زخایر زیر زمینی نفت و گاز

ذخائر زیر زمینی نفت و گاز

سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد. درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار میگیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است

گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند. گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج میگردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.

استخراج گاز

در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج مینمایند .

1 – چاههای مسقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران - تابناک- حوزهای شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره . 2 – چاههای نفت - از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون - گچساران – بی بی حکیمه –

• رامشیر و غیره .

  ترکیبات گاز طبیعی خام

1 - گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج میگردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان – بوتان - و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است . این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته میگردند گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز میباشد. گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن - ماسه و آب شور بهمراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا میگردند.

  دستگاههای گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب موجود در گاز میگردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده مینمایند.

  2 - گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج میگردد. الف - در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد. ب - در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .

  مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی

گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبکتر از هوا میباشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید میباشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد مینماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه میباشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی میباشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را سنگینتر و ارزش حرارتی آن افزونتر میسازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد

گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد میباشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمیگردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب بهمراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی میباشد . در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره 3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق می توان از آن به عنوان سوخت برتر - ایمن و سالم در محیطهای خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و محدود میباشند استفاده نمود

دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت میگیرد.

  یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب میباشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد. فرآورش گازطبیعی

مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 میباشد را بعنوان محصول نهائی پالایش نمود, صمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبشمار میایند جداسازی میگردند

تفکیک گاز و نفت

گاز همراه با نفت

گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.بعلت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم

  عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبکتر و گازی تفکیک مینماید صورت میگیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.

  این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله بمخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز میباشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی میباشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

  گاز محلول در نفت خام

در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود در سر چاه از نفت جدا میگردد و سپس این دو گروه از هیدروکربنها برای فرآورش بیشتر هر یک به مجاری مخصوص بخود فرستاده می شوند. 1– تفکیک مایعات گازی

این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام میباشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب مینماید و نهایتا در فرایند سوم عناصر تشکیل دهنده و گرانبهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آنکه میتوان فرآورده های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از

• 1 اتان - ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ایی با ارزش بیشتر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان میباشد که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای 4و5 پارس جنوبی بکارگرفته میشود 1- 2 گاز مایع (LPG) – گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را میتوان با پالایش نفت خام نیز بدست آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی) نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG) که مصارف سوختی در خودرو (کمتر) و در منازل (بیشتر) دارد متغیر بوده بطوری که در فصل گرم پروپان کمتر و در فصل سرد پروپان بیشتر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبکتر بودن باعث تبخیر بهتر سوخت میگردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین 10 الی 50 درصد متغیر است .

  1- 3 کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H10 – مولکولهایی دارای اتمهای کربن بیشتر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل میگردند. این ترکیبات را میتوان بمنظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و بمحض تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند. ولی این گروه از هیدرکربورها بلحاظ ارزشمندی بیشتری که نسبت به دیگر محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوختهایی تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاههای نفت از پالایش نفت خام حاصل میگردید ولی اینبار همراه با مزیتهایی که خواهد آمد . با توجه به اینکه پالایشگاه 500 میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین مینماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای پارس جنوبی و دیگر پالایشگاههای گاز کشور حاصل میگردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت میباشد .

1 - تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت. 2 - بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل میگردد . 3 – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت میتوان محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود . 4 - هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است

5 - میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف میرسد. 6 - درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال 1390 نیازی به واردات بنزین نخواهد بود

درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر میگردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان میباشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند

هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه 260 هزار بشکه نفت خام و 20 هزار بشکه مایعات گازى را فرآورش میکند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت 360 هزار بشکه احداث میگردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت به پایان رسیده است

قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه 20 ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های نفتی همچون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در سال 1380طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (1380 ) مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح های پالایش گاز شرکت ملی گاز ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبر ها حکایت از راه اندازی این تاسیسات دارد . 2- حذف دی اکسیدکربن و سولفور

بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت میگیرد که شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط مقادیر متفاوتی از این دو ماده را شامل میگردد. فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن را میتوان سوزاند و از گوگرد نیز صرفنظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست میگردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن ((H2S قرار داردحا ل چنانچه میزان سولفید هیدروژن موجود از مقدار 7/5 میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق میگردد. وچنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمیباشد. سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال، گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه میسازد. تکنیکهای مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم به «فرایند آمین» که متداولترین نوع در عملیات شیرین سازی میباشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین میباشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده میگردد.

  گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده میشود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث میگردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی میگردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی هایی از خود بجا میگذارد که اجتناب ناپذیر میباشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنشهای گرمایی بنام فرایند کلاوس سولفور موجودرا بصورت مایع آزاد مینماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار میشود این فرایند تا 97 درصد سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت مینماید. این ماده که سولفور پایه نامیده میشود بشکل پودر زرد رنگ بوده و آن را میتوان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمو د. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد . مرکاپتان ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار میباشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی های مشترکین فاقد هشدار دهنده های نشت گاز میباشد ضرورتآ و به همین منظور مقدار اندکی از آن که منجر به ضایعات در خطوط لوله نگردد را درترکیب گاز بجا میگذارند تا بکمک این مواد بودار (بوی تخم مرغ گندیده ) مصرف کننده از وجود نشتی در لوله های گاز آگاه گردد. در همین رابطه در ایستگاههای CGS نیز بطور جداگانه مقداری مرکاپتان به جریان گاز تزریق میگردد . گاز میادین پارس جنوبی – نار و کنگان – سرخس و گاز همراه میدان آغاجاری از نوع ترش بوده و لذا حاوی مقدار معتنابهی گوگرد میباشد.

  گاز میادین تابناک - شانون، هما، وراوی و گاز همراه میادین مارون و اهواز از نوع شیرین بوده و طبعا بعلت فقدان گوگرد و حذف فرایندهای مربوطه نسبت به گار میادین دیگر با ارزشتر میباشد.

3- نم زدایی یا رطوبت زدایی

3– 1 - رطوبت زدایی با محلول گلایکول

علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش های جداسازی ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. در حالیکه بخار آب موجود در محلول گاز میبایست طی فرایندی بسیار پیچیده تحت عنوان عملیات نم زدایی و یا رطوبت زدایی از گازطبیعی تفکیک گردند .

در این فرایند بخار آب متراکم و موجود در سطح توسط ماده نم زدا جذب و جمع آوری میگردد. نوع متداول نم زدایی جذب (absorption) با عنوان نم زدایی گلایکول که ماده اصلی این فرایند میباشد شناخته می شود. در این فرایند، از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. دراین نوع فرایند اغلب از دو محلول گلایکول باسامی دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) استفاده میگردد.

