دانلود مقاله کلیاتی در مورد نفت

بخشی از مقاله

کلیاتی در مورد نفت

مقدمه :
با توجه به سياست صنعتي شدن هر چه بيشتر کشور ، فروش کمتر نفت خام به منظور جلوگيري از صادرات تک محصولي ، جايگزيتي آن به وسيله ساير مواد ، وجود منابع و ذخائر گاز و نفت و همچنين با توجه به امکانات طبيعي و جغرافيايي کشور ، لزوم توسعه صنعت نفت امري است ضروري که بايد از اولويت بالايي برخوردار باشد به ويژه که از يک طرف با سرمايه گذاري در اين صنعت در بلند مدت , صادرات فراورده هاي نفتي ، محصولات پتروشيمي مي تواند جايگزين نفت خام گردد و از سوي ديگر با توليد هر ماده « پايه » امکان اشتغال به کار

تعداد زيادي از افراد جامعه در صنايع پايين دستي وجود خواهد داشت ، به هر تقدير همان طور که مي دانيد از نفت خام فراورده هايي تهيه مي شود که کاربرد و استفاده از آنها مختلف و متفاوت است و مي تواند فعاليت هاي گوناگون صنعتي را به نحوي در بر گيرد که شديداً در مسائل اقتصادي و اجتماعي موثر افتد . پوشيده نيست که بازارهاي داخلي و خارجي اين صنايع عظيم است که چرخ هاي اقتصادي جامعه را در جهت فعاليت و اشتغال عده کثيري از افراد کشور به حرکت درمي آورد .

جروف سه گانه نفت از نظر سياست دو تفکر را متبادر به ذهن مي کند ، نخست ( نابودي ، فقر ، تباهي ) که ناشي از سياست غلط در استخراج و صدور طلاي سياه است و ديگر توجه دولتمردان و سياستمداران جامعه به رسالتي است که در قبال ملت و کشور خود دارند و مآلاً (نيروي خلاق – فر و شکوه – ترقي و تعالي) به ارمغان خواهد آورد که با راهبردي صحيح در جهت توليد و عرضه فراورده هايي باارزش افزوده بالاتر ، موجبات شکوفايي بيشتر اين صنعت را فراهم آورده ، در نتيجه چرخ هاي اين صنعت عظيم در جهت رونق اقتصادي و رفاه جامعه به حرکت درخواهد آمد .

در شرايط کنوني , در کشور ما صنايع نفت و گاز نقش ارزنده اي را در تأمين بيش از 96 درصد انرژي کشور دارد . افزون بر آن ، استفاده از نفت و گاز به عنوان خوراک صنايع پتروشيمي و توليد فراورده هايي با ارزش افزوده سيار بالا نقش مضاعفي را به خود اختصاص داده است .

نفت و تاريخچه صنعت نفت :
نفت « پترول » يا به اصطلاح روغن هاي معدني مخلوطي از هيدروکربورها مي باشد که منابع آن اغلب در اعماق زمين وجود دارد . انگليسي ها کلمه لاتين آن ( پترولئوم ) را پذيرفته اند در صورتي که آلماني ها آن را « اردل » (Erdol) به معناي روغن زميني مي نامند .

اين ماده را از قرن ها پيش به صورت گاز در آتشکده ها يا به فرم قير ( ماده اي که پس از تبخير مواد فرار يا سبک نفت ، از آن باقي مي ماند ) مي شناخته اند به طوري که در کتب مقدس و تاريخي اشاره شده است در ساختمان برج بابل از قير استفاده گرديده و کشتي نوح و گهواره ي حضرت موسي (ع) نيز به قير اندوده بوده است .
بابلي ها از قير به عنوان ماده قابل احتراق در چراغ ها و تهيه ساروج جهت غير قابل نفوذ نمودن سدها و بالاخره جهت استحکام جازها استفاده مي کرده اند . مصري ها در قديم مردگانشان را با آن موميايي مي نموده اند . مردم در ايران ، روماني ، باکو ، هند قبل از ميلاد مسيح به صورت گوناگون اين ماده را مورد استعمال قرار داده اند .

مدت زمان مديدي مورد استعمال نفت براي مصارف خانگي و يا به عنوان چوب کننده بود اما از آغاز قرن شانزدهم ميلادي روز به روز موارد استعمال آن رو به افزايش نهاد تا اينکه در سال 1854 ميلادي ( در شهر گايسي در اروپاي مرکزي ) دو نفر داروساز وجود يک فراکسيون سبک قابل اشتعال را در روغن زميني تشخيص دادند و همچنين به کمک تقطير , مواد ديگري به دست آوردند که براي ايجاد روشنايي به کار مي رفت . براساس اين کار آزمايشگاهي بود که بعداً دستگاه هاي عظيم تصفيه نفت طرح ريزي و مورد بهره برداري قرار گرفت .
صنعت نفت با احداث چاه نفت دارک در منطقه پنسيلوانياي اتازوني در 27 اوت 1859 ميلادي با توليد روزانه 1600 ليتر آغاز شد . اين صنعت ابتدا در برخي کشورها مانند کانادا ، روسيه ، ايتاليا و سپس با گذشت چند دهه ، دامنه اکتشاف آن به منطقه خاورميانه و خاور دور گسترش يافت .

در پنجم خرداد 1287 شمسي مطابق با 26 مي 1908 ميلادي گروهي از مکتشفين پس از هفت سال تفحص در تپه ها و کوه هاي جنوب غربي ايران بالاخره ثمره زحمات و کوشش خود را در مسجدسليمان واقع در دامنه ي جبال زاگرس و يا بهتر در کوه هاي بختياري يافتند و بدين ترتيب از اين تاريخ صنعت نفت ايران پا به عرصه وجود گذاشت . ساختمان اولين خط لوله به طول 163 مايل بين مسجدسليمان و آبادان تشکيل يک پالايشگاه در جزيره آبادان داد که مدت سه سال طول کشيد و نخستين جريان نفت به پالايشگاه در سال 1911 ميلادي صورت گرفت .

يکي از مناطق سرشار از ذخائر نفت و گاز منطقه خليج فارس مي باشد . هشت کشور ايران ، عراق ، کويت ، عربستان ، قطر ، امارات عربي متحده ، بحرين و عمان به عنوان کشورهاي ساحلي خليج فارس ، حدود %65 ذخائر نفت و %32 ذخائر گاز جهان را در اختيار دارند . در اين ميان ايران با %21 تريليون متر مکعب داراي بيشترين ذخائر نفت در منطقه مي باشند .

