گزارش کار آموزی بهره برداری نفت و گاز کرنج پارسی



فرم گزارش کار آموزی

کلمه ی Petroleum (نفت) از دو عبارت لاتین petra و oleum به معنای "نفت سنگ" مشتق شده و به هیدروکربن هایی گفته می شود که در لایه های رسوبی زمین به صورت گاز، مایع، مواد نیمه جامد و یا جامد حضور دارند. استفاده از نفت در جهان تاریخی بسیار کهن دارد و نفت خام به عنوان ارزان ترین سوخت مایع از گذشته های بسیار دور در نقاط مختلف جهان استفاده می شده است. تحقیقات باستان شناسان نشان می دهد که استفاده از نفت خام به 5 تا 6 هزار سال قبل از میلاد مسیح باز می گردد.
اولین کاربردهای نفت به مصارف محدودی مثل دارویی و نفوذناپذیر کردن تجهیزات و مصالح ساختمانی محدود می شد. چهار هزار سال قبل از میلاد مسیح مردم دجله و فرات قیر را به عنوان ملات، ساختمان ها به کار می بردند. همچنین در ساخت بناهای مختلف مانند قلعه های شهر بابل، دیوار بزرگ چین و سدهای قدیمی نیز از نفت به خصوص قیر یا آسفالت به عنوان عایق در برابر آب استفاده شده است. بقراط دانشمند یونانی، 3 تا 4 قرن پیش از میلاد مسیح در دستورالعمل های پزشکی زیادی به استفاده از مواد نفتی اشاره کرده است. کاوش های باستانی در ایران نیز نشان داده است که ساکنین کشور ما از 5 تا 6 هزار سال پیش، قیر را به عنوان ملات در ساختمان و یا برای نصب و به هم چسباندن جواهرات و ظروف سفالین و اندود کردن کشتی ها به کار می بردند.
همان طور که گفته شد استفاده از نفت خام، تاریخچه ای بسیار طولانی دارد، اما تولید و بهره برداری صنعتی از نفت خام از سال 1846 با کشف روش های نوین پالایش نفت آغاز شد. در سال 1848 اف.ان. سمیونف اولین چاه جدید نفت را در روسیه حفر نمود. آمریکایی ها نیز در 27 آگوست 1859 با حفر چاهی به عمق 22 متر و با ظرفیت 35 بشکه در روز که در شهر تیتسویل، ایالت پنسیلوانیا که توسط شخصی به نام ادوین دریک حفر شده بود شروع به بهره برداری صنعتی از نفت خام نمودند.
در سال 1908 میلادی برای نخستین بار نفت در ایران و در شهر مسجدسلیمان کشف شد و در حوضه ی خلیج فارس نیز اولین بار در کشور بحرین و در سال 1923 به نفت رسیدند. هم اکنون نیز عمیق ترین چاه دنیا، چاهی در لویزینای آمریکا می باشد که 6500 متر عمق دارد.
این مایع سیاه یا قهوه ای تیره که رویای کیمیاگران را به واقعیت تبدیل نمود! پس از آب فراوانترین مایع در بخش های بالایی پوسته زمین است. اگرچه کمی اغراق آمیز به نظر می رسد ولی زندگی در جهان امروز بدون این مایع قهوه ای تیره که بوی نامطبوعی نیز دارد غیرممکن خواهد بود.
از نفت هم برای سوختن و هم برای ساختن استفاده می شود. بر اساس مطالعات آماری از هر بشکه نفت خام حدود 87 درصد آن برای سوختن و سوزاندن تولید انرژی و 13 درصد آن برای ساختن آنچه از نفت می سازند، مورد استفاده قرار می گیرد.
مندلیف دانشمند روسی ده ها سال پیش هشدار داد که: سوزاندن نفت برای تولید انرژی مانند آن است که اجاق آشپزخانه را با سوزاندن اسکناس با پشتوانه، روشن نگه داریم.

مقدمه
1-1- پیدایش نفت خام
نفت خام مخلوطی هزاران هیدروکربن مختلف به همراه مقادیر کمی گوگرد، اکسیژن، نیتروژن، آب و نمک های معدنی است. منشا و نحوه ی تولید نفت خام دقیقاً مشخص نیست. دانشمند روسی "ام. ال. لومونوسف" در اواسط قرن هیجدهم درباره ی منشا نفت خام چنین می نویسد: این مواد "نفت سنگ، قیر مایع و نفت خام" که به شکل روغن سیاه و از جنس ذغال سنگ و ذغال قهوه ای هستند، همراه حرارت از زیر زمین خارج می شوند و این تولد نوع دیگری از مایعات و مواد سخت و خشک و قابل اشتعال است. بنابراین بیش از 200 سال است که ماهیت نفت حاصل از ذغال سنگ به ترکیبات که ابتدا به ذغال سنگ و سپس به نفت تبدیل شده اند نسبت داده می شود. دانشمندان دیگری نیز نظریه هایی درباره ی ماهیت نفت خام ارائه کرده اند. در همه ی نظریه های قرن نوزدهم بر منشا آلی نفت خام تاکید شده و بیشتر در گیاهی یا حیوانی بودن ماده ی اولیه آن بحث و اختلاف نظر بوده است. در سال 1886 "برتلت" نظریه ی معدنی بودن ماهیت نفت خام را ارائه کرد. مطابق نظریه ی او ماده ی اولیه تشکیل دهنده نفت خام استیلن است. از واکنش فلزات قلیایی و کربنات ها، کربیدها و از واکنش کربیدها با آب، استیلن تولید می شود که در نهایت در دما و فشار بالا به نفت تبدیل می شود. نظریه ی منشا معدنی نفت که در اوایل قرن بیستم اکثر شیمیدان ها و زمین شناسان آن را پذیرفته بودند امروز رد شده است.
هم اکنون نظریه منشا آلی نفت خام از دیگر نظریه ها قابل قبول تر است. به نظر می رسد که میکرو ارگانیسم ها، که به تعداد زیادی در اقیانوس ها، دریاها، دیاچه ها و مرداب ها زندگی می کنند، منشا آلی مواد نفتی هستند. حدود 90 درصد از این میکوارگانیسم ها را پلانکتون ها تشکیل می دهند. این موجودات پس از مرگ در کف دریاها رسوب می کنند و با رسوبات مختلف مخلوط شده ولی تنها بخش کمی از آنها به نفت تبدیل می شوند زیرا باکتری های هوازی، بیشتر اجساد پلانکتون ها را در حین سقوط به کف دریاها از بین می برند. این میکروارگانیسم ها با گذشت زمان در اثر فشار، حرارت و فعالیت باکتری های غیر هوازی به موادشیمیایی ساده تری مثل هیدروکربن ها، آب، دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن تبدیل می شوند. گازها و مایعات "آب و نفت" تشکیل شده از منبع اصلی "سنگ مادر- Source Rock" در اثر نیروهای مختلفی مثل وزن، رسوبات فوقانی به سمت لایه های بالایی و مناطقی با قابلیت نفوذ بیشتر حرکت می کنند تا به یک لایه نفوذ ناپذیر به نام "نفت گیر- Oil trap" برسند. (شکل 1-1 ).