خواص ملکولی ماده گلایکول شباهت بسیاری با آب دارد لذا چنانچه در تماس با جریانی از گازطبیعی قرار گیرد، رطوبت آب موجود در جریان گاز را جذب و جمع آوری مینماید. ملکولهای سنگین شده گلایکول در انتهای تماس دهنده جهت خروج از نم زدا جمع و خارج میشو ند سپس گازطبیعی خشک نیزاز جانب دیگر به بیرون از نم زدا انتقال می یاید. محلول گلایکول را از میان دیگ بخار به منظور تبخیر نمودن آب محلول در آن و آزاد کردن گلایکول جهت استفاده مجدد آن در فرایندهای بعدی نم زدایی عبور میدهند. این عمل با بهره گیری از پدیده فیزیکی یعنی وجود اختلاف در نقطه جوش آب تا 212درجه فارنهایت (100 درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا 400 درجه فارنهایت صورت میگیرد.

3– 2 رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد

رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند نیز با استفاده از روش جذب سطحی صورت میگیرد . جهت این کار به حداقل دو برج یابیشتر نیاز میباشد که بکمک یک ماده خشک کننده جامد شامل آلومینا یا ماده سیلیکاژل پرشده است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج ها، از بالا به پایین عبور داده میشوند. گازطبیعی دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت های موجود در جریان گازطبیعی به سطح ذرات ماده خشک کننده جذب میگردد و باتکمیل این فرایند تقریبا تمام آب توسط ماده خشک کننده جامد جذب شده و نهایتا گاز خشک از انتهای برج خارج شود. این نوع از سیستم نم زدایی از آنجاییکه در رابطه باحجم فراوان گاز تحت فشارهای بالا مناسب هستند معمولا در انتهای یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این سیستم نیز همانند گلایکول در روش اول ماده خشک کننده جامد بعد از اشباع شدن از آب جهت احیاء و استفاده های مکرر از سیستمهای گرمکن با درجه حرارت بالا جهت تبخیر بخار آب موجود در گلایکول بکار گرفته میشوند .

  گازطبیعی اینک با طی تمام مراحل تصفیه به طور کامل فرآورش و برای مصرف آماده گردید لذا در پایان با تقویت فشار آن تا حدود 1000 psi و پس از محاسبه حجم آن توسط سیستم اندازه گیری به خط لوله خروجی پالایشگاه هدایت و تحویل مدیریت منطقه عملیات انتقال گاز مربوطه میگردد.

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : یعقوب ذاکری

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :shopfile95.sellfile.ir

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان - مخازن به منظور بالفعل نمودن این ذخایر، حدود 20 میلیارد پای مکعب در روز است چنین حجمی از گاز مورد نیاز را می توان از ذخایر پارس جنوبی، پارس شمالی ( مخازن گاز کشف شده G و F واقع در خلیج فارس)، گازهای همراه که قسمت اعظم آن سوخته می شود

---

موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان

مخازن به منظور بالفعل نمودن این ذخایر، حدود 20 میلیارد پای مکعب در روز است. چنین حجمی از گاز مورد نیاز را می توان از ذخایر پارس جنوبی، پارس شمالی ( مخازن گاز کشف شده G و F واقع در خلیج فارس)، گازهای همراه که قسمت اعظم آن سوخته می شود و سایر مخازن گاز ایران تامین نمود. بر اساس محسبات مهندسی مخازن انجام شده قبل و بعد از انقلاب، به ازای تزریق 5/2 تا 4 هزار پای مکعب گاز می توان یک بشکه نفت اضافی از مخازن نفتی ایران به دست آورد.
بنابراین اگر قیمت نفت را حدود 24 دلار برای هر بشکه فرض نماییم « قیمت سایه ای» هزار پای مکعب گاز، حدود 6 تا 10 دلار است. قیمت گاز صادراتی ایران به ترکیه بر اساس قیمت نفت 24 دلار، کمتر از 3 دلار برای هر هزار پای مکعب در نظر گرفته شده است، ضمن آنکه فاصله آن حدود 1000 کیلومتر دورتر از محل تزریق است. علاوه بر این، باید به این نکته توجه کرد که گاز تزریقی برای نسل های آینده باقی خواهد ماند.
ملاحظه می شود که تزریق گاز در مخازن نفتی، با صرفه ترین نحوه استفاده از آن است. در عین حال، این روش از نظر اصول، تنها راه صیانت از مخازن نفتی و تبدیل نفت بالقوه به نفت بالفعل برای نسل­های آینده کشور است.

1. سیاستهای تزریق گاز و مقایسه­ای از ذخایر نفت و گاز ایران با ذخایر نفت عربستان
ذخایر واقعی نفت عربستان حدود 200 میلیارد بشکه است، در حالی که ذخایر نفت و گاز ایران 37 میلیارد بشکه نفت بالفعل و 50 میلیارد نفت بالقوه و حدود 800 تریلیون پای مکعب گاز را شامل می­شود. در نتیجه، مجموع حجم نفت و گاز ایران حدود 220=133+37+50 میلیارد بشکه ( معادل نفت خام) است. در صورتی که فرض شود ایران روزانه به طور متوسط 5/3 میلیارد بشکه نفت و عربستان به طور متوسط روزانه حدود 10 میلیون بشکه نفت بهره­برداری می کند در نتیجه در 15 سال آینده، ذخایر نفت ایران در حدود 201=19-220 میلیارد بشکه و ذخایر نفت عربستان حدود 145=55-200 میلیارد بشکه خواهد بود.
ملاحضه می شود که در 15 سال آینده، ایران در مقام اول و عربستان در مقام دوم از نظر ذخایر نفت و گاز در خاورمیانه خواهند بود. لازم به تذکر است ذخایر گازی که احتمالاً در عربستان در فرایند اکتشاف تولید خواهد شد، به مصارف داخلی، شامل تولید برق و تهیه آب آشامیدنی ( شیرین سازی آب) خواهد رسید. ایران نیز امکان کشف ذخایر گازی جدید را داراست.
اعتبار سیاسی در منطقه بدون امکانات و توانایی اقتصادی ممکن نیست. از طرف دیگر تقاضای گاز در جهان در 15 سال آینده به نحو شدیدی افزایش خواهد یافت علت این امر کمبود عرضه نفت در برابر تقاضا از یک طرف و بالا رفتن روند مصرف گاز در سال­های آینده می­باشد. بنابراین ارزش گاز در آن زمان به میزان بیشتری در مقایسه با ارزش فعلی آن ـ یعنی هزار پای مکعب گاز معادل حرارتی یک ششم قیمت یک بشکه نفت ـ خواهد رسید. ضمن آنکه باید توجه داشت که ما نمی توانیم هم روزانه 20 میلیارد پای مکعب گاز در مخازن خود تزریق کنیم و هم حجم قابل ملاحظه ای از گاز را صادر نماییم.
در این جا لازم است توضیح داده شود که 800 تریلیون پای مکعب ذخایر گاز ایران، گازهای همراه نفت و کلاهک گازی مخازن نفتی و مخازن مستقل گازی را شامل می شود. حجم گازهای همراه با میزان نفت استخراجی متناسب است. بنابراین تنها از میدانهای مستقل گازی است که می توان با حجم بالایی گاز استخراج نمود.
باید توجه داشت که در کشورهای غربی از هم اکنون برنامه تامین انرژی مصرفی خود را 25 سال آتی، برنامه ریزی می کنند. بنابراین باید راه­های موجود و مطمئن تامین آن را با کم ترین قیمت ممکن بررسی و برنامه ریزی نمایند. لذا تامین منابع گازی غرب از سال 2015 به بعد ایجاب می کند که ایران موضوع تزریق گاز را در مخازن خود فراموش نموده و از هم اکنون در راه صادرات گاز به کشورهای همسایه اقدام کند.
برنامه ریزی شرکت های خارجی در تزریق آب به مخازن سیری، درود، سروش، نوروز، سلمان و غیره به جای گاز، از نمونه های روشن در راستای چنین سیاستی است. این در حالی است که بالاتر بودن ضریب بازدهی نفت از طریق تزریق گاز در مخازن مختلف جهان در مقایسه با آب به اثبات رسیده است.متخصصان شرکت « توتال ـ فیناـ الف» و « شل» در مقالات مختلف خود از طریق کارهای آزمایشگاهی و عملی نشان داده اند. که حتی تزریق هوا در مخازنی که شبیه مخازن ایران است در مقایسه با تزریق آب از بازدهی به مراتب بیش تری برخوردار است. با وجود این، سیاست همین شرکت ها در تجویز تزریق آب به مخازن ایران در چارچوب قرارداد های بیع متقابل، موجب شده است که گاز آن مخازن سوزانده شود. مثلاً در حالی که شرکت نفت توتال در مخزن « ابوالبخوش» ابوظبی گاز تزریق می کند، با تزریق آب در میدان سلمان موافقت شده است، در حالی که این دو مخزن (ابوالبخوش و سلمان) در واقع مخزنی مشترک و با موقعیتی کاملاً مشابه است. متاسفانه قرار است گاز طبقه خوف میدان سلمان جهت فروش به ناحیه عسولیه منتقل شود و در مقابل، آب به مخزن سلمان تزریق گردد! همچنین متاسفانه در حال حاضر میدان های سروش و نوروز از طریق آب روانی و تزریق آب، بهره­برداری می شود و گاز آنها به جزیره خارک جهت فروش منتقل می گردد! سایر پروژهای بیع متقابل نیز عمدتاً چنین نقایصی دارند.

