گیاهی و جانوری در حال تجزیه در معرض گرما و فشار شدید در زیر سطح زمین در طول میلیون ها سال قرار گیرد.انرژی که گیاهان در ابتدا از خورشید به دست آوردند به صورت پیوندهای شیمیایی در گاز ذخیره می شود.گاز طبیعی یک سوخت فسیلی است.

گاز طبیعی یک هیدروکربن تجدید ناپذیر است که به عنوان منبع انرژی برای گرمایش ، پخت و پز و تولید برق مورد استفاده قرار می گیرد. همچنین به عنوان سوخت خودروها و به عنوان مواد اولیه شیمیایی در تولید پلاستیک و سایر مواد شیمیایی آلی مهم تجاری استفاده می شود.

استخراج و مصرف گاز طبیعی محرک اصلی و رو به رشد تغییرات اقلیمی است.این گاز هنگامی که در جو آزاد می شود ، خود یک گاز گلخانه ای قوی است و هنگام سوختن دی اکسید کربن ایجاد می کند.گاز طبیعی را می توان به طور م burnedثر سوزاند تا گرما و الکتریسیته تولید کند و ضایعات و سموم کمتری در محل استفاده نسبت به سایر سوخت های فسیلی و زیست توده تولید کند. با این حال ، تخلیه و شعله ور شدن گاز ، همراه با انتشار ناخواسته فرار در سراسر زنجیره تامین ، می تواند به طور کلی در ردپای کربن مشابه ایجاد کند.

گاز طبیعی در سنگهای زیرزمینی عمیق یافت می شود یا با مخازن هیدروکربوری دیگر در بستر زغال سنگ و به عنوان کلاترات متان یافت می شود. نفت یکی دیگر از سوخت های فسیلی است که در نزدیکی و با گاز طبیعی یافت می شود. بیشتر گاز طبیعی در طول زمان توسط دو مکانیسم ایجاد می شود: زیست زا و گرمازا. گاز بیوژنیک توسط موجودات متانوژنیک در باتلاق ها ، باتلاق ها ، محل های دفن زباله و رسوبات کم عمق ایجاد می شود. در عمق بیشتر زمین ، در دما و فشار بیشتر ، گاز ترموژنیک از مواد آلی مدفون ایجاد می شود.

در تولید نفت ، گاهی اوقات گاز به عنوان گاز شعله ور سوزانده می شود. قبل از استفاده از گاز طبیعی به عنوان سوخت ، بیشتر ، اما نه همه ، باید برای حذف ناخالصی ها ، از جمله آب ، پردازش شوند تا مشخصات گاز طبیعی قابل فروش را برآورده کنند. محصولات جانبی این فرآیند شامل اتان ، پروپان ، بوتان ، پنتان و هیدروکربن های با وزن مولکولی بیشتر ، سولفید هیدروژن (که ممکن است به گوگرد خالص تبدیل شود) ، دی اکسید کربن ، بخار آب و گاهی اوقات هلیوم و نیتروژن است.
گاز طبیعی گاهی اوقات به طور غیر رسمی به عنوان “گاز” شناخته می شود ، به ویژه هنگامی که با سایر منابع انرژی مانند نفت یا زغال سنگ مقایسه می شود. با این حال ، نباید آن را با بنزین اشتباه گرفت ، که اغلب در استفاده محاوره ای به “گاز” ، به ویژه در آمریکای شمالی ، کوتاه می شود.

تاریخچه

گاز طبیعی به طور تصادفی در چین باستان و در نتیجه حفاری آب شور کشف شد. گاز طبیعی اولین بار توسط چینی ها در حدود ۵۰۰ سال قبل از میلاد (احتمالاً حتی ۱۰۰۰ سال قبل از میلاد [۱۶]) مورد استفاده قرار گرفت. آنها راهی برای انتقال گاز نشتی از زمین در خطوط لوله خام بامبو به جایی که از آن برای جوشاندن آب نمک برای استخراج نمک در منطقه Ziliujing در سیچوان استفاده می شد ، کشف کردند.

کشف و شناسایی گاز طبیعی در قاره آمریکا در سال ۱۶۲۶ اتفاق افتاد. در سال ۱۸۲۱ ، ویلیام هارت اولین چاه گاز طبیعی را با موفقیت در فردونیا ، نیویورک ، ایالات متحده حفر کرد ، که منجر به تشکیل شرکت چراغ گاز Fredonia شد. شهر فیلادلفیا اولین پروژه توزیع گاز طبیعی متعلق به شهرداری را در سال ۱۸۳۶ ایجاد کرد.

