خانه / نفت و پتروشیمی / معرفی و مقایسه دو روش شناسایی و ارزیابی مخاطرات صنایع شیمیایی HAZOP & FMEA

معرفی و مقایسه دو روش شناسایی و ارزیابی مخاطرات صنایع شیمیایی HAZOP & FMEA

دانلود رایگان معرفی و مقایسه دو روش شناسایی و ارزیابی مخاطرات صنایع شیمیایی HAZOP & FMEA ، مقاله ، تحقیق 

این محصول با ارزش “ معرفی و مقایسه دو روش شناسایی و ارزیابی مخاطرات صنایع شیمیایی HAZOP & FMEA “را از یاهو فایل دانلود نمایید.

معرفی و مقایسه دو روش شناسایی و ارزیابی مخاطرات صنایع شیمیایی HAZOP & FMEA

معرفی-و-مقایسه-دو-روش-شناسایی-و-ارزیابی-مخاطرات-صنایع-شیمیایی-hazop--fmea

توضیحات:
پروژه کارشناسی رشته طراحی فرآیندهای صنایع نفت با موضوع معرفی و مقایسه دو روش شناسایی و ارزیابی مخاطرات صنایع شیمیایی HAZOP & FMEA، در قالب فایل Word و در حجم ۹۲ صفحه.

بخشی از متن:
از میان تمامی روشهای شناسایی خطر روش HAZOP بهترین تکنیک در صنایع فرآیندی شناخته شده است. این روش برمبنای فکر و ذهنیات افراد استوار است نسبت به تکنیکهای دیگر به خصوص در طراحی های غیر استاندارد از مزایای بیشتری برخوردار است.
این روش چنان است که هنگام بکارگیری آن شخص می تواند تمام قوه تجسم و پیش بینی خود را برای شناخت انواع حالات ممکن عملکرد نادرست و یا غیرمعمول واحد عملیاتی به کار اندازد و ضمن بررسی عواقب این نوع عملکردها نقاط ضعف ایمنی فرآیند را شناسایی کند.
و اما روش FMEA مانند تمام روشهای تحلیلی مخاطرات قابلیت شناسایی و ارزیابی مخاطرات را دارد. مهمترین دستاورد این روش, تعیین عناصر آسیب پذیر فرآیند و همچنین مناطق بحرانی سیستم است که با در نظر گرفتن شاخص کمی هر خرابی, تاثیر بسزایی در کاهش خطرات و هزینه عملیاتی و تعمیراتی واحد دارد.
FMEA روشی کیفی کمی است که در آن پس از تعیین خرابی -های بالقوه و علل و عواقب آنها, مخاطرات اولویت بندی شده و راهکارهای لازم برای کاهش ریسک پیشنهاد می -شود.از آنجا که هیچ تکنیکی وجود ندارد که بتواند شناخت کاملی را از خطرها ارائه می دهند.
تکنیکهای HAZOP و FMEA دیدگاههای متفاوتی یا نقطه نظرات متفاوتی دارند و به طور طبیعی یکدیگر را کامل می کنند و این طرز فکر اشتباه است ک هر یک از این تکنیکها از هم جدا و مستقل می باشند …
در این پایان نامه ابتدا مفصلا به معرفی دو روش شناسایی ارزیابی خطر HAZOP و FMEA پرداخته و بررسی نیازمندی ها و توانایی های روش FMEA از سه دیدگاه مختلف با روش HAZOP مقایسه کرده و پس از آن با تعمیم نگاه جزء نگر FMEA به کل فرآیند، به تحلیل کمی اعتمادپذیری در قسمت بارگیری و اختلاط یک واحد بازیافت LPG پرداخته و اجزای شبکه حساس و کلیدی این شبکه پیچیده را بررسی می کند.بررسی نتایج این تحقیق قدرت روشFMEA با دیدگاه عملیات فرآیندی و نوع کاربرد آن را نشان می دهد.