2. فقدان سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز
متاسفانه نه قبل و نه بعد از انقلاب، کوششی جدی برای طراحی سیاست روشن منطقه ای و جهانی در بخش نفت و گاز کشور صورت نگرفته است. کشور ما از این بابت، فرصت های زیادی را از دست داده و ضررهای هنگفتی را تحمل نموده است، به عنوان مثال، عدم برنامه ریزی جهت جلوگیری از انعقاد قرارداد ارسال گاز قطر به دبی ـ که چندین سال قبل از شروع آن، نگارنده مراتب را به استحظار مقامات وقت رساندم ـ نمونه ای از این موارد است. در آن گزارش نحوه جلوگیری از قرارداد مذکور را از طریق فروش گاز میدان سلمان ( در مقابل گاز میدان قطر) که با سرمایه گذاری کمتری قابل اجرا بود، پیشنهاد نمودم، اما متاسفانه اقدامات مقتضی صورت نگرفت. همین امر موجب شد که ارتباط شیخ نشین های منطقه که همیشه با یکدیگر در زمینه ارسال گاز اختلاف داشتند، بهبود یابد؛ به گونه ای که با ارسال گاز قطر به آن کشور، ضمن بهتر شدن روابط، به برداشت سهمیه بیش تر قطر از میدان گازی مشترک با ایران نیز کمک شد.
لذا باید تردید داشت که برنامه ریزی سیاسی، فنی و اقتصادی انرژی در کشورمان به معنی واقعی آن وجود داشته باشد. فروش گاز به کشورها همسایه و نزدیک مانند ترکیه، هند و پاکستان بدون توجه به احتیاجات داخلی و بدون برنامه ریزی سیاست انرژی منطقه ای و جهانی اتخاذ شده است. فقدان چنین سیاستهایی موجب می شود که نتوان ذخایر بالقوه نفت ایران را به ذخایر بالفعل تبدیل کرد. بدیهی است در چنین وضعیتی، کشور ما از صادر کننده نفت به صادر کننده گاز تبدیل خواهد شد که طبعاً هزینه ها و اثراتی بسیار سنگین برای نسل های آینده به دنبال خواهد داشت.

3. سوابق استعماری
در دوران قاجار، سفرای کشورهای بزرگ غربی سیاست های استعماری خود را از نزدیک در ایران پیاده کردند، ولی امروزه تحمیل سیاست های مورد نظر غرب به کشورهای در حال توسعه به شیوه ها و طرق پیچیده تری انجام می پذیرد. این ابزارها عبارتند از:
فن آوری پیشرفته و تحمیل آن به جهان سوم. قدرت مالی وسیع. برنامه ریزی سیاسی ـ اقتصادی بلند مدت و پیگیری آن از طرق مختلف. استفاده از وسایل ارتباط جمعی. استفاده از تضادهای منطقه­ای و تهدید و تشویق کشورهای ضعیف. استفاده از نهادهای بین المللی مانند حق وتو جهت اعمال و پیاده نمودن سیاست های سلطه اقتصادی و سیاسی. استفاده از وسایل پیشرفته فضایی برای کسب اطلاعات. استفاده از عدم آشنایی به مسائل برنامه ریزی بسیار کلان اقتصادی ـ فنی ـ سیاسی به وسیله ایجاد رقابت بین کشورهای صادر کننده نفت و گاز.
روابط نابرابر کشورهای پیشرفته صنعتی با کشورهای در حال توسعه، موجب شده است که کشورهای ضعیف در وضعیتی قرار بگیرند که بالا جبار مواد اولیه مورد نیاز کشورهای ثروتمند را با پایین ترین قیمت عرضه کننده و دانسته یا ندانسته برنامه های توسعه اقتصادی و سیاسی خود را چنان طراحی نمایند که تعارضی با اهداف کشورهای پیشرفته صنعتی نداشته باشد. ثمره چنین ساختاری این بوده است که نه تنها کشورهای در حال توسعه به فن­آوری های بالا دسترسی نیافته اند بلکه تبدیل به بازارهای مصرف برای تولیدات کشورهای صنعتی شده اند.