تا سال ۲۰۰۹ ، ۶۶۰۰۰ کیلومتر مکعب (۱۶۰۰۰ متر مکعب) (یا ۸)) از مجموع ۸۵۰ ۰۰۰ کیلومتر مکعب (۲۰۰٫۰۰۰ مکعب مایل) از ذخایر قابل بازیافت باقی مانده گاز طبیعی برآورد شده بود.بر اساس برآورد میزان مصرف جهانی در سال ۲۰۱۵ در حدود ۳۴۰۰ کیلومتر مکعب (۸۱۵ متر مکعب) گاز در سال ، مجموع ذخایر باقی مانده قابل بازیافت اقتصادی گاز طبیعی با نرخ مصرف فعلی ۲۵۰ سال دوام می آورد. افزایش سالانه استفاده از ۲ تا ۳ درصد می تواند باعث شود که ذخایر قابل بازیابی در حال حاضر به میزان قابل توجهی کمتر باشد ، شاید فقط ۸۰ تا ۱۰۰ سال.

منبع

در قرن نوزدهم ، گاز طبیعی در درجه اول به عنوان محصول جانبی تولید نفت به دست آمد. زنجیره های کوچک و سبک گاز کربنی از محلول بیرون آمدند ، زیرا مایعات استخراج شده تحت فشار از مخزن به سطح قرار گرفتند ، مانند درپوش یک بطری نوشابه که در آن دی اکسید کربن جوش می زند. این گاز اغلب به عنوان یک محصول جانبی ، یک خطر و یک مشکل دفع در میادین فعال نفت در نظر گرفته می شد. تا زمانی که خط لوله نسبتاً گران قیمت و تاسیسات ذخیره سازی برای انتقال گاز به بازارهای مصرف احداث نشود ، نمی توان از حجم زیاد تولید استفاده کرد.

تا اوایل قرن بیستم ، بیشتر گاز طبیعی مرتبط با نفت یا به سادگی آزاد می شد یا در میادین نفتی سوزانده می شد. تخلیه گاز و شعله ور شدن گاز هنوز در دوران معاصر انجام می شود ، اما تلاشها در سراسر جهان برای بازنشستگی آنها و جایگزینی آنها با سایر جایگزینهای تجاری و مفید تجاری ادامه دارد.

گازهای ناخواسته (یا گازهای بدون بازار) غالباً با چاههای تزریق به مخزن باز می گردند در حالی که منتظر بازار احتمالی آینده هستند و یا فشار مجدد بر تشکیل ، که می تواند میزان استخراج نفت از چاههای دیگر را افزایش دهد ، انجام می شود. در مناطقی که تقاضای گاز طبیعی بالایی دارند (مانند ایالات متحده) ، خطوط لوله زمانی ساخته می شوند که از نظر اقتصادی امکان انتقال گاز از محل چاه به مصرف کننده نهایی وجود داشته باشد.

علاوه بر انتقال گاز از طریق خطوط لوله برای استفاده در تولید برق ، دیگر مصارف نهایی گاز طبیعی شامل صادرات به عنوان گاز طبیعی مایع (LNG) یا تبدیل گاز طبیعی به سایر محصولات مایع از طریق گاز به مایعات (GTL) است. فناوری های GTL می توانند گاز طبیعی را به محصولات مایع مانند بنزین ، دیزل یا سوخت جت تبدیل کنند. انواع فناوری های GTL توسعه داده شده است ، از جمله Fischer -Tropsch (F -T) ، متانول به بنزین (MTG) و گازهای گاز سنتز به بنزین به علاوه (STG+). F -T یک نفت خام مصنوعی تولید می کند که می تواند بیشتر به محصولات نهایی تبدیل شود ، در حالی که MTG می تواند بنزین مصنوعی را از گاز طبیعی تولید کند. STG+ می تواند بنزین ، گازوئیل ، سوخت جت و مواد شیمیایی معطر را مستقیماً از گاز طبیعی از طریق فرآیند تک حلقه تولید کند.در سال ۲۰۱۱ ، ۱۴۰ هزار بشکه رویال داچ شل (۲۲۰۰۰ متر مکعب) در روز کارخانه F -T در قطر به بهره برداری رسید.