فهرست مطالب:
فصل اول
تاریخچه HAZOP
تعریف HAZOP
نمودارجریان امور مطالعه
اهداف انجام مطالعه
نقش HAZOP در تحلیل ایمنی
تیم مطالعاتیHAZOP
نحوه اجرای HAZOP به صورت جزء به جزء
آماده سازی
تجزیه ساختار
تعیین حدود طراحی
شناسایی انحرافات
بررسی علت ها
جدول HAZOP
چه موقع پژوهش HAZOP به بهترین وجه قابل اجراست؟
فصل دوم
تعریف FMEA
گسترش استفاده از FMEA
فواید اجرای این روش
اهداف اجرای
مدت زمان اجرای FMEA.
بررسی اجزای FMEA در مراحل مختلف چرخه عمر سیستم
فاز ایده و تفکر(مرحله مفهومی)
فاز طراحی اولیه
طراحی جزء به جزء ساخت
مرحله تولید
مرحله استقرار و بهره برداری از محصول
مقدمات انجام تجزیه و تحلیل.FMEA
شناسایی کامل انجام تجزیه تحلیل
شناخت کامل محدوده انجام تجزیه تحلیل
تعیین محدوده ها و امکانات
تهیه اسناد و مدارک لازم برای شروع تجزیه تحلیل
چگونگی انجام تجزیه تحلیل ها
انواع تجزیه تحلیل ها در بحث ایمنی
معرفی
معرفی Process FMEA
فصل سوم
تحلیل FMEA
کاربری FMEA
مقایس ارزیابی مخاطرات توسط FMEA و HAZOP.
مثال کاربردی
تعمیم FMEA به فرآیند
نتیجه گیری و پیشنهاد
پیوست
معرفی نرم افزار PHAST
معرفی نرم افزار
فهرست منابع و مآخذ
چکیده انگلیسی
صفحه عنوان به زبان انگلیسی

دانلود فایل

این محصول ارزشمند “معرفی و مقایسه دو روش شناسایی و ارزیابی مخاطرات صنایع شیمیایی HAZOP & FMEA  “توسط پورتال  یاهو فایل  جمع آوری و برای فروش قرار داده شده است.

نظرات خود را در قسمت درج نظر ثبت کنید

منبع: یاهو فایل

مطلب پیشنهادی

تحقیق ارزيابي ژئوشيميايي مخازن گازي حوضه رسوبی کپه داغ

تحقیق ارزيابي ژئوشيميايي مخازن گازي حوضه رسوبی کپه داغ

تحقیق-ارزيابي-ژئوشيميايي-مخازن-گازي-حوضه-رسوبی-کپه-داغبخشی از متن اصلی

چکيده:

بررسيهاي ژئوشيميايي(راک اول- بيومارکر- ايزوتوپ کربن) برروي سنگ منشا احتمالي کپه داغ شرقي نشان مي‌دهد که سازند هاي کشف رود و چمن بيد، با توجه به نوع و بلوغ ماده آلي مي‌توانند از سنگهاي مادر منطقه محسوب شوند. سازند کشف رود با کروژني از نوع دلتايي- دريايي در مرحله توليد گاز خشک قرار دارد، در حاليکه سازند چمن بيد با کروژني با منشا دريايي-کربناته در انتهاي نفت زايي و در ابتداي توليد گاز تر مي‌باشد. آناليز هاي بيو مارکر و ايزوتوپ نشان مي‌دهد که تغذيه مخزن مزدوران توسط سازند کشف رود بوده و منشا هيدروکربنها در مخزن شوريجه در نتيجه زايش مواد آلي از سازند چمن بيد مي‌باشد.

مطالعات ايزوتوپي و بيومارکري نشان مي‌دهد که بخش مهم سولفيد هيدروژن در مخزن مزدوران بر اثر احياي ترموشيميايي سولفات (واکنش بين متان وانيدريت موجود در سازند کربناته مزدوران) بوجود آمده است. اين سولفيد هيدروژن با عث ترش شدگي در مخزن مزدوران شده است. مخزن شوريجه داراي ليتولوژي ماسه سنگي به همراه ترکيبات آهن دار فراوان و داراي درصد کمتري انيدريت در ميان لايه هاي خود نسبت به سازند مزدوران است.پس سولفيد هيدروژن کمتري توليد شده و آن نيز با آهن موجود در مخزن واکنش داده و بصورت پيريت رسوب کرده است. يعني سنگ مخزن مانند يک فيلتر سبب حذف سولفيد هيدروژن از مخزن گرديده است.