نفت خام :
نفت خام ماده اي است تيره رنگ که در طبيعت به صورت مايع و جامد يافت مي شود که مخلوطي از هيدروکربن هاي مختلف مي باشد . قسمت اعظم مواد تشکيل دهنده نفت شامل آلکانها ( هيدروکربن هاي زنجيري سير شده يا اشباع ) و هيدروکربن هاي آروماتيک مي باشند . نفت خام همچنين داراي ترکيباتي از عناصر گوگرد , اکسيژن ، نيتروژن و مقدار کمي ترکيبات معدني و فلزات مي باشد . بديهي است که نسبت اين مواد در نفت استخراج شده از نقاط مختلف زمين متفاوت است و ترکيبات محتلف نفت خام بنا بر موقعيت محلي ميدان نفتي و زمان تشکيل آن و حتي بنا بر ژرفاي منبع متعددند ، چنانچه نفت دو چاه نزديک به هم مشخصات يکساني ندارند ، مثلاً برخي چاه ها نفت سفيد سبکي توليد مي کنند که حتي به طور مستقيم نيز مي توان از آن استفاده کرد ، در صورتيکه نفت خام برخي از چاه ها سنگين و به آسفالت شبيه است .

فلزاتي که اغلب در نفت خام وجود دارد ، نيکل ، سديم ، واناديم و آهن مي باشند که به مقدار کم در نفت خام وجود دارند . زمين شناسان تقريباً متفق القولند که اين مواد آلي طي قرن ها بر اثر تجزيه و فشار موجودات ريز دريايي به نام پلاکتون ها و احتمالاً گياهاني که در ته درياها و درياچه ها و مرداب ها جمع شده و مدفون شده اند ، بر اثر فشار ، حرارت ، کاتاليزور و باکتريهاي تبديل کننده به وجود آمده اند ، اين مواد به وسيله تشکيل رسوبي دائم از ذرات ريز و غيرقابل نفوذ مثل گل رس ، آهک و غيره در محل خود حفظ شده اند و دگرگوني هاي زمين سبب روان شدن و تراکم آن در مخازن زيرزميني شده است .

نفت تشکيل شده به علت مايع بودن و همچنين به علت خاصيت موئينگي محيط خود از خلال سنگ ها گذشته ، زير يک طبقه غيرقابل نفوذ ، در بالاترين قسمت يک چين خوردگي که طاقديس ناميده مي شود ، ذخيره مي گردد . يکي از تئوري هايي که بع طور ساده براي تشکيل نفت خام بيان مي شود اين است که مواد آلي در اثر حرارت و فشار تقطير شده اند و به صورت نفت درآمده اند .

چند نوع نفت خام از همين طريق در آزمايشگاه تهيه شده که منشأ آنها در انواع نفت خام استخراجي از قشر زمين يافت گرديده است . نظريه دوم اين است که تغييرات ماده ي آلي براي تبديل به نفت ممکن است حتي در درجه حرارت معمولي و فشار نزديک به اتمسفر انجام پذيرد و در مجموع نفت خام به صورت مايع است و معمولاً در محل اوليه خود باقي نمي ماند و بنابراين نمي تواند در شرايط عمل توليد آن مطالعه نمود . نفت خام غالباً مسافت قابل ملاحظه اي را به صورت طولي و عمودي در صخره ها طي مي کند و در نتيجه محل اصلي تشکيل آن معلوم نيست .

ترتيب طبقات موادي که در چاه هاي نفت قرار دارند ، براساس چگالي آن مواد مي باشد به طوريکه گاز که سبک ترين آنهاست در طبقه رويي و آب و نمک که سنگين ترين آنهاست در طبقه زيرين قرار مي گيرد .

ساختار ترکيبي نفت خام از نظر مواد سازنده آن :
همان طور که گفته شد ، نفت خام مجموعه وسيعي از انواع ترکيبات آلي را شامل مي گردد که قسمت عمده آن را هيدروکربن ( به صورت اشباع و يا غير اشباع ) و قسمت ديگر را غيرهيدروکربن تشکيل مي دهند . مواد آلي راسب در رسوبات زمين به ماکرومولکول هاي غيرقابل حل ( کروژن ) در حلال هاي آلي ، تبديل مي شوند که تحت فرآيندهاي ژئوشيميايي و تحمل حرارت به نفت خام سيال تبديل مي گردند .

مواد آلي قابل حل در حلال هاي آلي را اصطلاحاٌ بتومن مي نامند . به عبارت ديگر بتومن همان هيدروکربن هاي سيال ( نفت خام ) است که از سنگ منشأ توليد و در سنگ مخزن تجمع مي يابد .

هيدروکربن هاي موجود در نفت خام و يا مواد آلي استخراج شده از سنگ هاي رسوبي (بتيومن) به زير گروه هاي ديگر تقسيم مي شوند ، که عبارت است از هيدروکربن هاي زنجيره اي سير شده و سير نشده ( پارافين ها و اولفتينها ) و هيدروکربورهاي حلقوي اشباع و غير اشباع (سيکلو پارافين ها ) و حلقوي غير اشباع کامل ( آروماتيک ها ) .

فرايندهاي تشکيل نفت و ساختار کروژن :
بررسي و مطالعات مواد آلي موجود در سنگ هاي رسوبي ، نفت هاي خام و زغال سنگ نشان داده است که مجموعه وسيعي از ترکيبات آلي با ساختارهاي گوناگون ( مانند ليپيدها ، پروتئين ها ، کربو هيدرات ها و ليگنين ها ) را شامل مي شوند .

از مواد آلي راسب در لايه هاي رسوبي فقط يک درصد آنها قابليت تبديل به سوخت هاي فسيلي را دارند و بقيه مواد آلي بر اثر فرآيندهاي اکسيداسيون و فعاليت هاي تجزيه و به صورت گاز CO2 به اتمسفر زمين برگشت داده مي شوند ، بنابراين تاريخچه چگونگي توليد نفت از يک سنگ مادر تابعي است از زمان , درجه حرارت و افزايش عمق دفن شدگي رسوبات ، از آنجائيکه تغيير و تبديلات فيزيکي و شيميايي در طول رسوب گذاري و بعد از آن به صورت فرآيندهاي مجزا رخ نمي دهند ، لذا عواملي که موثر بر روي فرآورده هاي حاصل از مواد آلي هستند ؛ طبيعتاً بر روي قسمت هاي معدني سنگ رسوبي نيز اعمال مي شود ( فرآيندهايي مانند تخريب ميکروبي در مراحل ابتدايي رسوبگذاري و پس از آن دما و فشار ) .