نفت گیر شامل دو لایه است: لایه متخلل نفوذپذیر به نام سنگ مخزن که در آن نفت جمع می شود و بخش نفوذ ناپذیر بالایی سنگ مخزن یا "سنگ کلاهک- Cap Rock" که از جریان نفت به طرف بالا جلوگیری می کند. اگر در مسیر جریان، لایه نفوذ ناپذیری وجود نداشته باشد، نفت سرانجام به سطح زمین می رسد. در نفت گیرها، گاز، آب و نفت بر حسب دانسیته به ترتیب روی هم قرار می گیرند. با توجه به فشار مخازن نفتی، نفت موجود در آنها حاوی گاز محلول است. پس از جدا کردن گازهای محلول در نفت در فشار اتمسفری، نفت با خطوط انتقال به تانک های نگهداری و از آن جا به پالایشگاه ها منتقل می شود.

تقدیر و تشکر :
به پاس تعبیر عظیم و انسانی شان از کلمه ایثار و از خودگذشتگان به پاس عاطفه سرشار و گرمای امیدبخش وجودشان که در این سردترین روزگاران بهترین پشتیبان است به پاس قلب های بزرگشان که فریاد رس است و سرگردانی و ترس در پناهشان به شجاعت می گراید و به پاس محبت های بی دریغشان که هرگز فروکش نمی کند .
این مجموعه را به پدر و مادر عزیزم تقدیم می کنم
با سپاس ازسه وجود مقدس:
آنان که ناتوان شدند تا ما به توانایی برسیم…
موهایشان سپید شد تا ماروسفید شویم…
و عاشقانه سوختند تا گرمابخش وجود ما و روشنگر راهمان باشند…

پدرانمان
مادرانمان
استادانمان

فهرست مطالب
عنوان صفحه
شماتیک از پروسه استخراج تا مصرف نفت خام 11
فصل اول : آشنایی کلی با مکان کارآموزی
شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب 13
شرکت بهره برداری نفت و گاز آغاجاری 14
فصل دوم : ارزیابی بخش های مرتبط با رشته علمی کارآموزی
میدان نفتی کرنج 18
علل تاسیس واحدهای بهره برداری 19
واحد بهره برداری کرنج 20
چاه های موجود در واحد کرنج 22
وسایل سرچاهی 23
وسایل کنار چاهی 25
تفکیک 27
شرح فرآیند کارخانه کرنج 28
مجتمع تفکیک 31
اشکال در عمل تفکیک 34
گاز تولیدی در کارخانه بهره برداری کرنج 37
تاسیسات جانبی کارخانه 38
فصل سوم : آزمون آموخته ها نتایج و پیشنهادات

فصل اول
"آشنایی کلی با مکان کارآموزی"

شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب
سابقه ی اکتشاف نفت در مناطق نفت خیز جنوب ایران به سال 1287 خورشیدی ( 1908 میلادی) بر می گردد. در این سال در پی تلاش چند ساله ی حفاران و کاوشگران نفت در مناطق شمال غرب و جنوب کشور اولین چاه نفت خاورمیانه با تولید اقتصادی، در میدان نفتون مسجد سلیمان حفر و در عمق 338 متری به نفت رسید. بهره برداری از این چاه که با تولید 500 بشکه در روز عملاً از سال 1290 خورشیدی آغاز شد، سر آغاز فعالیت صنعت نفت ایران محسوب می شود.
پس از پیدایش نفت در مسجد سلیمان، عملیات کاوش برای کشف مخازن دیگر ادامه یافت و در پی آن حوزه های نفت خیز هفتگل (1306)، آغاجاری (1315)، بینک (1328)، اهواز (1337)، بی بی حکیمه (1340)، مارون و کرنج (1342) و پارسی و رگ سفید (1343) کشف و مورد بهره برداری قرار گرفت. مجموعه ی این میدان ها با تمامی تاسیسات، کارخانجات و خطوط لوله مورد نیاز تولید، فرآورش و انتقال نفت به پالایشگاه های داخلی و پایانه های صادراتی نفت خام، هم اکنون بخش عمده ای از مناطق نفت خیز جنوب را تشکیل می دهد.
تا قبل از دهه ی 50 فعالیت های مربوط به اکتشاف و تولید در شرکت سهامی اکتشاف و استخراج متمرکز بود و مرکز عملیات این شرکت که مسئولیت برنامه ریزی، تهیه منابع مالی، نحوه ی برداشت از مخازن و همچنین توسعه میدان ها و تاسیسات فنی را به عهده داشت، در مسجد سلیمان مستقر بود.
در آغاز دهه ی 50 به دلیل شتاب گرفتن روند فعالیت های تولید نفت و گاز و عملیات اکتشاف و حفاری "شرکت خاص خدمات نفت ایران" یا "اسکو" به عنوان شرکت پیمانکار طرف قرارداد شرکت ملی نفت ایران، تشکیل و انجام تمامی فعالیت های اکتشاف، برنامه ریزی و اجرای عملیات حفاری، نصب و راه اندازی تاسیسات خطوط لوله، مطالعه ی میدان ها و تهیه طرح پیشنهادی برنامه های توسعه و ازدیاد ظرفیت برداشت و نیز برآورد بودجه های ارزی و ریالی را برعهده گرفت.
در کنار این شرکت، شرکت عملیات غیر صنعتی نیز تمامی فعالیت های غیر صنعتی را از وظایف اصلی تولید در مراحل مختلف تفکیک، عهده دار شد. با پیروزی انقلاب اسلامی و خلع ید از پیمانکاران خارجی، مجموعه ی عملیات اکتشاف، حفاری و بهره برداری به کارکنان و مدیران ایران محول شد. همچنین مراکز راهبردی فعالیت های پشتیبانی نیز که در این زمان در آبادان مستقر بود به اهواز منتقل گردید.
در گذر این تغییر، بیش از 85 درصد نفت و 100 درصد گاز و مایعات گازی، خوراک رسانی به پالایشگاه ها و شرکت ملی گاز ایران و همچنین تامین خوراک هیدروکربوری مجتمع های پتروشیمی به مدیریت مناطق نفت خیز جنوب واگذار شد. شرکت مناطق نفت خیز جنوب هم اکنون از 5 شرکت بهره برداری نفت و گاز و 4 شرکت خدماتی که در شرف خصوصی سازی هستند تشکیل شده است. شرکت بهره برداری نفت و گاز آغاجاری که در شهرستان امیدیه واقع شده است یکی از شرکت های فرعی و زیر مجموعه ی شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب می باشد که در ادامه به تاریخچه ی این شرکت نیز می پردازیم.
شرکت بهره برداری نفت و گاز آغاجاری
این شرکت یکی از پنج شرکت بهره برداری تابع شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب است که راهبری عملیات تولید، فرآورش و انتقال نفت و گاز را با رعایت اصول صیانت از مخازن با فعالیت مستمر در 45 واحد عملیاتی از هشت میدان نفتی (آغاجاری، کرنج، پرنج، پارسی، رامشیر، رگ سفید 1، پازنان 1 و مارون )را با فعالیت 12 واحد بهره برداری، 8 کارخانه ی گاز و گاز مایع، 18 ایستگاه تقویت فشار و تزریق گاز و 4 واحد نمک زدایی را بر عهده دارد و 25 درصد نفت مناطق نفت خیز جنوب را تولید می نماید. همچنین بیش از 30 درصد مایعات گازی خوراک پتروشیمی بندرامام خمینی (ره) و تولید روزانه در حدود 11000 بشکه در روز نفت، بخشی از خوراک مورد نیاز شرکت پتروشیمی بوعلی را تامین می کند.
شرکت بهره برداری نفت و گاز آغاجاری با گستردگی 25 هزار کیلومتر مربع پراکندگی بر نقاط کوهستانی و صعب العبور استان های خوزستان، کهگیلویه و بویراحمد و سواحل استان بوشهر قرار دارد.
این شرکت در 125 کیلومتری اهواز، در جنوب غربی کشور و در جنوب شرقی استان خوزستان واقع شده است که وظیفه ی اصلی آن تولید نفت خام، گاز، مایعات گازی و همچنین تزریق گاز به مخازن محدوده ی جغرافیایی تحت مدیریت را با رعایت کلیه ی اصول ایمنی و محیط زیست دارا می باشد. این شرکت افتخار دارد با تولید حدود 20 درصد نفت تولیدی کشور، سهم بسزایی را در توسعه و آبادانی ایران اسلامی ایفا کند.
از ویژگی های منحصر به فرد شرکت بهره برداری نفت و گاز آغاجاری می توان به موارد ذیل اشاره نمود:
• تنوع و تعدد ماشین آلات فرآیندی تولید.
• داشتن بزرگترین ایستگاه تزریق گاز خاورمیانه "تزریق گاز آغاجاری".
• اولین ایستگاه تزریق گاز امتزاجی کشور"تزریق گاز رامشیر".
• با در اختیار داشتن 2 تلمبه خانه ی نفت، نقش ترمینال را در خطوط صادراتی ایفا می کند "شاهرگ حیاتی صادرات نفت".
• داشتن 7000 کیلومتر خطوط لوله.
• وجود وسیع ترین انبارهای کالای نفتی در آغاجاری.
واحد بهره برداری کرنج یکی از 12 کارخانه ی موجود در اداره ی بهره برداری این شرکت می باشد که بزرگترین واحد بهره برداری نفت و گاز کشور نیز بوده که اینجانب دوره ی کارآموزی خود را در آن کارخانه سپری نموده ام و در این گزارش کارآموزی، شرح فرآیند موجود در این کارخانه را بیان می نمایم.

فصل دوم
"ارزیابی بخش های مرتبط با رشته علمی کارآموزی"

میدان نفتی کرنج "Karanj oil feild"
میدان نفتی کرنج در سال 1342 شمسی "1963 میلادی" کشف شد و چاه شماره یک نیز نخستین چاهی بوده است که در این میدان حفاری شده بود. برداشت از این میدان برای نخستین بار در سال 1343 آغاز گردید. این میدان در 115 کیلومتری شرق اهواز و بین میادین آغاجاری و پارسی واقع شده است. از این میدان نفتی تا سال 1370 حدود "یک میلیارد و 86 بشکه نفت خام" تولید شده است. نفت خام میدان کرنج سبک بوده و دارای درجه ی APT "American Petroleum Institue" 35 می باشد و حدود 1025 درصد وزنی گوگرد است.
از سال 1371 تزریق گاز توسط واحدهای تزریق گاز شماره ی 500 و 600 این میدان آغاز شده است. در مطالعات جامع طرح توسعه ای میدان کرنج که اخیراً برگزار شده است، براساس نظریه ی کارشناسان برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران، با توجه به ضرورت تامین گاز مورد نیاز جهت تزریق به میدان کرنج، گزینه ی بهینه از نظر فنی- اقتصادی سناریوی فشار افزایی با تزریق گاز برای این میدان نفتی انتخاب شده است.

علل تاسیس واحد های بهره برداری
واحد های بهره برداری نظیر کارخانه کرنج به دلیل اهداف زیر تاسیس می گردند:
• بیشتر چاه ها فاصله بسیار زیادی تا محل بارگیری یا پالایش دارند که گاه این فاصله به صدها کیلومتر می رسد، لذا انتقال نفت در چنین مسافتی سبب می شود که یا نفت کمتری به مقصد برسد و یا محصول چاه به طور کلی جریان نیابد.
• اگر نفت که محتوی گاز با فشار زیاد است قبل از بارگیری وارد مخزن ذخیره شود، باعث بروز خطرات زیادی خواهد شد.
• لازم است که گاز و نفت را به طور جداگانه و در محل های مختلف مورد استفاده قرار دهیم.
• از لحاظ اقتصادی اهداف ما ارسال نفت جهت صادرات و یا پالایش و حال اگر همراه نفت گاز و یا آب و نمک باشد ارزش نفت کاهش یافته و همچنین حجم لوله را نیز اشغال می نماید.
با توجه به دلایل فوق الذکر در مجاورت مخازن نفتی واحدهای بهره برداری تآسیس می شود که واحد بهره برداری کرنج نیز یکی از این واحدها می باشد که نفت مخزن کرنج را تفکیک می نماید.