فهرست مطالب

عنوان صفحه

فصل اول: مقدمه 1

فصل دوم: زمين شناسي منطقه کپه داغ 2

2-1-مقدمه 2

2-2-محل و موقعيت 2

2-3- ريخت شناسي منطقه 3

2-4- چينه شناسي منطقه 4

2-4-1- پركامبرين 4

2-4-1-1- شيستهاي گرگان 4

2-4-2- كامبرين- اردويسين 5

2-4-2-1- سازندلالون 5

2-4-2-2- سازند ميلا 5

2-4-2-3- سازند قلي 5

2-4-3- سيلورين 5

2-4-3-1- سازند نيور 5

2-4-4- دونين 5

2-4-4-1- سازند پادها 5

2-4-4-2- سازند خوش ييلاق 6

2-4-5- كربنيفر 6

2-4-5-1- سازند مبارك 6

2-4-6- پرمين 6

2-4-6-1- سازند دورود 6

2-4-6-2 سازند روته 6

2-4-6-3- سازند نسن 6

2-4-7- ترياس 6

2-4-7-1- سازند اليكا 6

2-4-7-2- سازند قره قيطان 7

2-4-7-3- گروه آق دربند 7

2-4-7-3-1- سازند سفيد كوه 7

2-4-7-3-2- سازند نظر كرده 7

2-4-7-3-3- سازند سينا 7

2-4-7-3-4- سازند شيلي ميانكوهي 7

2-4-8- ژوارسيك 8

2-4-8-1- سازند شمشك 8

2-4-8-2- سازند كشف رود 9

2-4-8-3- سازند بادامو 12

2-4-8-4- سازند باش كلاته 12

2-4-8-5- سازند خانه زو 12

2-4-8-6- سازند چمن بيد 12

2-4-8-7- سازند مزدوران 14

2-4-8-7-1- محل برش الگو 14

2-4-8-7-2- گسترش منطقه اي 17

2-4-9- كرتاسه 17

2-4-9-1- سازند شوريجه 17

2-4-9-1-1 محل برش الگو 17

2-4-9-1-2- گسترش منطقه اي 22

2-4-9-2 سازند زرد 23

2-4-9-3- سازند تيرگان 23

2-4-9-4- سازند سرچشمه 23

2-4-9-5- سازند سنگانه 23

2-4-9-6- سازند آيتامير 24

2-4-9-7 سازند آب دراز 24

2-4-9-8- سازند آب تلخ 24

2-4-9-9- سازند نيزار 24

2-4-9-10- سازند كلات 25

2-4-10- ترشير 25

2-4-10-1- سازند پسته ليق 25

2-4-10-2- سازند چهل كمان 26

2-4-10-3 سازند خانگيران 26

2-4-11- نهشته هاي نئوژن 26

2-4-12- پليوسن 26

2-4-12-1- کنگلومراي پليوسن 26

2-4-12-2- سازند آقچه گيل 26

2-5- زمين شناسي ساختماني منطقه 27

2-6-پتانسيل هيدروکربني منطقه 28

2-6-1- معرفي مخازن گازي كپه داغ 28

2-6-1-1- ميدان گازي خانگيران 28

2-6-1-2- لايه بندي مخزن مزدوران 29

2-6-1-3- فشار و دماي اوليه مخزن 30

2-6-2-ميدان گازي گنبدلي 30

2-6-2-1- لايه بندي مخزن شوريجه 30

2-6-2-2- فشار و دماي اوليه مخزن 30

فصل سوم: روشهاي مطالعه 31

3-1- مقدمه 31

3-2- دستگاه راک اول 31

3-2-1- ويژگي هاي پارامترهاي راك – اول 33

3-2-2- کل کربن آلي(TOC) 34

3-2-3- انديس اكسيژن (OI) 35

3-2-4- انديس توليد (PI) 35

3-2-5-انديس هيدروکربن زايي((GI 35

3-2-6-انديس مهاجرت(MI) 35

3-2-7-انديس نوع هيدروکربن (Hydrocarbon Ttype Index) 35

3-2-8- انديس هيدروژن (HI) 35

3-2-9-نمودار نسبتهاي HI/Tmax HI/OI وS1/TOC و S2/TOC 36

3-2-10-تفسير داده هاي راک اول 38

3-3- گاز کروماتو گرافي / طيف سنج جرمي 38

3-3-1-گاز کروماتوگرافي درGCMS 39

3-3-1-1-آناليز گرافهاي گاز کروماتوگرافي 41

3-3-2-طيف سنج جرمي در GCMS 42

3-4-بايوماركرها ( نشانه هاي زيستي) 44

3-4-1- مقدمه 44

3-4-1-1- بيوماركرها يا نشانه هاي زيستي 45

3-4-1-2- انواع بيوماركرها 47