گاز طبیعی می تواند “مرتبط” (در میادین نفتی) ، یا “غیر مرتبط” (جدا شده در میادین گاز طبیعی) باشد ، و همچنین در بسترهای زغال سنگ (به عنوان متان ذغال سنگ) یافت می شود.گاهی اوقات حاوی مقدار قابل توجهی اتان ، پروپان ، بوتان و پنتان است – هیدروکربن های سنگین تر برای استفاده تجاری قبل از فروش متان به عنوان سوخت مصرفی یا مواد اولیه گیاهان شیمیایی حذف می شوند. غیر هیدروکربن هایی مانند دی اکسید کربن ، نیتروژن ، هلیوم (به ندرت) و سولفید هیدروژن نیز باید قبل از انتقال گاز طبیعی حذف شوند.
گاز طبیعی که از چاه های نفت استخراج می شود ، گاز سرپوش دار نامیده می شود (چه به طور واقعی حلقه و چه از طریق خروجی سرپوش تولید شود) یا گاز همراه. صنعت گاز طبیعی در حال استخراج مقدار زیادی گاز از انواع منابع چالش برانگیز است: گاز ترش ، گاز تنگ ، گاز شیل و متان ذغال سنگ.

در مورد اینکه کدام کشور دارای بیشترین ذخایر اثبات شده گاز است اختلاف نظر وجود دارد. منابعی که معتقدند روسیه دارای بیشترین ذخایر اثبات شده است عبارتند از: سیا آمریکا (۴۷ ۶۰۰ کیلومتر مکعب) ،اداره اطلاعات انرژی ایالات متحده (۴۷ ۸۰۰ کیلومتر مکعب) ، و اوپک (۴۸ ۷۰۰ کیلومتر مکعب).با این حال ، BP تنها ۳۲ ۹۰۰ کیلومتر مکعب به روسیه اعتبار می دهد ، [۳۱] که این کشور را در رتبه دوم قرار می دهد ، کمی پشت سر ایران (بسته به منبع ۳۳ ۱۰۰ تا ۳۳ ۸۰۰ کیلومتر مکعب). با گازپروم ، روسیه اغلب بزرگترین استخراج کننده گاز طبیعی جهان است.

منابع اصلی اثبات شده (در کیلومتر مکعب) جهان ۱۸۷ ۳۰۰ (۲۰۱۳) ، ایران ۳۳ ۶۰۰ (۲۰۱۳) ، روسیه ۳۲ ۹۰۰ (۲۰۱۳) ، قطر ۲۵ ۱۰۰ (۲۰۱۳) ، ترکمنستان ۱۷ ۵۰۰ (۲۰۱۳) و ایالات متحده ۸۵۰۰ (۲۰۱۳) است.)
تخمین زده می شود که حدود ۹۰۰۰۰۰ کیلومتر مکعب گاز “غیرمتعارف” مانند گاز شیل وجود دارد که ۱۸۰۰۰۰ کیلومتر مکعب آن قابل بازیابی است.به نوبه خود ، بسیاری از مطالعات MIT ، Black & Veatch و DOE پیش بینی می کنند که گاز طبیعی بخش بزرگی از تولید و گرمای الکتریکی را در آینده به خود اختصاص خواهد داد.

بزرگترین میدان گازی جهان میدان دریایی پارس جنوبی / میعانات گنبد شمالی است که بین ایران و قطر مشترک است. تخمین زده می شود که ۵۱۰۰۰ کیلومتر مکعب (۱۲۰۰۰ مایل مکعب) گاز طبیعی و ۵۰ میلیارد بشکه (۷٫۹ میلیارد متر مکعب) میعانات گاز طبیعی داشته باشد.

از آنجا که گاز طبیعی یک محصول خالص نیست ، زیرا فشار مخزن هنگامی که گاز غیر مرتبط از یک میدان تحت شرایط فوق بحرانی (فشار/دما) استخراج می شود ، کاهش می یابد ، اجزای با وزن مولکولی بالاتر ممکن است تا حدی بر فشار فشرده کننده ایزوترمی متراکم شوند-این اثر به نام تراکم برگشتی می گویند. به مایع تشکیل شده به این ترتیب ممکن است با تخلیه منافذ مخزن گاز به دام بیفتد. یک روش برای مقابله با این مشکل تزریق مجدد گاز خشک بدون میعانات برای حفظ فشار زیرزمینی و امکان تبخیر مجدد و استخراج میعانات است. بیشتر اوقات ، مایع در سطح متراکم می شود و یکی از وظایف کارخانه گاز جمع آوری این میعانات است. مایع حاصله مایع گاز طبیعی (NGL) نامیده می شود و ارزش تجاری دارد.