واحد بهره برداری کرنج "Karanj Production Unit"
همان طور که گفته شد مخزن نفتی کرنج در سال 1342 کشف شد و تولید از این مخزن با حفر چاه شماره یک کرنج آغاز گردید ولی در آن زمان به دلیل عدم وجود بهره برداری نفت و گاز در اطراف این مخزن، نفت تولیدی از چاه شماره یک کرنج از طریق یک خط لوله ی 8ٌ به واحد بهره برداری شماره 4 آغاجاری ارسال شده و درآن واحد فرآیند تفکیک نفت از گاز صورت می پذیرفت.
با توجه به کشف چنین مخزنی و عدم وجود واحد بهره برداری نفت و گاز در اطراف این مخزن در سال 1342 عملیات ساخت واحد بهره برداری کرنج "Karanj Production Unit" آغاز شد و پس از گذشت 6 سال در سال 1348 در زمینی به مساحت تقریبی 5/5 هکتار و با ظرفیت تفکیک اسمی هفتصد و هفده هزار بشکه در روز آغاز به کار نمود که در آن زمان به عنوان بزرگترین واحد بهره برداری نفت و گاز خاورمیانه بوده است.
واحد بهره برداری کرنج در حدود 42 کیلومتری شمال شرقی شهرستان امیدیه و 110 کیلومتری جنوب غربی اهواز قرار گرفته و 195 متر از سطح دریا ارتفاع دارد. این واحد از شمال به کوه، از جنوب به رودخانه ی کرنج، از شرق به واحد تقویت فشار شماره ی 200 و از غرب به جاده ی دسترسی محدود می گردد.
در دوران جنگ تحمیلی این کارخانه ی استراتژیکی صنعت نفت، 4 مرتبه مورد حمله ی هوایی رژیم بعث عراق قرار گرفته و در طی این حملات ده نفر از پرسنل این کارخانه نیز به شهادت رسیده اند. البته خسارات زیادی نیز به تاسیسات صنعتی این کارخانه وارد شد، به طوری که پس از آن ظرفیت تولید این کارخانه به حدود 370 هزار بشکه در روز تقلیل یافت و توربین "Ruston – TE" که برق کارخانه را تولید می نمود کاملاً آسیب دیده و خسارات فوق العاده ای به آن وارد شد. البته لازم به ذکر است در سال های اخیر با افزودن دو تفکیک گر جدید ظرفیت تولید این کارخانه هم اکنون به 400,000 هزار بشکه در روز ارتقاء یافته است.
این واحد نفت استخراج شده از مخزن نفتی کرنج را مورد بهره برداری قرار می دهد، همچنین لازم به ذکر است که نفت مخزن های پارسی و پرنج نیز پس از تفکیک در واحد های پارسی کلامتر و پارسی دره نی به این واحد ارسال شده و پس از تفکیک نهایی به سمت بوستر پمپ های امیدیه ارسال می گردد.
همچنین با توجه به نمکی شدن تعداد زیادی از چاه ها در سال های اخیر و به دنبال آن کاهش مقدار نفت تولیدی در کارخانه ی بهره برداری کرنج، واحد نمک زدایی کرنج در سال 1389 با ظرفیت شیرین سازی 110 هزار بشکه نفت در روز به بهره برداری رسید که با شیرین سازی نفت های نمکی مخزن کرنج، سهم بسزایی را در تولیدی افزایش نفت شیرین دارا می باشد.

این واحد با توجه به GOR "نسبت گاز به نفت تولیدی – Gas to oil Rate" فعلی میدان کرنج قادر به تولید روزانه بیش از 110 میلیون فوت مکعب گاز را دارد که در چهار مرحله تفکیک حاصل می گردد و به واحدهای تقویت فشار و گاز مایع و گاز مصرفی واحد نمک زدایی ارسال می گردد.
در طرح توسعه ای جهت افزایش میزان تولید در واحد بهره برداری کرنج، حفاری 30 حلقه چاه جدید جهت افزایش تولید در دستور کار شرکت بهره برداری نفت و گاز آغاجاری قرار دارد و همچنین چاه های گازی شده ی واحد نیز باید تعمیر گردند تا میزان تولید از میدان کرنج به حدود 300 هزار بشکه در روز افزایش یابد.