4. مروری بر موقعیت صنعت نفت ایران در سال های قبل از انقلاب و نحوه اعمال مقاصد شرکت های عامل نفت
1-5- ایجاد محیط استعماری
مدرسه فنی آبادان که مدرسه ای حرفه ای بود در سال 1327 شروع به کار کرد سالیانه تعداد حدود 30 نفر دانش آموز مورد نیاز را از طریق کنکور از بین فارغ التحصیلان کلاس یازدهم انتخاب می شدند. دوره کامل این مدرسه فنی جمعاً 4 سال بود و لذا فارغ التحصیلان این مدرسه حرفه ای دارای 5 سال ارشدیت در مقایسه با مهندسان فارغ التحصیل سایر دانشگاه­های داخلی و خارجی بودند. تعدادی از شاگردان سال اول این مدرسه حرفه­ای به بیرمنگام (انگلستان) اعزام می شدند و طی برنامه خاصی پس از دریافت مدارک تحضیلی ـ که عموماً در رشته شیمی بود ـ با ارشدیت چندین ساله در پست های بالا گماشته می شدند. لازم به تذکر است که این مدرسه فنی تنها در بخش بالادستی درس های علمی را آموزش می دادند ولی تعدادی از فارغ التحصیلان رشته شیمی دانشگاه بیرمنگام در پستهای بالادستی منصوب شدند.
این گروه تشکیلاتی به نام « گروه شام مینا» داشتند و پست های بالای شرکت نفت، عموماً در اختیار آنان بود. مدیر اکتشاف و تولید، مدیر امور بین الملل، مدیر پتروشیمی، مدیر امور غیر صنعتی در جنوب، مدیر پروژه IGAT، رئیس پخش، رئیس فروش و صادرات نفت، رئیس تحقیقات و غیره عضو این گروه بودند.
مدیر اکتشاف، تولید، پالایش و پخش شرکت ملی نفت ایران، عضو هیات مدیره کنسرسیوم بود و تصمیمات اتخاذ شده در جلسات شش ماهه کنسرسیوم را در شرکت ملی نفت ایران پیاده می نمود.
شرکت های عامل با اعمال روش تحقیر و به کار بردن فشارهای روانی و شکستن شخصیت و انگیزه ملی و حرفه­ای، به جای استخدام مهندس نفت و یا مهندسان نزدیک به رشته نفت، تعداد 20 نفر از فارغ التحصیلان دانشکده علوم تهران را که اطلاعی از نفت نداشتند استخدام نمودند و پس از سال ها کار در مناطق نفتی و اعزام بعضی از آنان به دوره­های چند ماهه، در واقع افرادی نیمه فنی تربیت نمودندکه بدون درک اصول علمی مربوطه، همیشه محتاج به کمک افراد خارجی باشند.
از زمان شروع کار دکتر اقبال، فراماسیونرها نیز چندین پست غیر فنی مانند فروش نفت را در اختیار گرفتند و ارتباط نسبتاً دوستانه­ای با گروه شام مینا داشتند.
2-5- مقاومت­ها و تلاش­ها
علی رغم وضعیت مذکور، نگارنده توفیق آن را به دست آورد که کار پایه­ای ازدیاد برداشت از مخازن نفتی ایران را با همکاری مهندسان دلسوز وقت انجام دهد. این پروژه در سال 1341 به سرپرستی نگارنده شروع شد. با بررسی مخازن هفتکل و آغاجاری به این نتیجه رسیدیم که تزریق گاز در این مخازن بسیار موثرتر از بهره­برداری طبیعی و یا تزریق آب است.
قرارداد کنسرسیوم، اجازه هیچ گونه­ دخالتی جهت پیاده نمودن چنین پروژه­هایی را به شرکت ملی نفت ایران نمی­داد. تنها وسیله ما اتکاء به دو نکته مندرج در قرارداد بود که عبارت بودند از:
Good Petroleum Practice؛ یعنی انجام فعالیت­های نفتی باید بر اساس ضوابط علمی و منطقی باشد. Mindful of Iran's Interest؛ یعنی منافع ایران باید رعایت شود.
در دهه 40، میزان بهره­برداری از مناطق خشکی، حدود یک میلیون بشکه در روز بود. بنابراین شرکت­های عامل نفت احتیاجی به سرمایه­گذاری در بخش ازدیاد برداشت نمی دیدند؛ زیرا هر نوع سرمایه گذاری که باعث استمرار بهره­برداری نفت از مخازن ایران می شد در سالهای بعد از اتمام قرارداد در 1373 ( 1994) به نتیجه می­رسید که در واقع نتیجه آن نصیب ایران می گردید.
شرکت­های عامل با بهانه­های مختلف، تاثیر برخی از فرایندهای موثر در استخراج نفت از داخل سنگ­های متخلخل را نمی­پذیرفتند و اثبات آن فرایندها را به انجام کار آزمایشگاهی موکول می کردند. همزمان با این مخالفت­ها و به منظور اثبات نظریات خود، مرکزی را در لندن تاسیس نمودند. همچنین این شرکتها مدل ریاضی خاصی را تهیه کردندو از این راه، مطالعه مخازن هفتکل و آغاجاری را آغاز نمودند. شرکتهای عامل نفت اجازه وارد شدن به جزئیات مدل ریاضی فوق را به متخصصان شرکت ملی نفت ایران نمی دادند و تنها موافقت کردند که صرفاً جواب هر نوع مطالعه با مشخصات معینی را که نگارنده طراحی نماید در اختیار ما بگذارند.
نزدیک به 100 مورد مطالعه میدانی در ظرف 9 سال 1350- 1341 پیشنهاد شد و مورد مطالعه قرار گرفت ولی جواب آنها همیشه این بود که تزریق آب در مخازن نفتی مذکور، بهتر از تزریق گاز است.
متقابلاً از طریق مطالعات انجام شده، مشخص شده که مدل ریاضی آنها صحیح نبوده و آنها محاسبات را به نحوی انجام دادند که همواره به ضرر تزریق گاز بوده است. این اشتباه­ها به مرور تصحیح شده و در نتیجه، برتری تزریق گاز و یا حداقل، مساوی بودن تاثیر آن با تزریق آب از طریق مدل شبیه ساز تهیه شده توسط آن­ها در سال ­های 1349 به بعد آشکار گردید.
در سال­های 1349-1341 شرکت­ها و موسسات خارجی و یا مهندسان ایرانی و خارجی شاغل در کنسرسیوم نفت با همکاری یکدیگر، مطالعات متعددی را انجام دادند. کلیه این مطالعات بدون استثنا نشان داد که تزریق آب در مخازن مذکور، بهتر از تزریق گاز است. اما از طرف دیگر کارهای آزمایشگاهی انجام شده در آن سال­ها مخصوصاً کارهایی را که شرکت نفت شل و سایر شرکت­های اروپایی و امریکایی انجام دادند نشان می­داد که گاز بهتر از آب می­تواند نفت را جا به جا نماید.
جهت مقابله با مدل ریاضی تهیه شده توسط شرکت­های عامل نفت و همچنین مطالعاتی که اعضای کنسرسیوم با استفاده از مدل مذکور ( MARK-1-6) انجام می­دادند، نگارنده در ظرف یک سال مدل ریاضی کاملاً جدیدی طراحی نمود که برای اولین بار در جهان، کلیه فرایندهایی را که تا آن زمان به نحوه صحیح منظور نشده بود مانند ریزش ثقلی، دیفوژیون،کانوکشن و فرایندهای دیگر را همزمان در نظر می­گرفت.
اولین مطالعه­ای که نگارنده با استفاده از این مدل انجام داد در سال 1350 به اتمام رسید و مشخص شد که گاز از هر لحاظ بهتر از آب، نفت را جا به جا می نماید و حتی تخلیه طبیعی مخزن، بهتر از تزریق آب است. این مطالعه برای اولین بار در سال 1351 در مسجد سلیمان طی نشستی به اطلاع اعضاء کنسرسیوم نفت رسید و سپس درخواست گردید تا در هلند و هیوستون نیز نتایج این نشست به اطلاع سایر مهندسان شرکتهای نفتی کنسرسیوم برسد.
شرکتهای عامل چاره­ای را جز قبول این مطالعه نداشتند. از سوی دیگر، اگر این مطالعه را می پذیرفتند شرکت ملی نفت ایران می توانست ادعای خسارات گذشته ـ شامل سوزاندن تریلیون­ها پای مکعب گاز و عدم­ النفع ناشی از انجام ندادن تزریق گاز ـ را بنماید؛ بنابراین شرکتهای مذکور با برنامه زیرکانه­ای فشار را از دوش خود برداشتند و با ترفندهایی مطلب را از نظر حقوقی برای خود حل نمودند.