طبيعت و فراواني مواد آلي ، با فاصله کوتاهي بعد از رسوب گذاري ، مي تواند رفتارهاي گوناگوني با فازهاي معدني داشته باشند . ساختار کاني ها و نوع ترکيبات آنها مي تواند تاثير گذاري شديدي بر روي توزيع و چگونگي اجزاء مواد آلي در اعماق سکانس هاي رسوبي داشته باشند . تکامل مواد آلي از زمان رسوب گذاري تا انتهاي مرحله گاز زدايي طي مراحل مختلف صورت مي گيرند که عيارتند از : دياژند ، کاناژند و متاژند .

الف ) مرحله دياژند :
لايه هاي راسب در محيط هاي دريايي داراي مقادير زياد آب ، مواد معدني ، مواد آلي مرده و مقادير متنابهي از ميکرو ارگانيزم هاي زنده مي باشند . چنين مخلوطي در ابتداي رسوب گذاري طبيعتاً متعادل بوده و فرايندهاي گوناگون شيميايي و فيزيکي – شيميايي ، بر آنها حاکم خواهد بود . بنابراين در مرحله دياژند و فرآيندهاي ( آزاد شدن مولکول هاي ناپايدار ) صورت مي گيرد که مستقيم به حالت تعادل ميل کند . اين تغييرات از چند متري رسوبات تا چند صد متري رخ مي دهد ( در مواردي تا دو هزار متري رسوبات مرحبه دياژند نيز تشخيص داده شده است ) .

با گذشت زمان و افزايش عمق رسوبات ، مواد آلي براي نيل به پايداري بيشتر ناچاراً تحت فرآيندهايي نظير از دست رفتن گروه هاي عاملي ، آزاد شدن ترکيباتي مانند دي اکسيد کربن ، متان ، هيدروژن سولفوره ، نيتروژن و آب قرار گيرد . در اين مرحله توليد گاز متان ( که منشاء بيولوژيکي دارد ) نيز ممکن است به مقدار زيادي توليد شود .

ب ) مرحله کاتاژند :
با افزايش دما و فشار در رسوبات ، شکستن پيوندهاي کربن – کربن يا جدا شدن زنجيره آليفاتيکي در بين مواد آلي صورت مي گيرد و در نتيجه فرآيندهاي ممتد گراکنيگ توليد هيدروکربورهاي مختلف از کروژن رخ مي دهد و فرآورده هاي سيال ( با ساختارهاي متفاوت يعني نفت خام ) حاصل مي شود . همراه اين توليدات مولکول هايي از هيدروکربورهاي حلقوي (معمولاً ا شباع و سه تا شش حلقه اي) در محدوده کربني (C15 – C35) به صورت بيوژنيکي آزاد مي شوند که از لحاظ ترموديناميکي پايدار بوده و ساختار شيميايي آنها تحمل تغييرات زيادي نمي گردند . به اين ترکيبات بيومارکدها و يا فسيل هاي ژئوشيميايي مي گويند .

ج ) مرحله متاژند :
بعد از توليد حداکثر هيدروکربورهاي مايع و نفت ميعاني ، نوبت به توليد گاز متان مي رسد . در اين مرحله کروژن شروع به شکل گرفتن به صورت حلقه هاي آروماتيکي منظم مي نمايد که حاکي از پايان توليد هيدروکربورهاي مايع است . از اين مرحله به بعد حداکثر توليد کروژن فقط معطوف به فرآورده هاي گازي ( به وبژه گاز متان ) خواهد بود .
پايداري متان با افزايش درجه حرارت تغيير نمي کند و تا دماي 550 درجه سانتيگراد را نيز به خوبي تحمل مي کند و به حالت گاز باقي خواهد ماند . تنها امکان تخريب گاز متان به وسيله سولفور و سولفيدها است که در بعضي از موارد در مرحله متاژند رخ مي دهد .

به طور خلاصه مي توان گفت که در طي فرآيندهاي مختلف تشکيل نفت ، ابتدا ترکيبات موجود در بدن جانداراني مانند فيتوپلانکتون و زئوپلانکتون ( از قبيل ليگنين ها ، کربوهيدرات ها ، پروتئين ها و ليپيدها ) در طي مرحله دياژند تخريب شده و ملکول هاي فرار آنها مانند : H2O,CH4,NH3,CO2 آزاد مي گردند .

بعد از بين رفتن ملکول هاي سبک ، مجموعه ترکيبات آلي به صورت پليمرها ، اسيد فلديک و اسيد هيدميک درمي آيند . در مرحله بعدي اين ترکيبات به مجموعه متراکم و غيرقابل حل در حلال هاي آلي تبديل مي گردند که کروژن ناميده مي شود . شکستن کروژن در مرحله کاتاژند و توليد هيدروکربورهاي سيال با جرم ملکولي پايين و متوسط منجر به توليد نفت خام مي گردد . اگر شرايط دفن رسوبات و افزايش دما ادامه داشته باشد ، در مرحله نهايي با افزايش دما در سنگ مادر عمل کراکينگ تقريباً کامل شده و قسمت عمده ترکيبات به گازهاي کم کربن متان و اتان مبدل شده و مخازن هيدروکربوري از نوع گازي را به وجود مي آورند .

شرايط لازم براي تشکيل نفت :
مجموعه فرآيندهايي که منجر به تشکيل نفت خام مي شود ، حاصل فعل و انفعالات پيچيده شيميايي است که طي ميليون ها سال رخ داده و امروزه بشر به راحتي مي تواند از مخازن آن بهره برداري نمايد . شرايط مناسب و لازم براي تشکيل و دستيابي به نفت ختم عبارتند از :

الف )وجود سنگ مادر يا سنگ منشأ
ب ) مسيرهاي مناسب جهت مهاجرت هيدروکربورها
ج ) سنگ مخزن متخلخل و تراوا با پوش سنگ خوب

اگر اين شرايط در يک حوض رسوبي فراهم باشد فرآيندهاي تجمع مواد آلي ، زايش و مهاجرت هيدروکربورها منجر به توليد نفت خام در آن حوضه مي گردد .

الف ) سنگ مادر يا سنگ منشأ :
واحد يا واحدهايي از لايه هاي رسوبي که غني از مواد آلي باشد و توانايي توليد هيدروکربورهاي سيال يا گازي زا در طول زمان و در شرايط مناسب را داشته باشد سنگ منشأ ناميده مي شود . زايش هيدروکربورها از اين سنگ مادر و در ادامه مهاجرت آنها به سنگ مخزن مي تواند تجمع نفت خام را باعث شود . شرايط لازم و کافي براي يک سنگ مادر مناسب عبارت است از : مقدار مواد آلي ، نوع مواد آلي ( نوع کروژن ) و ميزان بلوغ و پختگي مواد آلي .