گاز شیل

گاز شیل گاز طبیعی تولید شده از شیل است. از آنجا که نفوذپذیری ماتریس شیل بسیار کم است تا بتواند گاز را در مقادیر اقتصادی جریان دهد ، چاههای گاز شیل به شکستگی ها اجازه می دهند تا گاز جریان یابد. چاههای اولیه گاز شیل به شکستگی های طبیعی بستگی داشت که گاز از طریق آنها جریان می یافت. امروزه تقریباً همه چاههای گاز شیل به شکستگی هایی نیاز دارند که به طور مصنوعی توسط شکست هیدرولیکی ایجاد شده اند. از سال ۲۰۰۰ ، گاز شیل به منبع اصلی گاز طبیعی در ایالات متحده و کانادا تبدیل شده است. به دلیل افزایش تولید گاز شیل ، ایالات متحده در سال ۲۰۱۴ اولین تولید کننده گاز طبیعی در جهان بود.تولید گاز شیل در ایالات متحده به عنوان “انقلاب گاز شیل” و “به عنوان یکی از رویدادهای مهم قرن ۲۱” توصیف شده است.

به دنبال افزایش تولید در ایالات متحده ، اکتشاف گاز شیل در کشورهایی مانند لهستان ، چین و آفریقای جنوبی آغاز می شود.زمین شناسان چینی حوضه سیچوان را به عنوان شباهت امیدوارکننده ای برای حفاری گاز شیل ، به دلیل شباهت شیل ها با محصولاتی که در ایالات متحده ثابت کرده اند ، شناسایی کرده اند. میزان تولید از چاه وی وی ۲۰۱ ۱ × ۱۰۴-۲ × ۱۰۴ متر مکعب در روز است.در اواخر سال ۲۰۲۰ ، شرکت ملی نفت چین ادعا کرد روزانه ۲۰ میلیون متر مکعب گاز از منطقه تظاهرات Changning-Weiyuan تولید می کند.

گاز شهری

گاز شهری یک سوخت گازی قابل اشتعال است که از تقطیر مخرب زغال سنگ ساخته می شود. این شامل انواع گازهای گرمایی از جمله هیدروژن ، مونوکسید کربن ، متان و سایر هیدروکربن های فرار به همراه مقادیر کمی از گازهای غیر کالری مانند دی اکسید کربن و نیتروژن است و مشابه گاز طبیعی مورد استفاده قرار می گیرد. این یک فناوری تاریخی است و معمولاً امروزه از نظر اقتصادی با سایر منابع گاز سوخت قابل رقابت نیست.

اکثر “گرمخانه های شهر” واقع در شرق ایالات متحده در اواخر قرن ۱۹ و اوایل قرن ۲۰ ، اجاق های کک ساده ای بودند که زغال سنگ قیر را در اتاقک های تنگ هوا گرم می کردند. گاز خارج شده از زغال سنگ جمع آوری شده و از طریق شبکه های لوله به محل های مسکونی و ساختمانهای دیگر که برای پخت و پز و روشنایی استفاده می شد توزیع می شود. (گرمایش گاز تا نیمه آخر قرن بیستم مورد استفاده گسترده قرار نگرفت.) قیر زغال سنگ (یا آسفالت) که در ته کوره های گلخانه جمع می شد ، اغلب برای سقف و سایر اهداف ضد آب و هنگام مخلوط شدن با ماسه استفاده می شد. و از سنگریزه برای سنگ فرش خیابانها استفاده می شد.

گاز طبیعی متبلور – هیدرات ها

مقادیر زیادی گاز طبیعی (عمدتا متان) به شکل هیدرات در زیر رسوبات در قفسه های قاره ای دریایی و در خشکی در مناطق قطبی که دارای یخبندان دائمی هستند ، مانند گازهای سیبری وجود دارد. هیدرات ها برای تشکیل نیاز به ترکیبی از فشار بالا و دمای پایین دارند.