3-5- تغییر شرکتهای عامل نفت به شرکتهای خدمات ایران ( OSCO)
شرکتهای عامل نفت با آینده نگری خاص خود، قبل از قبول رسمی تزریق گاز در مخازن نفتی ایران اقدام به تغییردادن شکل " IOE & PC" به " OSCO" نمودند. این اقدام سه نکته اساسی را شامل می­شد:
پیشنهاد نمودند که سطح تولید نفت از رقم حدود 3 میلیون به 8 میلیون بشکه در روز افزایش یابد. این نکته­ای بود که شاه را بسیار خوشحال می­کرد؛ زیرا نامبرده فکر می­کرد به این وسیله، سطح تولید عربستان هرگز بالاتر از ایران نخواهد رفت. میزان سرمایه گذاری شرکت ملی نفت ایران را از صفر به حدود 40 درصد افزایش دادند. قبلاً شرکت­های عامل نفت 100 درصد سرمایه گذاری را انجام می­دادند. بر اساس یکی از موارد قرارداد، « طرفین از تاریخ عقد قرارداد جدید از کلیه دعاوی قبلی خود صرف نظر می نمایند».
بدین ترتیب، هدف اصلی شرکتهای عامل که همان نکته سوم بود، تحت موضوع جذاب افزایش سطح تولید به 8 میلیون بشکه در روز پنهان شد.
شرکتهای عامل پس از تایید رئیس وقت اداره حقوقی شرکت ملی نفت و تصویب آن در مجلس و امضاء شاه در آذر 1352، تزریق گاز را در کلیه مخازن اصلی ایران قبول کردند.
ملاحظه می­شود که عدم شناخت کافی از سیاست­های شرکتهای بین المللی نفتی در بهره­برداری از منابع کشور و عدم رعایت شرایط و ضوابط تولید صیانتی و فقدان درک مسائل سیاسی و حقوقی نفت، چگونه می­تواند منجر به زیان­های هنگفت برای اقتصاد کشورمان باشد. در واقع، ایران می­توانست به علت از دست دادن حجم عظیمی از نفت خود و سوزاندن تریلیون­ها پای مکعب گاز و سایر بدهکاری­های آن شرکت، تقاضای خسارت چند میلیارد دلاری در دادگاه لاهه از شرکتهای عامل بنماید؛ لکن با امضاء قرارداد فوق از رسیدن به حقوق واقعی خود محروم شد! ماجرای فوق از جهات زیر آموزنده است:
الف) با قبول این که گاز آثار بهتری از آب در مخازن ایران دارد، اولین پیش بینی فنی ـ علمی یک ایرانی در مقابل مهندسان و متخصصان شرکتهای عظیم نفتی جهان به اثبات رسید.
ب) معلوم شد که شرکتهای نفتی به چه نحوی می­توانند با دست کاری اعداد و ارقام، مطالب خلاف واقع را به طرف مقابل خود تحمیل کنند؛ لذا نباید به صحت ادعاهای آنان در مقابل نظر کارشناسان حقیقی داخلی اعتماد نمود.
ج) نظر نگارنده موقعی به طور کامل به اثبات رسید که ملاحظه شد در اثر تزریق گاز در میدان هفتکل، روزانه حدود 40 هزار بشکه نفت از ناحیه­ای که قبلاً آب، آن را جا به جا نموده بود استخراج می­شود، و پیش بینی نگارنده ـ که در اثر تزریق گاز حدود چند صد میلیون بشکه نفت اضافی استراج خواهد شد ـ به اثبات رسید. این مطلب در مورد میدان­های گچساران و مارون که در حال حاضر تنها بخشی از میزان گاز مورد نیاز به آنها تزریق می شود نیز به اثبات رسیده است.
د) جهت تثبیت قیمت نفت با توجه به بالارفتن تقاضا، نیاز به بالا بردن سطح تولید در کشورهای اوپک بود که بدین وسیله این هدف نیز به تحقق می رسید.
پس از بررسی قرارداد شرکت خدمات نفتی ایران OSCO که پس از تصویب، جهت برنامه ریزی به نگارنده ابلاغ شد، متوجه شدم که امکان بهره­برداری 8 میلیون بشکه در روز از مخازن خشکی ایران غیر ممکن است. این مطلب طی گزارشی به اطلاع مدیر اکتشاف، تولید و امور بین الملل وقت رسید و پس از مدتی بالاخره به اطلاع شاه نیز رسید. در این گزارش، سطح تولید را از مخازن خشکی، حداکثر 6 میلیون بشکه در روز پیش بینی شد.
نکته قابل توجه اینکه اداره حقوقی شرکت ملی نفت ایران که با قرارداد شرکت خدمات موافقت کرده بود قبلاً با نگارنده و یا مدیریت اکتشاف و تولید شرکت ملی نفت در مورد صحت و امکان بهره­برداری روزانه 8 میلیون بشکه مشورت نکرده بود.
شاه پس از ملاحضه گزارش و دلایل مندرج در آن، با کاهش سقف تولید از 8 میلیون بشکه به 6 میلیون بشکه در روز موافقت نمود. این مساله برای اعضاء کنسرسیوم و نمایندگان آنها در جنوب در تهران تشکیل شده بود آنان برنامه 8 میلیون بشکه در روز خود را به شرکت ملی نفت ایران ارائه نمود.
می­دانیم که در عمل، سطح تولید نفت در ناحیه کنسرسیوم سابق ( مناطق خشکی) از 2/5 میلیون بشکه در روز، آن هم برای مدت کوتاهی، تجاوز نکرد؛ در حالی که در برنامه افزایش تولید، هیچ مشکل مالی و یا انسانی وجود نداشت.