چاه های موجود در واحد کرنج
جهت بهره برداری از مخزن کرنج تا کنون 31 حلقه چاه حفاری گردیده است، که از این تعداد چاه، چاه های شماره ی "1-2-5-7-12-20" چاه های مشاهده ای، چاه شماره "13" چاه متروکه، چاه "4، 14" چاه تزریقی آب زائد نمک زدایی، چاه های "15-16-17-19-21-29" چاه های تزریق گازی واحد و مابقی چاه ها، چاه های تولیدی کارخانه محسوب می شوند. البته در اینجا لازم می دانم که تعریف مختصری از نوع چاه های ذکر شده در فوق ارائه نمایم:
چاه مشاهده ای "Observation well": این نوع چاه ها جهت اندازه گیری فشار مخزن و تعیین سطوح آب و نفت و یا نفت و گاز حفر می شوند.
چاه تزریقی یا دفعی "Disposal well": این چاه ها در مجاورت کارخانجات نمک زدایی و یا گاز مایع "NGL" برای دفع مواد و سیالات زائد حفر می شوند.
چاه تزریقی "Injection well": هدف از حفر این چاه ها، تزریق آب و گاز به منظور تثبیت یا افزایش فشار مخزن می باشد که تزریق گاز در کلاهک گازی "cap rock" و تزریق آب در "aqifer" صورت می گیرد.
چاه متروکه "Abandoned well": چاهی که برای همیشه به دلیل غیر اقتصادی بودن تبدیل آن به یکی از انواع چاه های انتفاعی، رها شده باشد را می گویند.
چاه تولیدی "Production well": این چاه جهت تولید نفت و گاز حفاری می شود.
از بین چاه های تولیدی کارخانه ی کرنج، چاه های شماره ی "3-8-18-22-24-26-27" دارای نفت شیرین و چاه های شماره "6-9-10-11-23-25-28-31" دارای نفت نمکی و با میانگین نمک ppm 5000 در هرمترمکعب می باشد که پس از تفکیک در این کارخانه به واحد نمک زدایی ارسال شده و پس از شیرین سازی مجدداً به این کارخانه عودت داده می شود.
پس از حفرچاه و نصب وسایل سطح الارضی برداشت از چاه آغاز می شود. در این کارخانه نفت تولیدی از چاه ها از طریق خطوط لوله ی 8ٌ به کارخانه منتقل می گردند. نفت پس از خروج از زمین ابتدا از وسایل سرچاهی عبور می کند، که نام این وسایل و علت استفاده از آنها در زیر آمده است:
وسایل سرچاهی "Well head facilities":
• فلنج پایه "Casing head housing": بر روی بزرگترین لوله ی جداری چاه که از زمین بیرون آمده است فلنجی نصب می کنند تا وسایل موجود بر روی تاج چاه را روی آن قرار می دهند. این فلنج در بیشتر موارد مبدا اندازه گیری عمق چاه می باشد.
• تبدیل کننده ی لوله جداری" Casing head spool"
• تبدیل کننده لوله مغزی " head spool tubing"
• شیرهای جانبی "Side valves ": از این شیرها جهت خواندن و تخلیه ی فشار احتمالی موجود در فضای بین لوله های جداری چاه "casing" استفاده می شود.
• نگهدارنده ی لوله مغزی"tubing hanger": وسیله ای است که برای نگه داشتن لوله مغزی چاه " tubing" از آن استفاده می شود.
• شیر اصلی پایینی "Bottom mian valve": این شیر همیشه باز است و مجوز باز و بسته کردن این شیر را فقط مدیر کل بهره برداری شرکت مربوطه صادر می نماید. زیرا اگر شیر بسته شود و به عللی باز نگردد می توان گفت که چاه مزبور قابل استفاده نیست مگر اینکه مخارج گزافی هزینه شود.
• شیر اصلی بالایی "Top mian valve": این شیر در بالای شیر اصلی پایینی قرار دارد و عموماً جهت باز و بسته کردن چاه در حالت عادی از این شیر استفاده می شود. در مواقع خطر جهت بستن چاه از این شیر و یا شیر اصلی پایینی استفاده می کنند.
• شیر ایمنی سطحی"surface safety valve": این شیر معمولاً در بالای شیر اصلی بالایی یا در بالای لوله ی انحراف دهنده از تله سنگ قرار دارد. هرگاه فشار لوله ی جریانی بیش از حد تنظیم شده و یا کمتر از حد تنظیم شده شود و یا فشار چاه بیش از حد تنظیمی این شیر شود، این شیر به طور خودکار چاه را می بندد.
• لوله انحراف دهنده جریان "swept bend": لوله ی انحراف دهنده ی جریان یک سه راهه است که یک طرف آن روی شیر ایمنی سطحی و از طرف دیگر شیر عمقی و راه سوم در مسیر تولید نفت و گاز از چاه قرار دارد. این لوله فقط برای انحراف جریان خروجی نفت است، بطوری که چندان اثری روی فشار و یا مقدار بهره برداری چاه ایجاد نکند و از ضربات مستقیم به جداری داخلی لوله جلوگیری می کند.
• شیر عمقی سر چاه "Dipping valve": این شیر در بالای لوله ی انحراف دهنده ی جریان نصب می شود. این شیر مجرای ورود ابزارهای مختلف به داخل چاه می باشد. از این شیر برای انجام آزمایشات مختلف درون چاهی، گرفتن نمونه و تزریق اسید استفاده می شود.
• کلاهک سر چاه "X-mass tree cap": در بالای شیر عمقی سر چاه قرار دارد و در بالای آن نیز یک شیر نیم اینچ و یک فشارسنج قرار دارد.
• حوضچه سر چاه "Cellar": کلیه ی وسایل سرچاه، مانند درختی در داخل این محفظه در حقیقت مبدا حفاری چاه بوده است قرار دارند. طول و عرض این تقریباً 2×3 متر و ارتفاع آن معمولاً 5/2 متر است.

نفت پس از عبور از وسایل سرچاهی از وسایل کنار چاهی عبور نموده و سپس از طریق خط لوله جهت تفکیک به کارخانه ی بهره برداری منتقل می شود، که این وسایل کنار چاهی عبارتند از:
وسایل کنار چاهی: این وسایل طبق استاندارد شرکت 6ٌ یا 8ٌ می باشند.
• تله سنگ "Stone trap": وسیله ای است تی شکل "T" که ناخالصی های درشت مانند؛ شن، ماسه و غیره در آن جمع می شوند. تله سنگ در حقیقت یک لوله ی دو جداره می باشد که جدار داخلی آن کار صافی را انجام می دهد و طول آن تقریباً 5/1 متر است. تله سنگ دارای دو مجرای خروجی "یکی به گودال سوخت و دیگری به طرف لوله جریان نفت" و یک مجرای ورودی است.
• شیر بهره برداری "Production valve": شیر بهره برداری در ابتدای لوله ی تولید نفت از چاه قرار گرفته است که در حالت عادی برای باز و بسته کردن جریان چاه به سمت واحد بهره برداری استفاده می شود.
• لوله جریان "Flow line":این لوله پس از شیر بهره برداری قرار گرفته و قطر آن بستگی به قدرت تولید چاه دارد.
• کاهنده جریان "choke facility ": زمانی که برای کنترل جریان نیاز به کاهش دهنده ی جریان باشد معمولاً از یک کاهنده ی جریان استفاده می شود که در سال های پس از انقلاب به دلیل برداشت صیانتی از مخازن از این کاهنده ی جریان در تمامی چاه ها استفاده می گردد.
• شیر سوخت "burning valve": این شیر در انتهای تله سنگ نصب می شود و هرگاه نخواهند چاه را به گودال سوخت باز کنند از این شیر استفاده می شود و در حالت عادی همیشه بسته می باشد.
• لوله ی سوخت "burning line": لوله ی سوخت در امتداد تله سنگ و بعد از شیر سوخت قرار گرفته است. بر روی لوله ی سوخت تا گودال سوخت وسایلی از قبیل محدود کننده جریان، شیر نمونه گیری و فشارسنج قرار گرفته است.
• گودال سوخت"burning pit": در انتهای لوله ی سوخت، گودال سوخت قرار دارد و آن محلی است برای سوزاندن سیال خروجی از چاه می باشد. فاصله ی گودال سوخت از چاه معمولاً بیش از 400 متر می باشد و قطر این گودال 40 متر و عمق آن نیز تقریباً 5 متر است.
• شیر نمونه گیری "sample point": از این شیر جهت نمونه گیری از نفت چاه برای آزمایشگاه استفاده می شود. معمولاً این شیر بعد از لوله ی انحراف دهنده ی جریان یا بعد از شیر بهره برداری و یا بعد از شیر سوخت نصب می شود.