در سال ۲۰۱۰ ، هزینه استخراج گاز طبیعی از گاز طبیعی متبلور دو برابر هزینه استخراج گاز طبیعی از منابع معمولی و حتی بیشتر از ذخایر دریایی برآورد شد.

در سال ۲۰۱۳ ، شرکت ملی نفت ، گاز و فلزات ژاپن (JOGMEC) اعلام کرد که مقادیر تجاری گاز طبیعی را از هیدرات متان بازیابی کرده اند.

پردازش گاز طبیعی

تصویر زیر یک نمودار جریان بلوک از یک کارخانه پردازش گاز طبیعی معمولی است. این فرآیندهای مختلف واحد مورد استفاده برای تبدیل گاز طبیعی خام به گاز فروش به بازار مصرف کننده نهایی را نشان می دهد.

تخلیه کاهش گاز

از اواسط سال ۲۰۲۰ ، تولید گاز طبیعی در ایالات متحده سه برابر شده است و سطح فعلی از هر دو قله قبلی فراتر رفته است. در سال ۱۹۷۳ به ۲۴٫۱ تریلیون فوت مکعب در سال رسید و پس از آن کاهش یافت و در سال ۲۰۰۱ به ۲۴٫۵ تریلیون فوت مکعب رسید. پس از یک افت کوتاه ، تقریباً هر سال از سال ۲۰۰۶ (به دلیل رونق گاز شیل) برداشتها افزایش یافت ، با تولید ۲۰۱۷ در ۳۳٫۴ تریلیون فوت مکعب و تولید ۲۰۱۹ در ۴۰٫۷ تریلیون فوت مکعب. پس از سومین اوج در دسامبر ۲۰۱۹ ، به دلیل کاهش تقاضا ناشی از همه گیری COVID-19 در ایالات متحده ، استخراج از مارس به بعد کاهش یافت.

ذخیره سازی و حمل و نقل

به دلیل چگالی کم ، ذخیره گاز طبیعی یا حمل آن توسط وسیله نقلیه آسان نیست. خطوط لوله گاز طبیعی در اقیانوس ها غیرممکن است ، زیرا گاز باید سرد و فشرده شود ، زیرا اصطکاک در خط لوله باعث گرم شدن گاز می شود. بسیاری از خطوط لوله موجود در آمریکا به ظرفیت خود نزدیک شده اند ، و برخی از سیاستمداران نماینده ایالت های شمالی را بر آن داشت تا از کمبود احتمالی صحبت کنند. هزینه های تجاری بزرگ نشان می دهد که بازارهای گاز طبیعی در سطح جهانی بسیار کمتر ادغام شده اند و باعث اختلاف قیمت قابل توجهی در بین کشورها می شود. در اروپای غربی ، شبکه خط لوله گاز متراکم است.خطوط لوله جدیدی در اروپای شرقی و بین میدان های گازی روسیه ، شرق نزدیک و شمال آفریقا و اروپای غربی در حال برنامه ریزی یا در دست ساخت است. به

هر زمان که گاز در نقاط انتقال نگهداری خرید یا فروش می شود ، قوانین و توافقاتی در مورد کیفیت گاز ایجاد می شود. اینها ممکن است شامل حداکثر غلظت مجاز CO باشد

۲S و H

۲O معمولاً گازهای با کیفیت فروش که برای حذف آلودگی تصفیه شده اند ، بر اساس “گاز خشک” معامله می شوند و باید از نظر تجاری عاری از بو ، مواد و گرد و غبار یا سایر مواد جامد یا مایع ، موم ، صمغ و اجزای تشکیل دهنده صمغ باشد. که ممکن است به عملکرد تجهیزات در پایین دست نقطه انتقال نگهبان آسیب برساند یا بر آنها تأثیر منفی بگذارد.

حامل های LNG گاز طبیعی مایع (LNG) را از طریق اقیانوس ها منتقل می کنند ، در حالی که کامیون های تانک می توانند گاز طبیعی مایع یا فشرده (CNG) را در فواصل کوتاه تر حمل کنند. [۵۱] حمل و نقل دریایی با استفاده از کشتی های حامل CNG که در حال توسعه هستند ممکن است در شرایط خاص با حمل و نقل LNG رقابت کند.