5. مروری بر 22 سال گذشته
بعد از انقلاب، سطح برنامه ریزی شده تولید در مورد کلیه مخازن ایران ( اعم از خشکی و دریا) از حدود 3/6 میلیون بشکه در روز به حدود 3 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. نحوه اجرای این برنامه طی گزارش کاملی تهیه شد و به تصویب هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران رسید. مدیریت وقت سازمان برنامه، علاقمند بود سطح تولید، بالاتر برود ولی به او تذکر داده شد که بالا رفتن تولید قیمت نفت به بیش از 35 دلار برای هر بشکه به علت پایین آمدن سطح تولید ایران است و اگر سازمان برنامه به دنبال درآمد است، سقف تولید فوق نظر وی را تامین خواهد نمود.
مدیریت وقت امور اداری شرکت ملی نفت ایران عنوان نمود که اگر قرار است سطح تولید از 3/6 به 3 میلیون بشکه در روز کاهش یابد کارمندان و کارکنان شرکت نیز باید به همان نسبت و یا نزدیک به آن کاهش یابند. علی رغم مخالفت نگارنده، سرانجام این سیاست اجرا شد و در نتیجه بهترین افراد فنی شرکت ملی نفت ایران باز خرید شدند. این اولین لطمه بزرگ در زمینه از دست دادن افراد فنی با سابقه در شرکت ملی نفت ایران بود.
در دی ماه 1358 نگارنده، شرکت ملی حفاری را تاسیس نمود. علت تاسیس این شرکت این بود که حدود 4500 نفر از کارکنان و مهندسان شرکتهای سرویس دهنده، بلاتکلیف شده بودند. نگارنده بر طبق اساس نامه تهیه شده که به ریاست هیات مدیره آن شرکت به عنوان اولین رئیس هیات مدیره شرکت ملی حفاری ایران منصوب گردیدم. تعداد 12 دستگاه حفاری در مدت چند ماه راه­اندازی شد. یکی از دستگاه­ها در ناحیه نیر کبیر ( آزادگان فعلی) بود که متاسفانه عراقی ها این دستگاه را به همراه تعدادی دیگر از دستگاه­های حفاری به غنیمت بردند.
عدم توجه به ابعاد مالی ـ حقوقی و مسائل بین المللی، همواره موجب زیان هایی برای شرکت ملی نفت ایران بوده است. به عنوان مثال می توان به تحویل 3 دستگاه حفاری متعلق به شرکت سانتافه اشاره کرد که بخش حقوقی شرکت ملی نفت ایران قرارداد تحویل آن را در سال 1980 در نیویورک و لوس آنجلس بدون پرداخت وجهی، رسماً انجام داد؛ در حالی که نزدیک به 7 میلیون دلار بابت فعالیت­های حفاری و نصب اسکله آذرپاد به شرکت مذکور بدهکار بودیم. متاسفانه وزیر نفت وقت در آخرین روز مهلت مقرر، با تحویل آنها موافقت نکرد؛ لکن در چارچوب بیانیه الجزایر در دادگاه لاهه، مبلغ 19 میلیون دلار جریمه آن به شرکت سانتافه پرداخت شد.
به عنوان مثالی دیگر، می­توان به سیاست امریکا در ایجاد محدودیت در استخراج گاز از میدان پارس جنوبی اشاره کرد. اگرچه نگارنده با تحلیل موقعیت سیاسی وقت، این نکته را تبیین کرده بود که استفاده از گاز پارس جنوبی برای تزریق در مخازن نفتی ایران باعث بالا بردن ذخایر بالفعل و استمرار موقعیت برتر کشور در خاورمیانه می­شود؛ اما با وجود این، مذاکرات مقامات نفتی با شرکت امریکایی کونوکو موجب شد که توجه لازم به جهت گیری­ کلی سیاست­های دولت امریکا در منطقه خلیج فارس و حمایت این کشور از سیاست­های گازی قطر در مقابل همسویی این کشور با سیاست­های اسرائیل، انجام نگیرد. چند ماه بعد، قانون اسرائیلی ـ امریکایی داماتو به تصویب کنگره امریکا رسید و دولت امریکا قرارداد کونوکو را لغو کرد.

6. اولین پیشنهاد سرمایه گذاری در ایران از طرف شرکت ژاپنی جپکس
در اواخر جنگ ایران و عراق، تولید نفت به حدود 2 میلیون بشکه در روز کاهش یافت. بنابراین بعد از جنگ، ضرورت افزایش سریع تولید کاملاً محسوس بود. در چنین وضعیتی برای افزایش تولید باید سرمایه گذاری های خارجی را در میدان هایی به کار گرفت که با حداقل سرمایه گذاری، حداکثر بازدهی را دارند. به عنوان مثال اگر در پروژه­های دریایی فرضاً در سه ناحیه هنگام ( شرق جزیره قشم)، سیری و ابوذر، توان هایی به ترتیب ضعیف، متوسطو بالا، با میزان سرمایه گذاری به ترتیب بسیار بالا، بالا و به نسبت متوسط وجود داشته باشد و ایران درصدد بالا بردن سطح تولید خود با صرف کم ترین هزینه باشد، منطقی است که میدان ابوذر در الویت قرار گیرد؛ در حالی که متاسفانه پروژه هنگام با توانی پایین تر و سرمایه گذاری بالاتر و ریسک بیشتر، انتخاب شد و به شرکت ژاپنی جپکس پیشنهاد گردید.
شرکت جپکس حاضر به سرمایه گذاری با بهره حدود 3 درصد در بخش اکتشاف و بهره حدود 12 درصد در بخش توسعه و تولید بود. مطالعات این شرکت نشان داد که توسعه و تولید روزانه حدود 200 هزار بشکه، احتیاج به سرمایه گذاری 2/1 میلیارد دلاری داشت که برای پرداخت آن لازم بود حدود 90 درصد نفت حاصل به شرکت مذکور پرداخت شود. با توجه به میزان سرمایه گذاری و میزان برگشت آن، دولت وقت به درستی آن را نپذیرفت.

7. عدم توفیق برنامه افزایش تولید
هدف برنامه ریزی افزایش تولید نفت در سال 1372 رسیدن به سطح 5/4 میلیون بشکه در روز بود. جهت رسیدن به این هدف، قرار شد با سرمایه گذاری 2 میلیارد دلاری، سطح تولید مناطق خشکی در ظرف 2 سال به رقم مورد نظر برسد.
نگارنده در همان زمان طی گزارشی نشان داد که امکان بالا بردن سطح تولید به جز از طریق تزریق گاز به میزان لازم و کافی در کلیه مخازن اصلی ایران غیر ممکن است. تولید و تزریق گاز، مستلزم سرمایه گذاری چندین میلیارد دلاری و توسعه میدان پارس جنوبی به میزان 8 میلیارد پای مکعب در روز جهت تزریق بود. متاسفانه به جای تولید و تزریق گاز، مبادرت به حفر چاه­های اضافی شد؛ لذا تولید نفت حتی به سقف 8/3 میلیون بشکه در روز نیز نرسید.
تا سال 1373 علی رغم اطمینان از وجود منبع عظیم پارس جنوبی، شرکت ملی نفت ایران اقدامی جهت استفاده از این منبع عظیم خدادادی ننمود، در حالی که قطر با حداکثر توان خود، مشغول بهره­برداری از این مخزن مشترک بود. متاسفانه توجه شرکت ملی نفت معطوف به توسعه میدان پارس شمالی شده بود که میدانی مستقل و حاوی کندانسه بسیار کمی است که عملاً قابل استحصال نیست. نکته جالب توجه این است که شرکت نفت شل در جریان توسعه میدان پارس شمالی در مورد صدور گاز آن به کشور­های هند و پاکستان فعالیت می­نمود؛ در حالی که می­دانیم شرکت نفت شل از اعضاء کنسرسیوم تولید « گنبد شمالی» ( بخش جنوبی میدان پارس جنوبی در قطر) است.
نگارنده طی گزارشی نشان داد که ادامه مطالعه بر روی میدان پارس شمالی در مقایسه یا استفاده از پارس جنوبی، کاری غیر اقتصادی است و شایسته است ضمن توقف آن، کلیه فعالیت­ها بر اساس استخراج 8 میلیارد پای مکعب در روز از پارس جنوبی جهت تزریق در مخازن خشکی متمرکز گردد.
متاسفانه هیات مدیره وقت شرکت ملی نفت ایران در عمل، به تولید یک میلیارد پای مکعب گاز با بودجه 900 میلیون دلار اکتفا کرد. قرار شد نسبت به فازهای بعدی میدان پارس جنوبی، از یک شرکت خارجی جهت برنامه ریزی آینده استفاده شود.