از آنجائيکه لايه هاي رسوبي عهد قديم در سرتاسر دنيا در شرايط متفاوتي نهشته شده اند لذا مقدار مواد آلي موجود در آنها کاملاً متغير خواهد بود . بسياري از سنگ هاي مادر حاوي مواد آلي بسيار خوبي بوده در حاليکه سنگ هاي مادر ديگري نيز وجود دارند که داراي مقدار بسيار کمي مواد آلي مي باشند .

پيگمان هاي رنگي مانند هموگلوبين ( خون در مهره داران و سبزينه در گياهان ) از ترکيبات پورفيريني مي باشند که در گياهان و جانوران زنده متراکم مي باشند . درپاره اي از نفت هاي خام نيز ترکيبات پورفيريني از اسکلت مشابه به پورفيرين جانوري و گياي دارد ديده شده اند که مسلماً گواه سرچشمه بيولوژيکي اين مواد مي باشند . پورفيرين هاي فسيلي برخلاف انواع عهد حاضر در ساختمان خود اغلب داراي يک يون فلزي نظير نيکل و يا واناديم مي باشند .

توزيع و نوع ترکيبات نفت خام :
نفت خام مخلوط پيچيده اي است که اصولاً از هيدروکربن ها تشکيل شده است و فقط مقدار کمي ناخالصي غيرهيدروکربوري در آن وجود دارد . هيدروکربورهاي نفت از گاز متان تا C140 ( در نفت هاي سنگين و واکسي ) را شامل مي گردد . شناسايي ساختار شيميايي ترکيبات موجود در نفت خام براساس يافته هاي تجزيه اي از ديدگاه هاي مختلف مورد بررسي قرار مي گيرد . روشهاي تجزيه اي گاهي تکيه بر شناسايي تک تک ترکيبات دارد و از طريق به کارگيري تکنيک هاي تقطير ، کروماتوگرافي مي توان اجزا تشکيل دهنده را جداسازي و

شناسايي نمود . از ديدگاه هاي پالايشي مي توان از روش تقطير ( در پالايشگاه ها ) برش هاي مختلف را تهيه نمود . در موارد ديگر با به کارگيري غربال هاي ملکولي مي توان گروه هاي مختلف شيميايي را جداسازي و با استفاده از آناليز دستگاهي مانند کروماتوگرافي گازي و طيف سنجي جرمي شناسايي ترکيبات را از از لحاظ کمي و کيفي انجام داد . برش هاي به دست آمده به وسيله تکنيک هايي مانند کروماتوگرافي ستوني مجدد مورد جداسازي ، ارزيابي و شناسايي قرار مي گيرند . براساس روش هاي جداسازي و شناسايي ترکيبات آلي موجود در نفت خام و بيتومن ، مي توان ساخنارهاي زير را در آن ها تعيين نمود :

الف ) هيدروکربورهاي اشباع ( پارافين )
ب ) هيدروکربورهاي حلقوي اشباع ( نفتن )
ج ) هيدروکربورهاي غير اشباع ( آروماتيک )

د ) هيدروکربورهاي غير اشباع زنجيره اي که در اکثر نفت هاي خام شناخته شده وجود ندارد و يا بسيار کم است .
مقدار درصد کربن در نفت خام بين 70 تا 80 و هيدروژن بين 10 تا 14 درصد تغيير مي کند . هر چه نسبت H/C در نفت خام کمتر شود ، نفت داراي ترکيبات سنگين تري خواهد بود . قسمت غيرهيدروکربوري نفت شامل ترکيبات آلي گوگردي ، اکسيژن و نيتروژن دار مي باشد .

الف ) گوگرد :
عنصر گوگرد مي تواند به حالت آزاد در نفت خام وجود داشته باشد ولي ترکيبات آلي گوگرد دارمانند تيوفن ، گاز H2S ، سولفورها ، دي سولفورها نيز در نفت خام يافت مي شوند . وجود ترکيبات گوگرد دار در نفت خام سبب خوردگي ابزار ، ادوات ، خطوط لوله و حتي قسمت هاي مختلف موتور مي گردد .

ب ) ترکيبات اکسيژن دار :
مقدار درصد اکسيژن در نفت هاي خام از 3 درصد تجاوز نمي کند و اغلب در ساختمان ملکول هاي سنگين ( برش رزين و آسفالتن ) به حالت ترکيب يافت مي شوند . ترکيبات اکسيژن دار نفت شامل اسيدها و فنل ها و کتون ها مي باشند . مواد اشباع نشده ( حلقه هاي آروماتيکي ) و اکسيژن دار روغن هاي نفتي آسفالتن را تشکيل مي دهند که داراي مقداري گوگرد نيز هستند .

ج ) ترکيبات نيتروژن دار :
مواد ازت دار نفت خام شامل پيرپرين ، کنيرمين و آمين ها مي باشند . مقدار کل نيتروژن نفت خام بين 5/0 تا 7/1 درصد است . ترکيبات نيتروژن و اکسيژن دار معمولاً در برش هاي نفت خام و در داخل گروه هاي رزيني و آسفالتني يافت مي شوند که جزء غيرهيدروکربورهاي نفت محسوب مي شوند .
بين ناخالصي هاي معدني نفت خام مي توان به ناخالصي هاي مکانيکي ، آب نمک هاي معدني (مانند کلرور سديم و منيزيم به حالت محلول در آب آزاد نفت) و خاکستر را مي توان نام برد .
ناخالصي هاي مکانيکي ، ذرات ماسه ، شن و آزريل هستند که همراه نفت از اعماق زمين خارج مي شود . آب به دو صورت همراه نفت است يکي آب آزاد که به سادگي با سرريز کردن جدا مي شود و ديگري آب امولسيوني که ثابت است و فقط به روش هاي مخصوص مي توان آن را جدا کرد (عمل سانتريفرژ ، صاف کردن ، تبخير و استفاده از ميدان مغناطيسي) .

انواع نفت خام :
نفت هاي خام مختلف از نظر نوع و مقدار هيدروکربورهاي موجود در آن و همچنين مقدار ناخالصي هايي که دارند ارزيابي مي گردند . اولاً نوع هيدروکربورهاي موجود در نفت هاي خام مختلف يکسان نيست ، ثانياً غلظت گروه هاي متشکبه نفت . با توجه به منشأ آنها ( دريايي ، خشکي ، دلتايي ) نيز متفاوت است . نوع و مقدار گروه هاي هيدروکربوري در نفت خام را مي توان به روش هاي گوناگون تعيين کرد .