تفکیک
همان طور که گفته شد نفت پس از خروج از زمین و و عبور از تسهیلات کنار چاهی و سرچاهی از طریق یک خط لوله ی 8ٌ وارد واحد بهره برداری کرنج می شود تا فرآیند تفکیک نفت از گاز و یا از آب و نمک انجام گیرد.
هدف از عمل تفکیک، جداکردن گاز از نفت به منظور تقلیل فشار و به وجود آوردن امکاناتی است که بتوان از نقطه نظر انتقال و صرفه جویی اقتصادی، درصد افزایش محصولات مورد انتظار را بیشتر نمود. در واحد بهره برداری کرنج عمل تفکیک گاز و نفت در طی چهار مرحله انجام می گیرد. که هر مرحله دارای فشار عملیاتی مختص به خود می باشد. همچنین نفت های نمکی این واحد نیز به واحد نمک زدایی که در سال های اخیر در مجاورت همین کارخانه احداث شده است ارسال شده و پس از شیرین سازی مجدداً به این کارخانه ارسال می گردد.

شرح فرآیند کارخانه کرنج
محصول چاه های نفت از طریق لوله ی جریان "flow line" وارد کارخانه ی کرنج می گردد که محل ورود چاه ها به صورت یک ترمینال است که اصطلاحاً چندراهه یا Manifold می نامند.
اولین تجهیزی که سر راه نفت ورودی به این واحد است، شیر ایمنی خورشیدی "sun Relief valve" می باشد. این شیر از آن جهت قرار داده شده است که اگر بنا به دلایلی مثلاً خط لوله دو سر بسته شود در اثر ازدیاد گرمای آفتاب فشار لوله ی جریان نفت بالا رفته و ممکن است خط لوله ترکیده شود اما این شیر در چنین مواقعی که فشار بیش از حد مجاز گردد فشار اضافه را تخلیه می کند تا آسیبی به لوله وارد نشود.
پس از این شیر فشارسنج "pressure gauge" قرار دارد که فشار نفت ورودی از هرچاه را به ما نشان می دهد که به طور مرتب توسط پرسنل بازدید شده و هر دو ساعت یکبار نیز یادداشت می گردد. سپس نفت از شیر ایمنی سطحی "surface safety valve" عبور می نماید. این شیر دارای یک پایلوت دیافراگمی (L.Pilot) است که کار آن محفوظ نگه داشتن فشار زیر پیستون به منظور باز نگه داشتن و خارج کردن فشار زیر پیستون و بستن آن به طور اتوماتیک با گرفتن 5 فرمان مختلف از دستگاه های مختلف در موقع بروز اتفاقات است، که این 5 فرمان عبارتند از:
• زدن دکمه اضطراری کارخانه E.S.D
• کم شدن فشار هوای ذخیره ی کارخانه
• بالا آمدن بیش از حد معمول سطح نفت در مخزن بهره برداری
• بالا رفتن بیش از حد نفت در دستگاه تفکیک
• بالا رفتن بیش از حد فشار در دستگاه تفکیک
جریان نفت در ادامه از یک دماسنج "Tempratur Gauge" عبور می نماید که این دماسنج، دمای نفت ورودی به کارخانه را نشان می دهد که به طور مرتب بازدید شده و هر دو ساعت نیز یادداشت می گردد. سپس نفت وارد محل نمونه گیری "sample point" می گردد تا در مواقع لزوم از چاه های ورودی به کارخانه نمونه گرفته شود. که این نمونه به اداره ی شیمیایی ارسال شده و آزمایش های مورد نظر روی نفت انجام می گیرد، که اغلب هدف از این نمونه گیری، مشخص نمودن میزان نمک و آب همراه با نفت می باشد.
در ادامه نفت از شیر کنترل "control valve" عبور می نماید. این شیر برای تنظیم مقدار جریان نفت ورودی به کارخانه می باشد که از نوع نیوماتیکی می باشد و فرمان از طریق سیستمPlc موجود در اتاق فرمان بر روی این شیر ارسال می شود تا به مقدار مورد نیاز باز و یا بسته گردد.

سپس در مسیر هر لوله ی نفت یک صفحه گرفته می شود و ضرب نمودن آن در یک مقدار ثابت میزان نفت ورودی از هر چاه محاسبه می گردد، البته لازم به ذکر است که این اختلاف فشار تبدیل به سیگنال الکترونیکی و نیوماتیکی شده و هم به صورت نمودار در سیستم Plc و هم در ثبت کننده های کاغذی در اتاق فرمان نشان داده می شود.
سپس یک شیر یک طرفه "check valve" قرار دارد که این شیر جریان نفت را فقط از یک جهت عبور می دهد و بدان جهت قرار داده شده است که نفت به طرف چاه جریان معکوس ننماید.
نفت در مسیر خود از لوله ی ارتباط مشترک "common header" عبور می نماید. در این کارخانه 5 هدر وجود دارد که با نام های A، B، C، D و هدر نفت های نمکی شناخته می شوند که هر هدر به بنک مورد نظر راه دارد. در واقع هدر لوله ای است که از طریق آن می توان جریان نفت چاه های مختلف را به دستگاه های تفکیک مختلف هدایت نمود. در این کارخانه تمامی چاه ها به هدر A راه دارند چون این هدر برای آزمایش چاه ها می باشد.
سپس از هدر یک شیر ایمنی "Pressure Relief valve" قرار دارد تا اگر زمانی فشار نفت ورودی به کارخانه بیش از حد مجاز شد. این فشار مازاد از طریق این شیر ایمنی به لوله ی تخلیه و از آنجا به گودال سوخت کارخانه منتقل شود.