گاز در کارخانه مایع سازی به مایع تبدیل می شود و در پایانه گاز مجدد در پایانه به حالت گاز بازگردانده می شود. تجهیزات گاز مجدد کشتی نیز مورد استفاده قرار می گیرد. LNG شکل ترجیحی برای حمل و نقل طولانی مدت و حجم زیاد گاز طبیعی است ، در حالی که خط لوله برای حمل تا مسافت های ۴۰۰۰ کیلومتری (۲۵۰۰ مایل) از خشکی و تقریباً نیمی از این فاصله در ساحل ترجیح داده می شود.

CNG با فشار بالا ، معمولاً بالای ۲۰۰ بار (۲۰۰۰۰ کیلو پاسکال ؛ ۲۹۰۰ psi) منتقل می شود. کمپرسورها و تجهیزات فشرده سازی سرمایه کمتری مصرف می کنند و ممکن است در اندازه های واحد کوچکتر از کارخانه های روان کننده/گاز مجدد مقرون به صرفه باشند. کامیون ها و حامل های گاز طبیعی ممکن است گاز طبیعی را مستقیماً به کاربران نهایی یا نقاط توزیع مانند خطوط لوله انتقال دهند.
در گذشته ، گاز طبیعی که در جریان بازیابی نفت بازیافت می شد ، سود قابل فروش نداشت و به سادگی در میدان نفتی در فرآیندی موسوم به شعله ور شدن سوزانده می شد.

شعله ور شدن در حال حاضر در بسیاری از کشورها غیرقانونی است.علاوه بر این ، افزایش تقاضا در ۲۰-۳۰ سال گذشته باعث شده است که تولید گاز مرتبط با نفت از نظر اقتصادی مقرون به صرفه باشد. بعنوان یک گزینه دیگر ، گاهی اوقات گاز مجدداً به منظور افزایش بازیابی نفت با حفظ فشار و همچنین سیلابهای مخلوط یا غیرقابل مخلوط مجدداً وارد سازند می شود. حفاظت ، تزریق مجدد یا شعله ور شدن گاز طبیعی مرتبط با نفت در درجه اول به مجاورت بازارها (خطوط لوله) و محدودیت های قانونی بستگی دارد.

گاز طبیعی را می توان به صورت غیر مستقیم از طریق جذب در سایر خروجی های فیزیکی صادر کرد. یک مطالعه اخیر نشان می دهد که افزایش تولید گاز شیل در ایالات متحده باعث کاهش قیمت نسبت به سایر کشورها شده است. این امر باعث رونق بخشیدن به صادرات بخش تولید انرژی شدیدی شده است ، به طوری که میانگین واحد دلاری صادرات تولیدی ایالات متحده بین سالهای ۱۹۹۶ تا ۲۰۱۲ تقریباً سه برابر میزان انرژی خود را افزایش داده است.

در اواخر دهه ۱۹۷۰ یک “سیستم گاز اصلی” در عربستان سعودی اختراع شد و به هرگونه نیاز به شعله ور شدن پایان داد. با این حال ، مشاهده ماهواره ای نشان می دهد که شعله ور شدن و تخلیه هنوز در برخی از کشورهای استخراج کننده گاز انجام می شود.

گاز طبیعی برای تولید برق و حرارت برای نمک زدایی استفاده می شود. به طور مشابه ، برخی از محل های دفن زباله که گازهای متان را نیز تخلیه می کنند ، برای جذب متان و تولید برق ایجاد شده اند.

گاز طبیعی اغلب در زیر مخازن گاز تهی شده از چاههای گاز قبلی ، گنبدهای نمکی یا در مخازن به عنوان گاز طبیعی مایع ذخیره می شود. گاز در زمان کم تقاضا تزریق می شود و هنگامی که تقاضا افزایش می یابد ، استخراج می شود. ذخیره سازی کاربران نهایی نزدیک به برآوردن نیازهای فرار کمک می کند ، اما چنین ذخیره سازی ممکن است همیشه عملی نباشد.