3-4-2-پارامتر هاي بيومارکري براي تطابق، منشا و محيط رسوبي 49

3-4-2-1ترپانها (Terpanes) 54

3-4-2-2-انديس هموهوپان 57

3-4-2-3-نسبت پريستان به فيتان 59

3-4-2-4-نسبت (Isopenoid/n-Paraffin) 60

3-4-2-5-ايزوپرونوئيد هاي غير حلقوي>C20 61

3-4-2-6-باتريوکوکان 61

3-4-2-7-انديس اوليانان(Oleanane) 61

3-4-2-8-بيس نورهوپانها و تريس نور هوپانها 62

3-4-2-9-انديس گاماسران 62

3-4-2-10- نسبت(C30/C29Ts) 63

3-4-2-11- -β کاروتن و کاروتنوييد 63

3-4-2-12- Bicyclic Sequiterpanes 63

3-4-2-13-کادينانها 63

3-4-2-14- دي ترپانهاي دو و سه حلقه اي 64

3-4-2-15- فيچتليت(Fichtelite) 65

3-4-2-16- دي ترپانهاي چهار حلقه اي(Tetracyclic Diterpane) 65

3-4-2-17-ترپان سه حلقه اي 65

3-4-2-18-ترپانهاي چهار حلقه اي 66

3-4-2-19-هگزا هيدرو بنزو هوپانها 66

3-4-2-20-لوپانها(Lupanes) 66

3-4-2-21-متيل هوپان(Methyl Hopanes) 66

3-4-3- استيرانها(Steranes) 67

3-4-3-1-نسبت Rgular Steranes/17α(H)-Hopanes 67

3-4-3-2- C26استيران 68

3-4-3-3- استيرانهاي (C27-C28-C29) 68

3-4-3-4- انديس C30-استيران 70

3-4-3-5- ديااستيرانهاي(C27-C28-C29) 72

3-4-3-6-نسبت Diasteranes/Regular Steranes 72

3-4-3-7- 3-آلکيل استيران 73

3-4-3-8- 4-متيل استيران 73

3-4-4- استيروئيد های آروماتيکي و هوپانوئيد ها 74

3-4-4-1- C27-C28-C29- منو آروماتيک استيروئيدها 74

3-4-4-2-(Dia/Dia+Regular)C-Ring Monoaromatic Steroids 76

3-4-4-3- C¬26-C27-C28تري آروماتيک استيروئيد 76

3-4-4-4- بنزوهوپانها (Benzohopanes) 76

3-4-4-5-پريلن( (Perylene 76

3-4-4-6- m/z 239(Fingerprint) و(Fingerprint) m/z 276 77

3-4-4-7- Degraded Aromatic Deterpane 77

3-4-4-8-خصوصيات ژئوشيمي نفتها براي تطابق با سنگ منشا 77

3-4-5-بلوغ(Maturation) 79

3-4-5-1- بيومارکرها بعنوان پارامتري براي بلوغ 79

3-4-5-2-ترپانها 81

3-4-5-2-1-ايزومريزاسيون هموهوپان 22S/(22S+22R) 81

3-4-5-2-2-نسبت Βα-Moretane/αβ-Hopanes and ββ-Hopane 82

3-4-5-2-3- نسبت Tricyclic/17α(H)-Hopane 83

3-4-5-2-4- نسبت Ts/(Ts+Tm) 83

3-4-5-2-5- نسبت C29Ts/(C2917α(H)-Hopane+C29Ts) 84

3-4-5-2-6- نسبت Ts/C3017α(H)Hopane 84

3-4-5-2-7- انديس Oleanane يا 18α/(18α+18β)-Oleanane 84

3-4-5-2-8- نسبت (BNH+TNH)/Hopanes 85

3-4-5-3- استيرانها (Steranes) 86

3-4-5-3-1- نسبت 20S/(20S+20R) 86

3-4-5-3-2-نسبت Ββ/(ββ+αα) 86

3-4-5-3-3- انديس بلوغ بيومارکرها (BMAI) 87

3-4-5-3-4- نسبت Diasterane/Regular Sterane 89

3-4-5-3-5- نسبت 20S/(20S+20R) 13β(H),17α(H)-dia steranes89

3-4-5-4-استيروئيد های آروماتيکي Aromatic steroids 89

3-4-5-4-1- نسبت TA/(MA+TA) 89

3-4-5-4-2- نسبتMA(I)/MA(I+II) 90

3-4-5-4-3- نسبتTA(I)/TA(I+II) 91

3-4-5-4-4- نسبتC26-Triaromatic 20S/(20S+20R) 91

3-4-5-4-5- منوآروماتيک هوپانوئيد (Monoaromatic Hopanoids ) 92

3-4-5-4-6- پارامتر MAH 92