مجتمع تفکیک "Bank"
نفت ورودی به کارخانه پس از عبور تجهیزات فرآیندی ذکر شده در صفحات قبل وارد بنک می گردد، بنک به مجموعه ای از تفکیک گرها "seprator" اتلاق می شود که گاز محلول در نفت در این ظروف و در چند مرحله و در فشارهای مختلف از آن جدا می شود. در واحد بهره برداری کرنج بنک های A، B و C دارای 3 دستگاه جداکننده و بنک های D و F دارای دو دستگاه جداکننده می باشد. در واقع در بنک هایی که دارای دو جدا کننده هستند مرحله ی اول تفکیک در نزدیکی چاه انجام می گیرد و اصطلاحاً گفته می شود که چاه ها دارای تفکیک گر سرچاهی می باشند.
قوائد نصب دستگاه تفکیک گر سرچاهی عبارتند از:
• برای هماهنگی فشار چاه ها در چند راهه ی واحد بهره برداری.
• برای جلوگیری از تشکیل سرپوش گازی بازدارنده ی جریان "gas lock" لوله هایی که از مناطق کوهستانی عبور می کنند.
• برای استفاده از حداکثر حجم لوله تا بیشتر حجم آن نفت باشد نه گاز.
• صرفه جویی در به کار بردن لوله هایی که فشار زیادی تحمل می کنند.
در این کارخانه 3 ولهد کلاستر "well head claster" وجود دارد، تفاوت ولهد کلاستر با تفکیک گر سرچاهی این است که تفکیک گر سرچاهی دارای تنها یک چاه ولی ولهد کلاستر بیش از یک چاه دارد.
ولهد کلاسترهای موجود عبارتند از: 22/18/3 و 26/24/10 و 31/28/23/9/6 ، که نفت ورودی به این ولهد ها یک مرحله تفکیک شده و سپس به کارخانه منتقل می گردد.
جدا کننده ی مرحله ی اول در واحد بهره برداری دارای فشار عملیاتی psi460، مرحله ی دوم دارای فشار psi75 و مرحله ی سوم دارای فشار psi15 و مرحله ی چهارم که همان مخازن ذخیره می باشد دارای فشار 2/1 می باشد.
جداکننده های موجود در این کارخانه از نوع افقی می باشد. نفت پس از ورود به این جداکننده ها براساس دو عامل کم شدن سرعت و نیروی ثقل تفکیک می گردند. بدین ترتیب که مایع و گاز تفکیک نشده وقتی از محلی با قطر کوچک به محلی با قطر بزرگتر وارد می شود سرعت خود را از دست داده و مایع تحت تاثیر نیروی ثقل به طرف پایین و محل تجمع مایع ته نشین می شود و گاز چون سبک تر است به طرف بالای جداکننده حرکت کرده و از لوله ی خروجی گاز خارج می شود.
نفت پس از ورود به مرحله ی اول سپس به ترتیب وارد مراحل دوم، سوم و چهارم شده و نهایتاً در مرحله ی چهارم کاملاً تفکیک شده و آماده ی ارسال جهت صادرات یا پالایش می باشد. در صورتی که نفت نمکی باشد پس از تفکیک در مرحله ی سوم وارد تانک گاززدا "Degasing gas" شده و به واحد نمک زدایی ارسال می شود و پس از شیرین سازی مجدداً به کارخانه ی بهره برداری عودت داده می شود.

در این کارخانه دو تانک بهره برداری، جهت ذخیره ی نفت تولیدی وجود دارند که دارای ارتفاع ft40 و قطر ft60 بوده و ظرفیت هریک از آنها نیز 20,000 بشکه نفت می باشد. در این واحد جهت پمپاژ نفت به تلمبه خانه ی امیدیه 7 عدد توربین – پمپ وجود دارد که 6 عدد از این توربین ها از نوع Ruston-TA گازی با قدرت hp 1500 بوده که راه اندازی آنها با چرخ دستی می باشد و یک عدد از این توربین ها نیز دارای قدرت hp 1750 و اتوماتیک می باشد که این توربین ها نیروی محرکه ی لازم جهت چرخاندن پمپ ها و پمپاژ نفت را مهیا می نمایند. در حال حاضر به دلیل کاهش تولید کارخانه دو عدد از این توربین ها به طور همزمان کار می کنند و پمپ ها نیز به صورت سری می باشند و نهایتاً نفت خام تولیدی از کارخانه از طریق دو خط لوله ی 20ٌ و ٌ22 به تلمبه خانه ی امیدیه پمپ می گردد.

اشکال در عمل تفکیک
اشکالاتی که در عمل تفکیک پیش می آید و موجب ایجاد سرریز نفت و ته ریز گاز می شود، به دلایل زیر است:
• اختلال در جریان ورودی جداکننده ها
• اختلال در طرز کار کنترل کننده ها، مثلاً خرابی تنظیم کننده "Regulator" یا گرفتگی شیرهای کنترل.
• تغییر درجه ی حرارت محیط.
ته ریز گاز "Carry Through"
ته ریز گاز یعنی، رفتن گاز همراه نفت به درون لوله ی خروجی نفت در جدا کننده. دلیل عمده ی به وجود آمدن چنین وضعیتی، کم شدن مدت زمان توقف نفت درون جداکننده است که این خود به دلایل زیر پیش می آید:
• پایین آمدن ارتفاع سطح مایع درون جدا کننده
• زیاد شدن فشار درونی جدا کننده
• کاهش ناگهانی مقدار نفتی که جهت انجام عمل تفکیک وارد جدا کننده می شود.
مواجه شدن با مشکلات فوق، تغییرات زیر را در بر خواهد داشت:
• پایین آمدن قلم ثبت گاز جداکننده و بالا رفتن قلم ثبت جریان گاز مرحله ی بعدی
• پایین آمدن درجه ی حرارت جریان نفت خروجی از جدا کننده
راه های پیشگیری از ته ریز گاز
• کم کردن فشار درونی جدا کننده
• بالا بردن ارتفاع سطح مایع درون جدا کننده
• زیاد کردن جریان ورودی به جداکننده و یا تنظیم مجدد سیستم کنترل
سرریز نفت "Carry over":
سرریز نفت یعنی، خارج شدن نفت به همراه گاز از لوله ی خروجی گاز جدا کننده.
علت سرریز نفت، زیاد شدن زمان توقف نفت درون جداکننده است که این خود به دلایل زیر پیش می آید:
• زیاد شدن ارتفاع سطح مایع درون جداکننده
• کم شدن فشار درونی جدا کننده
• افزایش یافتن ناگهانی مقدار نفتی که جهت انجام عمل تفکیک وارد جدا کننده می شود.

پیش آمدن اشکالات بالا، تغییرات زیر را به دنبال خواهد داشت:
• بالارفتن قلم ثبت جریان گاز جداکننده و پایین آمدن قلم ثبت جریان گاز مرحله ی بعدی
• بالا رفتن درجه ی حرارت جریان گاز خروجی
• کم شدن صدای جریان گاز خروجی
• دود کردن شعله آتش گاز خروجی
برای شناخت وضعیت سرریز نفت، باید شیر نیم اینچی را که روی لوله ی خروجی گاز قرار دارد، باز کرده و کاغذ سفیدی را مقابل آن گرفت، در صورت وجود سرریز نفت، کاغذ سیاه خواهد شد.
راه های پیشگیری از سرریز نفت:
• پایین آوردن سطح مایع درون جداکننده
• بالابردن فشار درونی جداکننده
• کم کردن مقدار جریان ورودی به جداکننده
چون در کارخانه های تفکیکی مثل بهره برداری کرنج، از گاز مرحله ی اول جهت به کار انداختن توربین های احتراقی استفاده می کنند و این گاز از تله نفت عبور داده می شود، در صورت ایجاد سرریز نفت باید فوراً اقدام به بازکردن شیر یا شیرهای ته کش آنها نمود.
یک جداکننده هنگامی هم زمان دارای سرریز نفت و ته ریز گاز است که مقدار جریان ورودی نفت آن بیش از ظرفیت تفکیک آن می باشد.
شرایط نرمال عملیات
در حالت نرمال عملیات در یک تفکیک کننده، شرایط زیر باید برقرار باشد:
• به هیچ عنوان گاز جدا شده، از مجرای خروج نفت، خارج نگردد.
• سرریز نفت باید حداقل باشد"به میزان 1/0 گالن در میلیون فوت مکعب گاز در شرایط استاندارد"
• در سطح تماس نفت و گاز، کف موجود در حداقل ممکن باشد و ارتفاع مایع نوسان زیادی نداشته باشد.
• فشار داخل تفکیک کننده در حد تنظیمی خود ثابت باشد.