سبک يا سنگين بودن نفت خام براساس گروه هاي موجود و غلظت آنها در نفت خام و بر پايه چگالي و همچنين مقدار ناخالصي هاي احتمالي طبقه بندي مي گردد .
نفتي پارافنيک و يا نفتنيک است که مجموع هيدروکربورهاي اشباع آن کمتر از 50 درصد باشد . نفت خامي که داراي کمتر از %50 هيدروکربورهاي اشباع باشد به گونه اي که %50 بقيه را رزين ، آسفالتن و آروماتيک باشد نفت خام آروماتيک ناميده مي شود .
انواع نفت خام به صورت زير طبقه بندي مي گردد :
1- پارافينيک

2- پارافينيک – نفتنيک
3- نفتنيک
4- آروماتيک
5- آروماتيک – آسفاتيک
6- آسفالتيک
در گروه بندي بالا مجموعه ترکيبات چهارگانه نفت خام ( يعني هيدروکربورهاي اشباع ، آروماتيک ، رزين و آسفالتن را به صورت سه عضو اصلي يعني : برش پارافينيک ، ( شامل آلکن هاي نرمال ، ايزو و ايزو آلکن ها ) برش نفتنيک ( شامل سيکلو آلکن ها ) و برش آروماتيک (شامل ترکيبات NSO دارد : رزين ها و آسفالتن ها ) در نظر مي گيرند .
ترکيب نهايي و محتويات نفت خام در مخازن يکسان و ثابت نبوده ، بنابراين بعد از تجمع در مخازن نفت خام پيوسته تحت عوامل دگرسايي قرار گرفته که تغييرات عمده اي در ساختار شيميايي آن و در نتيجه کيفيت آن از نقطه نظر اقتصادي پديد آيد .

از عمده عوامل مهم که در ساختار شيميايي نفت خام موثر است به فرآيندهاي بلوغ حرارتي آبشويي ، رسوب آسفالتن و تخريب مولکولي اشاره مي شود . بلوغ حرارتي زماني رخ مي دهد که نفت در مخزن به مدت طولاني تحت شرايط درون گرمايي قرار بگيرد . اين پديده باعث مي گردد که نفت رفته رفته بر اثر فرآيند کراکينگ بر روي مولکول هاي سنگين ، سبک تر و سبک تر مي شود و مقدار گاز توليدي بيشتر گردد . توليد هيدروکربورهاي سبک و گازي بر اثر فرآيند بلوغ حرارتي خود باعث رسوب طبيعي آسفالتن مي گردد که در بسياري موارد مخازن را با مشکل مواجه مي نمايد . وجود جريان هاي آب در لايه تحت الارضي و راه يابي آنها به مخازن همراه با ميکروارگانيسم هاي موجود در آن باعث مي شود که تخريب ميکروبي در مخازن صورت گيرد و بدين ترتيب ، ابتدا تخريب هيدروکربورهاي آلکان نرمال و سپس ايزوآلکان ها و بالاخره سيکلوآلکان ها و آروماتيک صورت مي پذيرد .

دسته بندي نفت خام براساس وزن مخصوص :
انواع نفت خام گذشته از ناهمسانيهاي مولکولي از نظر وزن مخصوص نيز متفاوتند . گونه هاي نفتي که وزن مخصوص آنها کم است ، مقدار بيشتري مواد سبک مثل بنزين ، گاز و گاز مايع دارند . برعکس گونه هاي نفتي سنگين ، مواد سبک کمتري داشته و درصد نفت کوره اي آنها بيشتر از گونه هاي نفتي سبک است از همين طريق است که با تخمين بازده فرآورده هاي نفتي گوناگون بهاي نفت خام تعيين مي شود . در بازرگاني نفت براي تعيين وزن مخصوص از درجۀ API استفاده مي شود ، که در رابطه ي آن با وزن مخصوص چنين است :

براين اساس نفت خام به دو دسته زير تقسيم بندي مي شود :

1- نفت خام سبک : ( Light crude oil )
اين نوع نفت خام داراي فرآورده هاي سبک بيشتري مانند ، بنزين ، نفت سفيد و نت گاز بوده و از طرفي درصد ترکيبات گوگردي و آسفالتني آن کمتر از نفت سنگين است . به بيان ديگر گونه هاي نفتي که دانسيته آن از واحد 86/0 واحد کمتر يا °API آن از 32 بيشتر باشد ، نفت خام سبک مي باشد .

2- نفت خام سنگين : ( Heavy crude oil )
اين گونه ي نفتي داراي فرآورده هاي سنگين تري مثل روغن موتور خام ، نفت کوره ، قير و موم است و درصد مواد آسفالتني آن از نفت خام سبک بيشتر است . به بيان ديگر گونه نفتي که دانسيته ي آن از 86/0 بيشتر و يا °API آن از 32 کمتر باشد نفت خام سنگين مي باشد .

فصل اول :

واحد تقطير در جو و خلاء

واحد تقطير در جو و خلاء
واحد تقطير در جو و خلاء به منظور تفكيك برش‌هاي نفتي موجود در نفت خام طراحي و نصب گرديده است. برشهاي موجود در نفت خام براساس اختلاف نقطه جوش در قسمتهاي مختلف برج تقطير در جو و تقطير در خلاء از همديگر تفكيك و به عنوان محصولات نيمه تمام براي انجام فرآيندهاي مورد لزوم در واحدهاي پايين دستي به مخازن محصولات نيمه تمام و محصولات نيمه نهايي نيز به مخازن مربوط ارسال مي‌گردد.

ظرفيت اسمي واحد تقطير در جو، تصفيه 15000 شبكه در روز نفت خام مي‌باشد. نمودار زير خوراك و توليدات واحد را نشان مي‌دهد.
- هيدروكربن‌هاي سبك تا پنتان: مستقيم به واحد بازيابي گاز مايع بنزين خام سبك
- (L.S.R. G- Light Straight Run-Gasoline):
به مخزن نيمه نهايي:
- بنزين خام سنگين (H.S.R.G – Heavy SR.G) به مخازن نيمه تمام و سپس به واحد تبديل كاتاليستي.
- نفتا (B.N –Blending-Naphta) به مخازن نيمه نهايي براي استخراج با نفت سفيد يا ديزل

- نفت سفيد (kero. –kerosene)‌ به مخازن نيمه نهايي نفت سفيد
- ديزل سبك (L.D –Light .Diesel) به مخازن بيمه نهايي ديزل
- ته مانده برج تقطير (Atmospheric-Residue) ارسالي به واحد تقطير در خلاء
- (Vacum Light Slops) به مخازن سوخت شركت

- ديزل سنگين (H.D –Heavy Diesel) به مخازن نيمه نهايي ديزل يا نفت كوره
- آيزوفيد (Waxy Distilate) به مخازن نيمه تمام و سپس به واحد هيدروكراكر
- (H.V.S –Heavy Vacuum Slops) به واحد آسفالت، مخازن نيمه‌نهايي پايه روغني (lube.cut ) و نفت كوره
- ته مانده برج تقطير خلاء (V.B –Vacuum Bottom) به واحد آسفالت و واحد كاهش گرانروي

1- هدف و دامنه كاربرد:
هدف از تدوين اين گزارش كارآموزي عبارت است از:
- تشريح فرايند واحد از خوراك تا محصولات نهايي
- تشريح كنترل‌هاي كمي و كيفي در متغيرهاي فرايندي جهت توليد محصولات مطابق با استانداردهاي شركت ملي نفت ايران
- تشريح چگونگي ارتباط با ديگر واحدها و اداراتي كه به نحوي در عملكرد واحد تقطير در جو و تقطير در خلاء موثر مي‌باشند .