3-4-6- تخريب ميکروبي (Biodegradation) 93

3-4-6-1- پارامتر هاي بيومارکري تخريب ميکروبي 93

3-4-6-1-1- ايزوپرنوئيدها(Isopernoids) 95

3-4-6-1-2- استيران و ديااستيران(Steranes and Diasteranes) 95

3-4-6-1-3- هوپانها(Hopanes) 95

3-4-6-1-4- 25-نورهوپانها (25-Norhopanes) 96

3-4-6-1-5-C28-C34 30-nor-17α(H)-Hopane 96

3-4-6-1-6- ترپانهاي سه حلقه اي 97

3-4-6-1-7- ديگر ترپانها 97

3-4-6-2- اثرات تخريب ميکروبي در تعيين بلوغ و تطابق 97

3-4-7-تعيين سن بوسيله بايومارکرها 97

3-5- ايزوتوپهاي پايدار 99

3-5-1- مقدمه 99

3-5-2- ايزوتوپهاي پايدار 99

3-5-2-1- اکسيژن 100

3-5-2-2- کربن 102



3-5-2-2-1- ارتباط بين سن زمين شناسي و

نسبت ايزوتوپ کربن نفت و کروژن 106

3-5-2-2-2-کاربرد ايزوتوپ کربن در تعيين

نوع محيط رسوبي، نوع کروژن، نوع نفت و مسير مهاجرت 108

3-5-2-2-2-1- نمودار سوفر(Sofer) 108

3-5-3- گوگرد 109

3-5-4– کاربرد ايزوتوپهاي پايدار در مخازن گاز و کاندنسيت 111

فصل چهارم: نحوه نمونه برداري 114

4-1-مقدمه 114

4-2-نمونه گيري از ميادين گازي 114

4-2-1- روش نمونه گيري گاز و سيالات مخزن 115

4-2-2- آناليز نمونه هاي مخازن خانگيران وگنبدلي 117

4-3-داده هاي شرکت نفت 117

4-3-1-مقاطع و نمونه ها 119

فصل پنجم: بحث و تفسير 120

5-1- مقدمه 120

5-2- تعبير و تفسير داده هاي راک اول 120

5-2-1-چاه اميرآباد-1 120

5-2-2-چاه خانگيران-30 125

5-2-2-1-سازند چمن بيد 127

5-2-2-2-سازند کشف رود 129

5-3-تعبير و تفسير داده هاي راک اول مقاطع سطحي 132

5-3-1مقطع بغبغو 132

5-3-2-مقطع خور 137

5-3-3-مقطع فريزي 141

5-3-3-1-سازند شمشک 143

5-3-3-2-سازند باش کلاته 145

5-3-4-مقطع خانه زو 147

5-3-4-1-سازند چمن بيد 150

5-3-4-2-سازند شمشک 152

5-3-5-مقطع اردک-آب قد 155

5-3-6-مقطع شورک 159

5-3-7-نتيجه گيري کلي آناليز داده هاي راک-اول 163

5-4-تعبير و تفسير داده هاي گاز کروماتو گرافي 164

5-4-1-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-19) 166

5-4-2-مقطع خور سازند چمن بيد(G-11) 167

5-4-3-مقطع اردک آب-قد سازند چمن بيد(ABG-15) 167

5-4-4-مقطع شورک- سازند کشف رود(G-10) 168

5-4-5-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-45) 169

5-4-6-نتيجه گيري نهايي آناليز داده هاي GC 169

5-5-تعبير و تفسير داده هاي بيومارکر مقاطع سطحي 169

5-5-1-سازند چمن بيد 173

5-5-2- سازند کشف رود 174

5-5-3- نتيجه گيري نهايي آناليز بيومارکرهاي مقاطع سطحي 182

5-5-4- تعبير وتفسير داده هاي بيو مارکري

و ايزوتوپي ميعانات سنگ مخزن مخازن مزدوران و شوريجه 182

5-5-4-1- تشخيص محيط رسوبي سنگ منشاء 182

5-5-4-1-1- نسبت C29/C27 استيران در مقابل نسبت Pr/Ph 183

5-5-4-2- تعيين محدوده سني سنگ منشاء 184

5-5-4-2-1- نسبت C28/C29 استيران 184

5-5-4-2-2-ايزوتوپ كربن 185

5-5-5- تشخيص ليتولوژي سنگ منشاء 186

5-5-5-1- نسبت DBT/ PHEN در مقابل Pr/Ph 186