8. قرارداد سیری ـ توتال
بر اساس قراداد سیری ـ توتال شرکت توتال متعهد شد که روزانه 100 هزار بشکه از میدان E و 20 هزار بشکه از میدان A بهره­برداری نماید. نگارنده طی گزارشی، دو مورد زیر را گوشزد نمود:
ارقام 100و 20 هزار بشکه برای این مخازن بالاست و این مخازن نمی­تواند در چنین سطحی تولید داشته باشند. سوزاندن گاز استخراجی به جای تزریق آن، غیز صیانتی است.
اکنون بیش از حدود دو سال از شروع تولید این دو مخزن می­گذرد و جمعاً حدود 70 هزار بشکه در روز به جای 120 هزاز بشکه از آنها تولید می شود. این در حالی است که میزان GOR ( نسبت گاز به نفت)در چندین چاه این مخازن بسیار بالاست. در صورتی که سطح GOR آن چاه­ها به حد معقول یعنی 1000 پای مکعب برای هر بشکه نفت تنزل یابد، رقم 70 هزار بشکه در روز به سطح پایین تری کاهش خواهد یافت.
به نظر نگارنده، حد متوسط بهره­برداری از مخازن فوق، حدود 65 هزار بشکه در روز برای 10 سال آینده است. لذا در صورتی که نفت حاصل از این میدان بر اساس قیمت 9 دلار برای هر بشکه ـ که محسبات اقتصادی این پروژه در سال 1374 بر این اساس انجام شده بود ـ در نظر گرفته شود شرکت ملی نفت ایران جهت پرداخت 2/1 میلیارد دلار مورد تعهد برای اصل و فرع و جایزه این پروژه، می­بایست برای حدود 8 سال کل نفت بهره­برداری شده این مخازن را به شرکت توتال پرداخت می­نمود؛ بعد از این هم که نفت قابل ملاحظه­ای باقی نمی ماند. لازم به تذکر است که در این قرارداد، هیچ گونه جریمه­ای وجود ندارد.

9. قرارداد « الف» درود
قبل از امضاء قراداد «الف» در حوزه نفتی « درود»، نگارنده طی گزارش­هایی نشان داد که نحوه انجام پروژه فوق ـ که شامل تزریق آب در بهترین لایه نفتی این مخزن است ـ باعث از دست دادن حدود یک میلیارد بشکه نفت خواهد شد، اما متاسفانه مورد توجه قرار نگرفت. در واقع شرکت نفت «الف» با پایین آوردن پیش بینی میزان تولید این میدان و سرعت دادن به یک فرایند کم بازده، آن را به عنوان پروژه­ای پر منفعت به شرکت­های نفت ایران معرفی نموده است؛ ضمن اینکه با پایین آوردن درصد بهره­دهی مخزن، آثارمنفی تزریق آب را در پشت آن مخفی نموده است.
در طول مذاکرات و عقد قرارداد بین «الف» و شرکت ملی نفت ایران، شرکت نفت فلات قاره تعداد 12 حلقه چاه تعمیر و تعداد 3 حلقه چاه جدید حفر نمود. در اثر این عمل، سطح تولید میدان به حدود 180 هزار بشکه در روز افزایش یافت. این عملیات تعمیری و حفاری با هزینه­ای حدود 50 میلیون دلار انجام گردیدمقایسه هزینه­ای حدود 50 میلیون دلار، با کاری که شرکت «الف» قرار بود با 540 میلیون دلار سرمایه گذاری و بازپرداخت بیش از یک میلیارد انجام دهد، بسیار آموزنده است.
به نظر نگارنده، ضریب بهره­دهی طبیعی این مخزن حدود 35 درصد می باشد، درحالی که شرکت «الف» جهت پایین آوردن توان بهره­دهی مخزن، آن را حدود 20 درصدگزارش کرده بود که کاملاً در جهت اطمینان از نتایج تزریق آب و گاز در آن میدان بود. پس از ابطال نظریه و پیشنهاد اولیه «الف» پیشنهاد جدید بالا بردن سطح تولید به 300 هزار بشکه در روز را نمود. با مطالعاتی که نگارنده در سال­های 1376- 1375 بر روی این مخزن انجام داد مشخص شد که با تزریق روزانه 600 میلیون پای مکعب گاز، ضریب بهره­دهی آن را از میزان 35 درصد به بیش از 60 درصد افزایش مییابد.
نکته جالب توجه این است که پیشنهاد شرکت «الف» مبنی بر افزایش سطح تولید از وضع فعلی به 300 هزار بشکه در روز نشان می­دهد که پیشنهاد اولیه این شرکت مبنی بر بالا بردن سطح تولید از 140 به 220 هزار بشکه در روز، کاملاً نا صحیح بوده است. ضمناً این موضوع، تاییدی بر نظریه ارائه شده در بالا بودن ضریب بهره­دهی این مخزن نیز هست.
10. پروژه نوروز ـ سروش ـ شل
میادین نوروز و سروش حاوی نفت نیمه سنگین و سنگین بوده و زیر فشار اشباع قراردارد. به عبارت ساده تر،فشارمخزن از فشارنقطه حباب نفت بالاتر است؛ لذا اگر گاز در آنها تزریق شود در اثر حل شدن گاز در نفت، باعث انبساط و پایین آوردن گرانروی نفت می­گردد. در صورت اشباع نمودن نفت میدان سروش با گاز، گرانروی آن تا حدود 4 برابر کاهش می­یابد. درنتیجه، بهره­دهی چاه­ها تقریباً به همان نسبت بالا میرود و ضریب بهره­دهی مخزن نیز تا حدود 18 درصد افزایش می­یابد.
از آنجا که سنگ مخازن نوروز و سروش « نفت دوست» است، هجوم آب به داخل مخزن نمی تواند به راحتی نفت را جا به جا نماید و این باعث افت شدید ضریب بهره­دهی مخزن خواهد شد.
پیش بینی می­شود که بهره­برداری از مخزن سروش از طریق تزریق آب و یا بهره­برداری طبیعی، حدود 7 تا 8 درصد بیش تر نباشد؛ در حالی که با تزریق گاز، ضریب بهره­دهی مخزن را می­توان به بیش از 50 درصد افزایش داد.
در مورد میدان نوروز نیز آب روانی طبیعی مخزن می­تواند حدود 15 درصد از نفت را جا به جا نماید؛ در حالی که با تزریق گاز، بیش از 50 درصد آن جا به جا خواهد شد.
متاسفانه بدون توجه به نکات فنی فوق، شرکت شل توجه خود را به تزریق آب یا استفاده از آبرانی آب زیر طبقات نفتی، معطوف کرده است که قطعاً به ضرر این مخازن خواهد بود.
در حال حاضر روزانه نزدیک به 150 میلیون پای مکعب گاز در میدان فروزان سوخته می­شود. انتقال این حجم گاز به میدان سروش و استفاده از گاز اضافی موجود در اطراف میدان نوروز و تزریق در آن باعث ضریب بهره­دهی این میادین خواهد شد.