2- تعاريف :
2-1- (Liquified Petroleum Gas) LPG : مخلوطي از پروپان و بوتان است كه به صورت گاز مايع در كپسول‌ها به عنوان سوخت متانل مورد استفاده قرار مي‌گيرد.
2-2- (Non Condensoble Gas) N.C.Gas : گازهاي غيرقابل مايع شدن بالاي برج تقطير در خلاء در كوره H-101 به عنوان سوخت استفاده مي‌شود يا در مشعل شركت سوزانده مي‌شود.

2-3- Stabilizer (برج تثبيت كننده)‌: در اين برج مواد سبك موجود در بنزين (C5, C4, C3) از آن جدا شده و شرايط بنزين تثبيت مي‌شود.
2-4- Splitter (برج تفكيك) : در اين برج بنزين سبك و سنگين از هم جدا شده و به ترتيب از بالا به پايين آن خارج مي‌گردند.

2-5- Stripper (برج عريان كننده) : در اين برج نقطه اشتعال محصولاتي مانند: نفتا، نفت سفيد و گازوئيل سبك با جداسازي مواد سبك موجود در اين محصولات تنظيم مي‌گردد.
2-6- Reboiler : جوش‌آور، تامين كننده حرارت مورد نياز جهت جداسازي مواد در پايين برج‌هاست، مواد به صورت مايع از ته برج‌ها وارد پوسته جوش‌آور شده و به صورت مخلوطي از بخار و مايع از آن خارج شده و مجدداً به زير اولين سيني برج باز مي‌گردند. جابجائي مايع از برج به جوش‌آور و سپس از جوش‌آور به برج بر اثر پديده Thermosiphon صورت مي‌گيرد.
2-7- Middle Reflux Criculation : مايع برگشتي مياني، تامين سطح مايع روي سيني‌هاي داخل برج و انجام تبادل جرم و تبادل حرارت و در نتيجه جداسازي هيدروكربورها، توسط اين جريان انجام مي‌گرد. در ضمن توسط اين جريان، مقداري از انرژي حرارتي برج گرفته مي‌شود.

2-8- (Sieve, Valve, Bubble Cap) Tray : انواع مختلف سيني كه در طول برج‌هاي تقطير، تفكيك، تثبيت كننده و عريان كننده جهت ايجاد تبادل جرم و حرارت بين فازهاي بخار و مايع نصب مي‌شوند.
2-9- Hot and Cold Quench : جريان‌هاي خنك كننده سرد و گرم كه براي خنك نمودن و جلوگيري از تشكيل كك به قسمتي از سيستم تزريق مي‌شوند.
2-10- Tempered Water : آب خنك كننده: نيم گرم كه حاوي مواد شيميايي است و براي خنك نمودن محصولات سنگين در كولرهاي آبي بكار برده مي‌شود.
2-11- Atomizing Steam : بخار آب پودر كننده Ful oil كوره‌ها و معمولاً از نوع بخار 20 Borg است.

2-12- (S.W) Sour Water آب ترش حاوي H2S
2-13- By pass : برحسب محل استفاده به معني بي‌اثر كردن يك سيگنال ابزار دقيق و يا يك مسير كنارگذر كه بعضي قسمت‌هاي واحد يا يك شير كنترل را كنارگذر مي‌نمايد.
2-14- Utility : واحدهاي سرويس دهنده آب، بخار، برق و هواي ابزار دقيقي شركت پالايش.
2-15- (F.G)Fuel Gas : سوخت گازي پالايشگاه

2-16- Flash Zone : ناحيه‌اي در برج كه خوراك وارد آن شده بخارات به سمت بالا و مايعات به سمت پايين جريان مي‌يابد.
2-17- Flashing Oil : جريان هيدروكربورهايي كه براي جلوگيري از نشتي مكانيكا تلمبه‌ها به آن تزريق مي‌شود. (جهت روانكاري و خنك نمودن مكانيكا‌ها به كار مي‌رود).
2-18- Gas Code : نوعي كنترل ابزار دقيقي است كه سيگنال خروجي كنترل اول براي Set Point كنترل دوم قرار مي‌گيرد.
2-19- Flue Gas : گازهاي ناشي از احتراق خروجي از كوره مي‌باشد.

شرح فرايند واحد تقطير در جو و خلاء

1- تقطير در جو :
نفت خام به وسيله پمپ‌هاي بوستر P=1014A/B و پمپ تقويتي توربيني P-2001A/B با فشار 22-27 BorG و درجه حرارت 28-400C از تانكهاي نفت خام به شماره TK-2001-6 به واحد تقطير پمپ شده و مقدار جريان بوسيله FI-1001 اندازه‌گيري مي‌شود. سپس وارد تيوب مبدلهاي حرارتي E-105 ، E-154A/B/C و E-106 A/B ، E-107 A/B و E-156 A/B شده و به ترتيب با محصولات واحد يعني نفتا، گازوئيل سنگين، نفت سفيد، گازوئيل سبك و آيزوفيد تبادل حرارت كرده و گرم مي‌شوند. نفت خام خروجي از E-156 A/B با دماي 128-1300C و

فشار حدود 13BorG وارد ظرف نمك‌زدا Desalter (DE-126)‌ مي‌گردد. نفت خامي كه از چاههاي نفت توليد مي‌شود داراي املاح مختلفي مانند كلرورهاي سديم، منيزيم و كلسيم و لجن و ذرات معلق است و بايستي قبل از اينكه وارد سيستم شده و باعث خوردگي و گرفتگي لوله‌هاي انتقال شود نمك زدايي گردد. براي خنثي كردن و هيدروليز نمودن نمكهاي همراه نفت خام حدود 6-5% حجمي نفت خام به آن، آب تزريق شده و براي افزايش راندمان نمك‌زدايي از يك شير مخلوط‌كن ME-126 با اختلاف فشار 0.8-1.2 از PI-1003 عبور مي‌نمايد و آب به