5-5-5-2-انديس نورهوپان 187

5-5-5-3- نسبت C22/C21 تري سيكليك ترپان

در مقابل نسبت C24/C23 تري سيكليك ترپان 188

5-5-5-4- نسبتهاي C24تترا سيكليك ترپان 189

5-5-5-5- ايزوتوپ كربن در مقابل نسبت پريستان به فيتان 190

5-5-5-6- مقايسه نسبتهاي بيوماركري 190

5-5-5-7- نتيجه گيري ليتولوژي سنگ منشاء 191

5-5-6-تشيخص بلوغ سنگ منشاء 191

5-5-6-1-نمودار C24Tet/C23Tri در مقابل C23Tri/C30Hopane 191

5-5-6-2- نمودار نسبت C30DiaHopan/C30Hopane 192

5-5-6-3- نمودار نسبت Pr/nC17 به Ph/nC18 مخازن 193

5-5-6-4- نتيجه گيري بلوغ سنگ منشاء 194

5-5-7- داده هاي ايزوتوپي كربن دو مخزن مورد مطالعه 194

5-5-8- تشخيص سنگ منشاء هاي مخازن مزدوران و شوريجه 194

5-6- تشخيص منشاء توليد سولفيد هيدروژن در مخازن گازي كپه داغ 196

5-6-1- بررسي تركيب شيميايي مخازن 196

5-6-2- فشار و دماي مخازن 198

5-6-3- پتروگرافي سازندهاي مخزني منطقه كپه داغ 198

5-6-4- بررسي آلكانهاي نرمال و بيوماركري و آب سازند مخازن 200

5-6-4-1- فراواني آلكانهاي نرمال مخازن 200

5-6-4-2- بيوماركر آدامانتان 200

5-6-4-3- مطالعه تركيبات هيدروكربوري گوگرد دار در مخازن 202

5-6-4-4- مطالعه آب سازندي مخازن 204

5-6-4-5- بررسي بلوغ ميعانات گازي مخازن 207

5-6-4-6- مقايسه تركيبات گازي مخازن با هيدروكربورهاي سنگ منشاء 209

5-6-4-7- ايزوتوپ كربن و گوگرد آلي مخازن 209

5-7- نتيجه گيري كلي در مورد منشاء سولفيد هيدروژن 212

فصل ششم: نتيجه گيري نهايي 213

پيشنهادات 214

پيوستها 215

منابع و مآخذ 216



فصل اول

در حال حاضر و دهه هاي آينده ،گاز طبيعي يکي از عمده ترين منابع تامين کننده انرژي و مواد اوليه صنايع پتروشيمي در جهان است. روند رو به رشد مصرف نفت ومحدوديت منابع و استخراج آن باعث گرديده است.نگرشي ويژه به منابع هيدروکربني گازي معطوف شود.اين در حالي است که ايران با داشتن بيش از 18 درصد منابع گاز شناخته شده دنيا ،پتانسيل بالقوه اي هم از لحاظ اکتشاف مخازن گازي داراست افزون بر اين وجود ميادين عظيم مشترک بين ايران و کشورهاي همسايه از جمله حوضه خليج فارس و همسايگان غربي و شمال شرقي، اهميت توجه به مسائل بهره برداري از اين منابع را روشن مي‌سازد. حوضه رسوبي کپه داغ در شمال شرق ايران، بخش وسيعي از ترکمنستان وشمال افغانستان واقع است. در هر سه کشور ميدانهاي گازي عظيمي کشف شده است. محققين و دانشمندان علوم زمين از جمله ژئوفيزيستها و ژئوشيميستها تمام سعي و تلاش خود را بکار مي‌گيرند تا از ميزان ريسک عمليات اکتشافي بکاهند ودرمناطقي اقدام به حفاري کنند که احتمال دستيابي به نفت وگاز، نسبتا زياد باشد.ژئوشيميستهاي آلي با تکيه بر اطلاعات ناحيه اي ،محلهاي مناسب براي حفاريهاي آتي را مشخص مي کنند ونظر مط دهند که در يک چاه اکتشافي بايد در انتظار نفت ، گاز و يا هر دو بود. ژئوشيمي آلي مي‌تواند عوامل مخرب در مخزن مثل تخريب ميکروبي ،آبشويي، کرکينگ ،اکسيداسيون و غيره را مشخص کند و در مورد کاهش روند تخريب و حفظ مواد آلي نظر دهد.