با توجه به این که ۱۵ کشور ۸۴ درصد از کل تولید جهان را تشکیل می دهند ، دسترسی به گاز طبیعی به یک موضوع مهم در سیاست بین الملل تبدیل شده است و کشورها برای کنترل خطوط لوله رقابت می کنند. [۵۸] در دهه اول قرن بیست و یکم ، گازپروم ، شرکت دولتی انرژی در روسیه ، بر سر قیمت گاز طبیعی با اوکراین و بلاروس درگیر اختلافاتی شد که این نگرانی ها را مبنی بر قطع تحویل گاز به بخش هایی از اروپا به وجود آورد. دلایل سیاسی. [۵۹] ایالات متحده خود را برای صادرات گاز طبیعی آماده می کند.
گاز طبیعی مایع شناور
گاز مایع شناور (FLNG) یک فناوری نوآورانه است که امکان توسعه منابع گاز دریایی را فراهم می کند که در غیر این صورت به دلیل عوامل محیطی یا اقتصادی که در حال حاضر توسعه آنها از طریق عملیات LNG زمینی غیرممکن است ، بدون استفاده باقی می ماند. فناوری FLNG همچنین تعدادی مزایای زیست محیطی و اقتصادی را ارائه می دهد:

محیط زیست – از آنجا که تمام عملیات در میدان گاز انجام می شود ، نیازی به خطوط لوله طولانی برای ساحل ، واحدهای فشرده سازی برای پمپاژ گاز به ساحل ، لایروبی و اسکله سازی ، و ساخت خشکی کارخانه پردازش LNG نیست ، که به طور قابل توجهی محیط زیست را کاهش می دهد. رد پا [۶۱] اجتناب از ساخت و ساز همچنین به حفظ محیط های دریایی و ساحلی کمک می کند. علاوه بر این ، مزاحمت های زیست محیطی در حین خاموش شدن به حداقل می رسد زیرا تاسیسات را می توان به راحتی قطع و قبل از بازسازی و استقرار مجدد در جای دیگر حذف کرد.
اقتصادی – جایی که پمپاژ گاز به ساحل می تواند بسیار گران باشد ، FLNG توسعه را از نظر اقتصادی مقرون به صرفه می کند. در نتیجه ، این فرصت های تجاری جدیدی را برای کشورها برای توسعه میادین گازی دریایی ایجاد می کند که در غیر این صورت ، مانند مناطق ساحلی آفریقای شرقی ، همچنان سرگردان خواهند بود.
بسیاری از شرکت های گاز و نفت در حال بررسی مزایای اقتصادی و زیست محیطی گاز طبیعی مایع شناور (FLNG) هستند. در حال حاضر پروژه هایی برای ساخت پنج تاسیسات FLNG در دست انجام است. Petronas در حال تکمیل FLNG-1 [63] در کشتی سازی و مهندسی دریایی Daewoo است و در پروژه FLNG-2 [64] در صنایع سنگین سامسونگ در حال انجام است. Shell Prelude تولید خود را در سال ۲۰۱۷ آغاز می کند. [۶۵] پروژه مرور LNG FEED در سال ۲۰۱۹ آغاز می شود.

موارد مورد استفاده:

گاز طبیعی عمدتا در نیمکره شمالی استفاده می شود. آمریکای شمالی و اروپا مصرف کنندگان عمده آن هستند.

گاز طبیعی جریان متوسط

اغلب گازهای سر چاه نیاز به حذف مولکولهای مختلف هیدروکربن موجود در گاز دارند. برخی از این گازها شامل هپتان ، پنتان ، پروپان و سایر هیدروکربن ها با وزن مولکولی بالاتر از متان (CH
۴) خطوط انتقال گاز طبیعی به کارخانه یا واحد پردازش گاز طبیعی گسترش می یابد که هیدروکربن های با وزن مولکولی بالاتر را حذف می کند تا گاز طبیعی با محتوای انرژی بین ۹۵۰-۱٫۰۵۰ واحد حرارتی انگلیس در فوت مکعب (۳۵-۳۹ MJ/m3) تولید کند. گاز طبیعی فرآوری شده ممکن است برای مصارف مسکونی ، تجاری و صنعتی مورد استفاده قرار گیرد.

گاز طبیعی که در خطوط توزیع جریان دارد گاز طبیعی جریان متوسط نامیده می شود و اغلب برای تغذیه موتورهایی که کمپرسورها را می چرخانند مورد استفاده قرار می گیرد. این کمپرسورها در خط انتقال مورد نیاز هستند تا گاز طبیعی را در جریان گاز تحت فشار قرار داده و تحت فشار قرار دهند. به طور معمول ، موتورهای مجهز به گاز طبیعی برای کارکردن در مشخصات صفحه چرخشی به گاز طبیعی ۹۵۰-۱٫۰۵۰ BTU/cu ft (35-39 MJ/m3) نیاز دارند. [۶۷] چندین روش برای حذف این گازهای با وزن مولکولی بالاتر برای استفاده در موتور گاز طبیعی استفاده می شود. چند فناوری به شرح زیر است:

ژول -تامسون سر خورد
سیستم برودتی یا چیلر
سیستم آنزیمی شیمیایی
تولید برق

گاز طبیعی منبع اصلی تولید برق از طریق استفاده از تولید همزمان ، توربین های گازی و توربین های بخار است. گاز طبیعی همچنین برای استفاده ترکیبی در رابطه با منابع انرژی تجدیدپذیر مانند باد یا خورشیدی [۶۸] و برای تغذیهنیروگاههای پیک بار با عملکرد همزمان با نیروگاههای برق آبی مناسب است. [نیازمند منبع] بیشتر اوج شبکه نیروگاهها و برخی از موتورهای خارج از شبکه از گاز طبیعی استفاده می کنند. از طریق ترکیب توربین های گازی با توربین بخار در حالت سیکل ترکیبی می توان به راندمان بالایی دست یافت. گاز طبیعی تمیزتر از سایر سوختها مانند نفت و زغال سنگ می سوزد.

از آنجا که سوزاندن گاز طبیعی هم آب و هم دی اکسید کربن تولید می کند ، دی اکسید کربن کمتری در واحد انرژی آزاد شده نسبت به زغال سنگ که بیشتر دی اکسید کربن تولید می کند ، تولید می کند. سوزاندن گاز طبیعی تنها نیمی از دی اکسید کربن در کیلووات ساعت (کیلووات ساعت) زغال سنگ را تولید می کند.برای حمل و نقل ، سوزاندن گاز طبیعی حدود ۳۰ درصد دی اکسید کربن کمتری نسبت به سوختن نفت تولید می کند. اداره اطلاعات انرژی آمریکا میزان انتشار گازهای گلخانه ای در میلیون تن دی اکسید کربن در جهان را برای سال ۲۰۱۲ گزارش می دهد:

گاز طبیعی: ۶،۷۹۹
نفت: ۱۱،۶۹۵
زغال سنگ: ۱۳۷۸۷

تولید انرژی الکتریکی با زغال سنگ در ازای هر مگاوات ساعت (مگاوات ساعت) حدود ۲۰۰۰ پوند (۹۰۰ کیلوگرم) دی اکسید کربن تولید می کند که تقریباً دو برابر دی اکسید کربن آزاد شده توسط تولید گاز طبیعی است.به دلیل این بازده کربن بالاتر در تولید گاز طبیعی ، از آنجا که ترکیب سوخت در ایالات متحده برای کاهش زغال سنگ و افزایش تولید گاز طبیعی تغییر کرده است ، انتشار دی اکسید کربن به طور غیر منتظره کاهش یافته است. معیارهای اندازه گیری شده در سه ماهه اول سال ۲۰۱۲ کمترین میزان ثبت شده در سه ماهه اول هر سال از سال ۱۹۹۲ بوده است.

تولید برق سیکل ترکیبی با استفاده از گاز طبیعی در حال حاضر تمیزترین منبع انرژی موجود با استفاده از سوختهای هیدروکربوری است و این فناوری به طور گسترده و فزاینده ای مورد استفاده قرار می گیرد زیرا گاز طبیعی می تواند با هزینه های معقولانه ای به دست آید. فناوری پیل سوختی ممکن است در نهایت گزینه های تمیزتری برای تبدیل گاز طبیعی به برق ارائه دهد ، اما هنوز از نظر قیمت قابل رقابت نیست. برق و گرمای تولید شده در محل با استفاده از نیروگاه حرارتی و نیروگاهی ترکیبی با گاز طبیعی (CHP یا نیروگاه تولید برق) به عنوان انرژی کارآمد و روشی سریع برای کاهش انتشار کربن در نظر گرفته می شود.

برق تولیدی گاز طبیعی از ۷۴۰ TWh در سال ۱۹۷۳ به ۵۱۴۰ TWh در ۲۰۱۴ افزایش یافته و ۲۲ درصد از کل برق جهان را تولید می کند. تقریباً نصف مقدار زغال سنگ تولید شده.

نمودار جریان بلوک همچنین نشان می دهد که چگونه پردازش گاز طبیعی خام گوگرد ، محصول جانبی اتان و مایعات گاز طبیعی (NGL) پروپان ، بوتان ها و بنزین طبیعی (که به عنوان پنتان +نشان داده می شود) را تولید می کند.