صورت ذرات معلق در نفت خام پخش مي‌گردد. آب مورد نياز جهت تزريق به نفت خام از طريق نوسانگر (V.124) Surge drum و توسط P-121 A/B تامين شده و جريان آن به وسيله FC-1066 كنترل مي‌شود. آب خروجي از P-121 به سه شاخه اصلي تقسيم مي‌شود. شاخه اصلي آن پس از عبور از مبدل E-127 (و تبادل حرارت با آب خروجي (نمك‌زدا) به نفت خام قبل از شير مخلوط كن تزريق مي‌شود و يك شاخه ديگر از بالاي By Pass ، FC-1066 گرفته به قبل از ورود نفت خام به مبدل E-105 تزريق مي شود و FI-1067 نشان مي‌دهد كه حدود 1% حجمي از نفت خام مي‌شود تا از تجمع نمك در مبدلهاي قبل از نمك‌زدا جلوگيري نمايد. مخلوط آب و نفت خام وارد نمك‌زدا شده و بر اثر ميدان الكتريكي كه توسط شبكه فلزي و سه عدد ترانس با ولتاژ 12800-19200V به وجود آمده است آب و نفت خام از هم جدا مي‌شوند. املاح و رسوبات حل شده در آب، از زير نمك‌زدا خارج شده و پس از عبور از E-127 A/B و كولر

آبي E-128 از طريق IC-1004 (كنترل كننده سطح آب در نمك‌زدا) به استخرهاي تبخير شركت پالايش ارسال مي‌گردد. به نفت خام خروجي از نمك‌زدا جهت خنثي كردن نمكهاي باقي‌مانده در آن، سود سوزآور يا Castic 3% تزريق مي‌گردد. فشار در نمك‌زدا توسط PIC-1002 بين Borg 10.5-13 كه قبل از نمك‌زدا قرار گرفته است كنترل مي‌گردد. نفت خام خروجي از نمك‌زدا سپس وارد تيوب مبدلهاي E-155 A/B/C شده و با محصول Waxy Distilate تبادل حرارت كرده و سپس با درجه حرارت 167-1780C وارد ظرف (V-101)Flash drum مي‌شود. فشار ظرف V-101 توسط PIC-1003 حدود 5.5-6.2 كنترل مي‌گردد با توجه به دماي نفت خام و كاهش فشار ظرف V-101، قسمتي از هيدروكربورهاي سبك نفت خام و همچنين آب

همراه آن تبخير شده و پس از خارج شدن از بالاي V-101 به لوله خروجي كوره H-101 تزريق مي‌گردد و مقدار آن حدود 6% نفت خام مي‌باشد. سطح نفت خام در ظرف فوق توسط LIC-1001 در ورودي آن كنترل مي‌گردد. كنترل سطح نفت خام در V-101 از نقطه نظر تامين ارتفاع مايع مناسب جهت ورودي تلمبه PT-101 A/B اهميت داشته و لذا داراي هشدار دهنده حداقل سطح مايع (Low Level Alarm) L.S.L-1003 مي‌باشد. همچنين بخاطر جلوگيري از احتمال خارج شدن نفت خام به صورت مايع از بالاي ظرف V-101، ظرف فوق داراي

هشدار دهنده حداكثر سطح مايع LSH-1002 مي‌باشد. نفت خام خروجي از ته V-101 توسط تلمبه‌هاي توربيني خوراك P-101 A/B با فشار 30-32 Borg به تيوبهاي مبدل‌هاي E-159A-F و پوسته مبدلهاي E-157 و E-158 A-D پمپ شده و در آنجا به ترتيب با V.B ، H.V.Slops و V-B تبادل حرارت نهايي را انجام مي‌دهد. نفت خام خروجي از P-101 A/B پس از عبور از مبدلهاي فوق با دماي پيش‌گرم (Preheat) 2250-2350C به هشت پاس تقسيم شده و از طريق شيرهاي كنترل FIC-1016 الي FIC-1009 ابتدا وارد قسمت جابجائي (Convection) و سپس قسمت تشعشعي (Radiation) كوره H-101 شده و با دماي 352-3350C از كوره خارج مي‌شود. كمتر شدن ميزان جريان نفت خام در كنترل كننده‌ها FIC-1009-1011-1013-

1015 و از 45.6 M3/hr سبب از سرويس خارج شدن اضطراري كوره H-101 مي‌گردد. كوره H-101 داراي سيستم پيش گرمكن (Air Preheater) با flue gas خروجي از كوره به منظور استفاده بهينه از انرژي گرمايي است. لازم به توضيح است كه در بالاي قسمت جابجائي كوره H-101 بخار داغ با فشار پايين توليد مي‌شود. بدين ترتيب كه بخار آب اشباع با فشار 4 Borg به صورت يك كويل رفت و برگشتي و در هشت پاس وارد قسمت جابجائي كوره شده و به صورت بخار داغ (Superheat-Steam) با فشار 4Borg و دماي 343-3480C از آن خارج مي‌گردد. با افزايش دماي بخار TIC-1003 كه در خروجي كويل قرار دارد و مقداري بخار را به محيط تخليه كرده و دما را كاهش مي‌دهد. پمپ‌هاي P-122A/B با تزريق آب مقطر از طريق

TIC-1002 به بخار آب ورودي به كويل‌ها، عمل TIC-1003 را در تنظيم دماي بخار آب داغ تكميل مي‌نمايد. بخار آب داغ خروجي از كوره به سه شاخه تقسيم شده و به ته برج‌هاي V-102، V-106، V-151 به عنوان بخارآب عريان كننده (Stripping Steam) تزريق مي‌شود. نفت خام خروجي از كوره H-101 با بخارات هيدروكربوري خروجي از بالاي V-101 مخلوط شده و از طريق خط لوله انتقال (Transfer Line) وارد ناحيه Flash Zone برج تقطير در جو V-102 مي‌شود. بخارات هيدروكربوري به طرف سيني صعود كرده و مايعات نفتي به طرف سيني 5 سرازير مي‌شود براي جداسازي مواد سبك موجود ته مانده برج تقطير، به زير سيني 1 بخار آب داغ فشار پايين (4 Borg) تزريق شده و مقدار آن با FIC-1027 كنترل مي‌شود. سپس ته مانده برج تقطير در جو توسط P-109A/B به عنوان خوراك واحد تقطير در خلاء پمپ مي‌شود.