در اين پايان نامه حوضه رسوب کپه داغ و مخزن گازي آن را از نظر نوع و کيفيت سنگ منشا، شرايط رسوبي، نوع کروژن ،ميزان بلوغ وتوان توليد هيدروکربن و نوع هيدروکربن توليدي را با استفاده از روشهای مختلف ژئوشيمي مورد بررسي قرار مي‌دهيم و در نهايت به بررسي علل افزايش غلظت سولفيد هيدروژن در مخزن مزدوران نسبت به شوريجه مي‌پردازيم.







فصل دوم زمين شناسي منطقه کپه داغ



2-1-مقدمه:

حوضه رسوبي کپه داغ آمودريا در ايران، ترکمنستان ،ازبکستان،افغانستان و تاجيکستان گسترش دارد.ميدانهاي گازي فوق عظيم خانگيران در ايران، دولت آباد-دونمز در ترکمنستان و ميدانهاي گازي عظيم مري،شاتليک و بايرام علي در ترکمنستان و گاز لي در ازبکستان و بسياري از ميدانهاي گازي ديگر مانند گنبدلي در ايران و گوگرداغ ،يتيم داغ و جرقدوق در افغانستان دراين حوضه کشف شده اند.حوضه رسوبي کپه داغ به صورت حوضه اي مستقل از اواسط ژوراسيک مياني شکل گرفته است.بخش ايراني اين حوضه با وسعت 50000 کيلومتر مربع در شمال استان خراسان و گلستان قرار دارد.ضخامت سنگهاي رسوبي اين حوضه در ايران بالغ بر هفت هزار متر است.ضخامت زياد سنگهاي رسوبي دريايي و نبود فعاليتهاي آذرين، اين حوضه را پس از حوضه رسوبي زاگرس مناسب ترين حوضه براي تشکيل و تجمع هيدروکربن قرار داده است.در اين بخش حوضه رسوبي کپه داغ را از نظر زمين شناسي مورد بررسي و مطالعه قرار مي‌دهيم.

2-2-محل و موقعيت

حوضه رسوبي کپه داغ در شمال شرق ايران،بخش وسيعي از ترکمنستان وشمال افغانستان واقع است. در هر سه کشور ميدانهاي گازهاي عظيمي کشف شده است. بين′30وْ 35 تا ′15وْ38 عرض شمالي و′00وْ54 تا ′13وْ61 طول شرقي قرار دارد.]2[

وسعت منطقه در حدود 550000 کيلومتر مربع يعني تقريبا 3.3 درصد کل کشور است.کپه داغ ايران منطقه اي کوهستاني است. دو رشته کوه با روندي موازي بيشتر سطح منطقه را پوشانيده است. رشته شمالي را کوههاي کپه داغ و هزار مسجد ورشته جنوبي را کوههاي گلستان آلاداغ و بينالود تشکيل مي‌دهند. بين اين دو رشته دشتهاي مشهد،قوچان ،شيروان ،بجنورد و گرماب قراردارد.در غرب منطقه اين دو ررشته کوه بهم مي‌پيوندند. دشت سرخس در شرق منطقه در حاشيه دشت ترکمنستان وصحراي قره قوم قرار دارد.دشت گرگان در غرب منطقه ،در ادامه گودال درياي خزر است. شکل(1-2)اين منطقه را نشان داده است.

این فایل به همراه چکیده، فهرست مطالب، متن اصلی و منابع تحقیق با فرمت word در اختیار شما قرار

می گیرد.

تعداد صفحات:234

دانلود فایل

پاسخ دهید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *

porno video Pendik escort maltepe escort porno izle bursa escort kurtkoy escort