گاز تولیدی در کارخانه ی بهره برداری کرنج
گازی تفکیک شده از مرحله ی اول پس از تفکیک ابتدا وارد مایع گیر "Oil trap" می شود.تا مایعات احتمالی همراه این گاز جدا گردد. بخشی از این گاز از طریق یک خط لوله ی 12ٌ جهت فشار افزایی به واحد تقویت فشار شماره ی 300 "Cs-300" و بخشی دیگر نیز از طریق یک خط لوله ی 8ٌ به سمت دو عدد مایع گیر عمودی می رود و پس از آن جهت سوخت مصرفی توربین ها به سمت آنها می رود و همچنین بخشی از این گاز نیز جهت گاز مصرفی به واحد نمک زدایی و گاز مصرفی کارخانه مانند گاز سوختی به مصرف می رسد.
ابتدا لازم به ذکر است که در صورتی که حجم گاز تفکیک شده بیش از گاز مصرفی باشد، این گاز اضافه به سمت flare رفته و در آنجا یا به فضای آزاد رها می شود یا اینکه سوزانده می شود.
گاز مرحله ی دوم، سوم و چهارم نیز پس از تفکیک چون دارای فشار کمتری نسبت به مرحله ی اول دارد ابتدا به واحد تقویت فشار شماره ی 200 " Cs-200" و از آنجا به سمت تقویت 300 ارسال می گردد.

تاسیسات جانبی کارخانه "Utility"
برق مصرفی کارخانه از شبکه سراسری برق تامین می شود اما دو عدد دیزل ژنراتور جهت تامین برق کارخانه در مواقع قطع برق در کارخانه وجود دارد، که در صورت قطع شدن بلافاصله توسط پرسنل در سرویس قرار داده می شود.
با توجه به اینکه بسیاری از تجهیزات فرآیندی موجود در کارخانه با سیستم هوای فشرده کار می کند، لذا 4 عدد کمپرسور هوای ثابت و یک عدد دیزل سیار در واحد نصب شده است که یک عدد از این کمپرسورها کار نموده و سایر کمپرسورها ذخیره می باشند، همچنین در مواقع لزوم به علت شبکه بودن سیستم هوای فشرده ی کارخانه با سیستم هوای فشرده ی کارخانه های نمک زدایی و تقویت فشار 200 می توان هوای مورد نیاز را از آن کارخانه نیز تامین نمود، لازم به ذکر است که هوای فشرده پس از تولید وارد یک مخزن ذخیره "Air Reciver" شده و سپس وارد خشک کن ها می گردد زیرا همراه آن هیچ گونه مایعی نباید وجود داشته باشد.
آب آتش نشانی کارخانه از طریق یک خط لوله ی 6ٌ وارد یک تانک ذخیره شده و جهت مصارف عمومی و فضای سبز نیز از این آب استفاده می شود. آب آشامیدنی پرسنل نیز توسط خودروهای حمل آب به تانک آب آشامیدنی منتقل می شود و پس از فیلتراسیون به مصرف پرسنل می رسد.

فصل سوم
"آزمون آموخته ها نتایج و پیشنهادات"

با توجه به اینکه آب و نمک موجود در تانک گاززدا در پایین تانک گاززدا جمع می گردد و هرسه روز باید توسط دو عدد پمپ که به صورت موازی کار می کنند به واحد نمک زدایی کرنج ارسال می گردد ، در فصل زمستان به دلیل مواد نفتی سنگین در ته مخزن گاززدا ، فیلترهایی که قبل از این پمپ ها قرار دارند گرفته شده و سیالی به سمت پمپ ها نمی رود و در واقع پس از مدت اندکی پمپ ها هوا گرفته و دچار لرزش شدیدی می شوند که باید ناچاراً خاموش شوند و تا زمانی که فیلترها توسط گروه تعمیرات مکانیک تمیز نشوند نمی توان پمپ ها را مجدداً استارت نمود که این امر نه تنها مستلزم صرف هزینه ی مالی و نیروی اضافی است از طرف دیگر با توجه به افزایش سطح آب و نمک باعث لطمه رساندن به فرآیند نیز می گردد. حال با توجه به این که دمای سیال خروجی از اگزا است توربین ها در فصل زمستان حدود 500 درجه سانتیگراد می باشد. می توان با کشیدن لوله هایی با قطر کم و جریان دادن آب درون این لوله ها و سپس تماس این لوله ی حاوی آب با سیال خروجی از دودکش توربین ، عملیات انتقال حرارت را انجام داد و سپس نیز با هدایت این بخار داغ به ورودی پمپ های تانک گاززدا و پیچاندن به دور لوله ورودی پمپ های گاززدا از ویسکوزیته ی مواد نفتی سنگین کاست تا فیلترها دچار گرفتگی نشوند. این سیستم اصطلاحاً "steam tracing" نام دارد که در شرکت پتروشیمی اصفهان ، سیستمی مشابه با این طرح پیشنهادی در حال اجرا است.
در واقع با اجرای این طرح یک اکونومایزر ایجاد شده که باعث صرفه جویی اقتصادی و انرژی می شود.
با توجه به حضور کارآموزان متعدد در واحد بهره برداری کرنج هیچگونه نقشه فرآیندی اعم از PDF و P&ID و یا کتابچه ها و دفترچه هایی شامل شرح فرآیند "Manual Operation" در کارخانه موجود نمی باشد تا کارآموزان از آن ها استفاده نمایند ، در صورت تهیه و توزیع نمودن چنین نقشه ها و کتابچه هایی و قرار دادن آن در اختیار کارآموزان می توان در ارتقا سطح علمی و فنی کارآموزان نقش به سزایی ایفا کند.