محصول گازوئيل سبك از سيني شماره 11 برج تقطير در جو استحصال مي‌شود. اين جريان با كنترلر LC-1011 وارد برج عريان كننده V-107 شده و هيدروكربورهاي سبك آن توسط تزريق مستقيم بخار آب فشار پايين آزاد و به سيني 14 برج تقطير در جو برمي‌گردد. محصول گازوئيل از ته برج عريان كننده توسط P-107A/B (پمپ)‌ بعد از عبور از مبدلهاي E-104 و E-107A/B وارد ظرف آبگير V-116 شده و سپس آبگيري شده و به مخزن TK-2012 ارسال مي‌گردد. قسمتي از گازوئيل خروجي از V-116 در يك خط 3 اينچي و تحت كنترل PIC-1056 به عنوان Flushing Oil در واحد تقطير و ساير واحدهاي پالايشگاه مورد استفاده قرار مي‌گيرد. همچنين از يك خط 6 اينچي خروجي از V-116 و تحت كنترل PIC-1054 در مواقع اضطراري و هنگام راه‌اندازي مي‌توان براي V-151 ديزل گرفت، قسمتي از گازوئيل سبك سيني 11 برج تقطير در جو توسط پمپ P-108A/B از مبدل E-119 (جوشاننده V-112)‌ و فن هوايي E-123A/B عبور كرده و پس از سرد شدن تحت كنترل FIC-1026 به عنوان مايع برگشتي مياني يا همان Reflum به سيني 14 برج برگشت داده مي‌شود. محصول نفت سفيد از سيني 25 استحصال مي‌گردد و تحت كنترل LIC-1012 وارد برج عريان كننده V-106 مي شود. محصول نفت سفيد از ته برج عريان كننده توسط P-105 A/B به دو شاخه تقسيم مي‌شود. يك شاخه آن در 4 پاس وارد كوره H-102 شده و پس از خروج از كوره تحت كنترل TIC-1011 با دماي 267-2700C به زير سيني 1 برج عريان كننده V-106 برگشت اده شده و مواد سبك نفت سفيد را آزاد مي‌كند. مواد سبك از بالاي عريان كننده به سيني 28 برج تقطير برگشت داده مي شود. شاخه‌اي ديگر از خروجي P-105 همان محصول نفت است كه بعد از عبور از مبدل E-166A/B

(تبادل حرارت با نفت خام)‌ و كولر آبي E-111A/B به مخزن نفت كوره يا مخزن محصول TK-2011 ارسال مي‌گردد. بخشي از نفت سفيد خروجي از سيني 25 برج تقطير در جو بوسيله P-106A/B پس از عبور از تيوب مبدل يا جوشاننده (Riboiler) ظرف V-110) و بعد از عبور از فن هوايي E-108A/B سرد شده و به عنوان مايع برگشتي مياني از طريق FIC-1025 به سيني 28 باز مي‌گردد. محصول نفتا از سيني 39 برج تقطير در جو استحصال شده و تحت كنترل وارد برج عريان كننده V-105 مي‌شود. هيدروكربورهاي سبك آن در جوشاننده E-104 (توسط گازوئيل) آزاد شده و به سيني 42 برج تقطير در جو برمي‌گردد. محصول نفتا از ته برج عريان كننده توسط P-104 بعد از عبور از مبدل E-105 (تبادل حرارت با نفت خام يا Crude) و كولر

آبي E-110 از طريق FIC-1063 مستقيماً به مخزن TK-2023 ارسال شده و يا داخل واحد تقطير با محصولات نفت سفيد يا گازوئيل سبك خروجي مخلوط شده و سپس به مخزن ارسال مي‌گردد. جريان بالاسري برج تقطير در جو در كولرهاي هوايي E-101A-I خنك و ميعان شده وارد V-103 به دو شاخه تقسيم مي‌شود يك شاخه آن به عنوان جريان برگشتي به بالاي برج تقطير در جو V-102 برمي‌گردد و شاخه ديگر به مسير گازهاي ورودي به كولر هوايي E-102 تزريق مي‌شود. گازهاي بالاسري V-103 در مبدل E-102 و كولر آبي E-103 خنك و ميعان شده و وارد V-104 ظرف بالاسري برج V-102 مي‌‌گردد. مايعات ظرف V-104 توسط P-103 خوراك برج تثبيت كننده بنزين مي‌شود و گازهاي خروجي از V-104 به مشعل پالايشگاه

هدايت شده و در آنجا مي‌سوزد آب (S.W) موجود در Boot ظرف‌هاي V-103 و V-104 به ترتيب توسط P-127 و P-110 به واحد آب ترش ارسال مي‌گردد. فشار برج تقطير V-102 توسط PIC-1026 و PIC-1044 در حدود 1.8-2.3 Borg كنترل مي‌گردد. دماي بالاي برج در حدود 148-1510C كنترل مي‌گردد. دماي فوق كنترل كننده ميزان جريان Reflux و همچنين نقطه جوش نهايي محصولات بالاسري مي‌باشد. به منظور كنترل خوردگي، به بخار خروجي از V-102 در محل ورود به كولرهاي هوايي E-101 و E-102 ماده ضدخورنده تزريق مي‌گردد. همچنين جهت خنثي كردن HCL موجود در بخارات بالاسري برج تقطير به بالاي برج آمونياك تزريق مي‌شود و كلرور آمونيوم حاصل نيز توسط جريان مداوم آب ترش تزريق شده به كولرها شسته مي‌شود و در ظروف V-103 و V-104 جمع مي‌گردد.

برج تثبيت كننده بنزين (Gasoline Stabiliter V.110):
خوراك اين برج از V-104 تامين مي‌گردد و توسط P-103 بعد از عبور از FIC-1042 و ظرف آبگير V-115 (Gasoline Coalescer) و تيوب مبدل حرارتي خوراك و محصول (E.113)H.S.R و تيوب مبدل حرارتي خوراك و خوراك برج Splitter يعني مبدل E-114 وارد سيني 21 برج تثبيت كننده بنزين مي‌گردد. گازهاي بالاسري برج تثبيت كننده بعد از عبور از كولر آبي E-115 وارد ظرف بالاسري V-111 مي‌گردد. گازهاي خروجي از اين ظرف با تنظيم فشار حدود 6.2-6.7 Borg به واحد Fuel gas ارسال مي‌گردد. مقدار اين گازها خيلي جزئي است

مايعات هيدروكربوري از طريق P-111 به دو شاخه تقسيم شده، يك شاخه به عنوان جريان برگشتي از طريق FIC-1046 به سيني 35 برج تثبيت كننده برمي‌گردد و يك شاخه به عنوان محصول گاز مايع به واحد گاز مايع (L.P.G unit) ارسال مي‌گردد. در قسمت پايين برج، جوشاننده E-116 (توسط جريان نفت سفيد گردشي برج تقطير) گازهاي سبك همراه مايعات ته برج را آزاد مي‌نمايد. دماي برج تفكيك V-112 مي‌شود. انتقال خوراك از برج V-110 به V-112 بر اثر اختلاف فشار بين دو برج صورت مي‌گيرد. ∆P-4.5Bar