11. پروژه سلمان
مخزن سلمان از دو لایه سنگ آهکی عرب D و C تشکیل شده است. حدود 40 درصد این مخزن در آبهای ابوظبی و 60 درصد آن در آبهای ایران قرار دارد. شرکت نفت توتال سال­هاست با استفاده از گاز طبقه زیرین این میدان، روزانه بیش از 100 میلیون پای مکعب گاز را به طبقات عرب تزریق می­نماید. انجام این تزریقات نشان داده است که میزان ضریب برداشت آن ناحیه از حدود 45 درصد به بیش از 60 درصد افزایش یافته است.

قیمت فقط15,000 تومان پرداخت و دانلود

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : مهدی حیدری

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :sellu.ir

مشخصات فایل

فرمت : doc

تعداد صفحات : 106

قیمت : 15,000 تومان

حجم فایل : 538 کیلوبایت

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

پرداخت و دانلودگزارش خرابی و شکایت از فایل

مقاله درباره ی اوپک

مقاله درباره ی اوپک - مقاله درباره ی اوپک

---

*مقاله درباره ی اوپک*

«فهرست مطالب»

عنوان صفحه

پیشگفتار

مقدمه‌ای دربارة اوپک

از اساس تا تأسیس

عملکرد 27 ساله اول اوپک

از یک حالت دفاعی به یک حالت تهاجمی

آینده سیاسی اوپک

اساسنامه سازمان اوپک

فهرست منابع و مأخذ

« پیشگفتار»

مسأله سوخت و انرژی یکی از حیاتی‌ترین مسائل اجتماعی امروز جهان می‌باشد. و موضوع نفت و گاز در مرکز این نیروی حیاتی قرار داشته و دنیای صنعت وابستگی شدیدی به آن دارد.

بعضی کشورهای صنعتی برای دسترسی« نفت» طلای سیاه و مشتقات آن روشهای گوناگون اختیار کرده‌اند که گاهی تا مرز استعمار و بهره‌کشی از طریق زورگویی پیش رفته است و ملتهای مالک ذخائر نفتی روی هم رفته تا به حال نتواسته‌اند آنطوری که باید و شاید برای پیشرفت هنوز از این کالاها استفاده نمایند.

سازمان اوپک از بدو تشکیل موفق شد جاذبه‌های لازم برای گردهم آوردن بخشی از کشورهای جهان سوم را که حیات اقتصادی آنان در گروه تولید و صدور مادة اولیه نفت بود فراهم آورد و بتدریج اعضایی را از قاره‌های مختلف جهان به سوی خود جلب کند حقیقت سازمان اوپک بمنزله نخستین مجموعه از کشورهای جهان سوم که تحت فشار سیاسی و اقتصادی قدرتهای بزرگ و شرکتهای چند ملیتی ذخایر آنان به بهای ناچیز غارت می‌شد. مقام و موقع خاصی داشته و دارد و به طبع سرنوشت آن می‌تواند جامعه کشورهای دارنده با ذخایر طبیعی با اقتصاد تک‌محصولی ارزنده و آموزنده باشد.

در بطن اوپک کشورهای عرب که تقریباً دارای 60 درصد از تولیدات نفتی هستند از اعمال نفوذ بیشتری برخوردار بوده که جنبة سیاسی آن از محدودة بازار نفت تجاوز می‌کند.

در سپتامبر 1960 وقتیکه اوپک تأسیس شد ناظران سیاسی معدودب قدرت آینده این سازمان جدید را احساس می‌کردند بعد ازموقعیتهای کشور یعنی با سرکارآمدن سرهنگ قذافی در 1969 کشورهایا صادرکننده نفت از قدرت خود آگاهی یافته و بتدریج یک استراتژی تهاجمی به خود گرفته قدرت خود را از طریق افزایش قیمت نفت خام و کنترل فعالیتهای نفتی اعمال می‌کنند.

در اکتبر 1974 توسل کشورهای تولیدکننده نفت در سطح اوپک «اسلحه سیاسی نفت سبب چهار برابر شدن قیمت نفت در مدت 3 ماه گشته و ارادة کشورهای صادرکنندة نفت را در مورد بکاربردن نفوذ خود در تحولات اقتصاد جهانی از این به بعد مورد تأئید قرار می‌دهد.

آنچه مورد تأئید بسیاری از کارشناسان اقتصادی قرار گرفته است که کشورهای عضو سازمان اوپک طی سالهای دهة 1970 و سالهای اولیه دهة 1980 در اثر تلاشهای سازمان اوپک و نیز شرایط بین‌المللی حاصل به درآمدهای سرشاری دست یافته‌اند که عموماً آنرا در ساختار اقتصادی نه تنها به رشد و توسعة اقتصادی کشورهای خود کمکی نکرده‌اند که معضلات اقتصادی و سیاسی بغرنج و لاینحلی را نیز بوجود آورده‌اند.

اکنون لازم است سازمان اوپک( چنانچه بتواند در دنیای پرتلاطم کنونی به حیات خود ادامه دهد) در یک مرحله نوین از فعالیتهای خود نسبت به چگونگی کاربرد وجوه حاصل از فروش نفت بوسیلة کشورهای عضو برنامه‌های جامعی را تدوین کند تا با یافتن روشهایی برای همکاری در سرمایه‌گذاری مشترک از خروج نهایی این امکانات مالی از سازمان اقتصادی کشورها جلوگیری بعمل آورد.



« مقدمه‌ای دربارة اوپک»

در کنفرانس بغداد در سپتامبر 1960 که سبب پیدایش سازمان کشورهای صادرکنندة نفت اوپک Opec 1 شد. یکی از بنیانگذاران آن به نام ژان‌پابلوبرزآلفونسو 2 که وزیر ونزوئلائی اظهار داشت ما در حال ساختن تاریخ هستیم.

برای مجامع بین‌المللی سیزده‌سال انتظار لازم بود تا به عمق مفاهیم واقعی این اظهارات پی ببرد. حوادث اکتبر 1973 در حقیقت یک مرحلة برجسته از تجدیدنظر قاطع در ارتباط بین قدرتها در عرصة جهانی بوده که پیدایش آنها تمام هبستگی‌های سیاسی و اقتصادی بین ملتهای صنعتی‌شده و در حال توسعه را برهم زد.



1 – Opec Organizationof petrolum Expoting Countries

2 – Juan . poblo . perez. aifonso

قیمت فقط8,900 تومان پرداخت و دانلود

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : مهدی حیدری

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :sellu.ir

مشخصات فایل

فرمت : doc

تعداد صفحات : 63

قیمت : 8,900 تومان

حجم فایل : 46 کیلوبایت

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

پرداخت و دانلودگزارش خرابی و شکایت از فایل