Petrol ve doğalgaz endüstrisi tesisleri ve sistemleri, petrol ve doğalgaz endüstrisi üretim akışındaki kullanımlarına göre genel olarak tanımlanır:Keşif - Bir sahanın geliştirilmesine nihai karar verilmeden önce gerçekleştirilen arama, sismik ve sondaj faaliyetlerini içerir.
Yukarı Akış (Upstream) - Genellikle petrol ve doğalgazın üretimi ve stabilizasyonu için kullanılan tüm tesisleri ifade eder. Rezervuar ve sondaj topluluğu genellikle yukarı akış terimini yalnızca kuyu başı, kuyu, tamamlama ve rezervuar için, kuyu başının aşağı akışında ise üretim veya işleme için kullanır. Keşif ve yukarı akış/üretim birlikte E&P olarak adlandırılır.
Orta akış - Genel olarak gaz arıtma, LNG üretim ve yeniden gazlaştırma tesisleri ile petrol ve doğalgaz boru hattı sistemlerini kapsar.
Rafineri - Petrol ve kondensatların, benzin, dizel veya petrokimya endüstrisi için hammadde gibi tanımlanmış özelliklere sahip pazarlanabilir ürünlere işlendiği süreçtir. Tank depolama ve dağıtım terminalleri gibi rafineri dışı tesisler bu segmente dahildir veya ayrı bir dağıtım operasyonunun parçası olabilir.
Petrokimya - Bu ürünler, ana hammaddesi hidrokarbon olan kimyasal ürünlerdir. Örnek olarak plastikler, gübreler ve çok çeşitli endüstriyel kimyasallar verilebilir.
Geçmişte, katran sızıntıları veya gaz çukurları gibi yüzey özellikleri, sığ hidrokarbon yataklarının yerini belirlemede ilk ipuçlarını sağlıyordu. Günümüzde ise, geniş jeolojik haritalamadan başlayarak pasif sismik, yansıtıcı sismik, manyetik ve yerçekimi araştırmaları gibi giderek daha gelişmiş yöntemlere kadar uzanan bir dizi araştırma, potansiyel hidrokarbon içeren kayaçları "prospektif" olarak tanımlayan gelişmiş analiz araçlarına veri sağlıyor. Grafik: Norveç Petrol Müdürlüğü (Barents Denizi)
Açık denizdeki bir petrol kuyusunun maliyeti genellikle 30 milyon dolardır, ancak çoğu 10-100 milyon dolar aralığındadır. Sondaj kulesi kiralama ücretleri genellikle günlük 200.000 - 700.000 dolardır. ABD'deki ortalama karasal petrol kuyusunun maliyeti yaklaşık 4 milyon dolardır, çünkü çoğunun üretim kapasitesi çok daha düşüktür. Marjinal karasal sahaları araştıran daha küçük şirketler, 100.000 dolara kadar düşük bir maliyetle sığ bir kuyu açabilirler.
Bu, petrol şirketlerinin iyi arama verilerinin analiz modellerine çok zaman ayırdığı ve ancak modeller kaynak kayaç ve petrol veya gaz bulma olasılığı hakkında iyi bir gösterge verdiğinde sondaj yapacağı anlamına gelir. Bir bölgedeki ilk kuyulara "keşif kuyuları" denir çünkü karşılaşılabilecek kuyu içi basınçları gibi potansiyel tehlikeler hakkında çok az şey bilinebilir ve bu nedenle güvenlik ekipmanına özel dikkat ve özen gösterilmesi gerekir. Bir bulgu (doğrultu, penetrasyon) elde edilirse, geliştirme kararını haklı çıkarmak için rezervuarın büyüklüğünü ve üretim kapasitesini belirlemek amacıyla üretim testleri, değerlendirme kuyuları vb. gibi ek rezervuar karakterizasyonu gereklidir.
Bu çizim, tipik petrol ve doğalgaz üretim tesislerine genel bir bakış sunmaktadır:
 |
| Şekil 1. Petrol ve doğalgaz üretim tesisleri |
Boyut ve yerleşim düzeni açısından geniş bir yelpaze bulunmasına rağmen, çoğu üretim tesisinde bu basitleştirilmiş genel bakışta gösterilen aynı işleme sistemlerinin birçoğu mevcuttur:
 |
| Şekil 2. Petrol ve doğalgaz üretimine genel bakış |
Günümüzde petrol ve doğalgaz üretimi, küçük, günde 100 varil üretim yapan özel kuyulardan, büyük çaplı, günde 4.000 varil üretim yapan kuyulara; sığ, 20 metre derinliğindeki rezervuarlardan, 2.000 metreden fazla derinlikteki sularda bulunan 3.000 metre derinliğindeki kuyulara; karada 100.000 dolarlık kuyulardan, denizde 10 milyar dolarlık projelere kadar dünyanın hemen her yerinde gerçekleşmektedir. Bu geniş yelpazeye rağmen, sürecin birçok aşaması prensip olarak oldukça benzerdir.
Sol tarafta, kuyu başlarını görüyoruz. Bunlar üretim ve test manifoldlarına besleme yapar. Dağıtılmış üretimde buna toplama sistemi denir. Diyagramın geri kalanı, genellikle gaz-yağ ayırma tesisi (GOSP) olarak adlandırılan gerçek prosestir. Sadece petrol veya gaz üreten tesisler olsa da, kuyu akışı genellikle gazdan (metan, bütan, propan vb.), kondensatlardan (orta yoğunluklu hidrokarbonlar) ham petrole kadar tam bir hidrokarbon yelpazesinden oluşur. Bu kuyu akışıyla birlikte, su, karbondioksit, tuzlar, kükürt ve kum gibi çeşitli istenmeyen bileşenler de elde edilir. GOSP'nin amacı, kuyu akışını temiz, pazarlanabilir ürünlere dönüştürmektir: petrol, doğal gaz veya kondensatlar. Ayrıca, gerçek prosesin bir parçası olmayan ancak tesise enerji, su, hava veya başka bir hizmet sağlayan bir dizi yardımcı sistem de dahildir.
Karada petrol üretimi, günde birkaç düzine varilden başlayarak ekonomik olarak uygulanabilir hale gelir. Dünya çapında milyonlarca kuyudan petrol ve doğalgaz üretilmektedir. Özellikle, binlerce kuyudan, yüzlerce kilometre/mil uzaklıkta bulunan kuyulardan elde edilen üretim, bir toplama ağı aracılığıyla bir işleme tesisine beslenerek çok büyük bir doğalgaz toplama ağı oluşturabilir. Bu resim, genellikle karada petrol üretiminde kullanılan bir emme çubuklu pompa (eşek pompa) ile donatılmış bir kuyuyu göstermektedir. Bununla birlikte, daha sonra göreceğimiz gibi, serbest akışlı olmayan bir kuyudan petrol çıkarmanın birçok başka yolu da vardır. En küçük rezervuarlar için petrol, basitçe bir depolama tankında toplanır ve düzenli aralıklarla tanker kamyonu veya demiryolu vagonu ile bir rafineride işlenmek üzere alınır.
Petrol açısından zengin bölgelerdeki karasal kuyular da günde binlerce varil üretim yapan yüksek kapasiteli kuyulardır ve günde 1.000.000 varil veya daha fazla kapasiteli bir petrol toplama ağına bağlıdırlar. Ürün, tesisten boru hattı veya tankerlerle gönderilir. Üretim birçok farklı lisans sahibinden gelebileceğinden, bireysel kuyu akışlarının toplama ağına ölçülmesi önemli bir görevdir.
Geleneksel olmayan petrol ve gaz arama sahaları, yüksek fiyatlar ve yeni teknolojilerle ekonomik olarak çıkarılabilir hale gelen çok ağır ham petrol ve katran kumlarını hedeflemektedir. Ağır ham petrolün çıkarılması için ısıtma ve seyreltici maddeler gerekebilir. Katran kumları uçucu bileşiklerini kaybetmiştir ve açık ocak madenciliğiyle veya buharla çıkarılabilir. Bitümün kumdan ayrılması için daha fazla işlemden geçirilmesi gerekir. Yaklaşık 2007 yılından beri, sondaj teknolojisi ve rezervuarın kırılması, şeyl gazı ve sıvıların artan hacimlerde üretilmesine olanak sağlamıştır. Bu, özellikle ABD'nin hidrokarbon ithalatına olan bağımlılığını azaltmasına olanak tanır. Kanada, Çin, Arjantin, Rusya, Meksika ve Avustralya da geleneksel olmayan petrol ve gaz arama sahaları arasında en üst sıralarda yer almaktadır. Bu geleneksel olmayan rezervler, geleneksel rezervuarlarda bulunan hidrokarbonların 2-3 katından fazlasını içerebilir. Bu resimler, Kanada'daki Athabasca'da bulunan Syncrude Mildred tesisini (Fotoğraf: GDFL Jamitzky/Wikimedia) ve Pensilvanya'daki Marcellus Şeylini (Fotoğraf: GDFL Ruhrfisch/Wikimedia) göstermektedir.
Açık denizlerde, büyüklüğe ve su derinliğine bağlı olarak çok çeşitli farklı yapılar kullanılmaktadır. Son birkaç yıldır, kıyıya çok fazlı borulama ile uzanan ve açık denizde hiç üst yapı bulunmayan tamamen deniz tabanı kurulumları gördük. Uzaktaki kuyu başı kulelerinin yerini alan sapma sondajı, birkaç kuyu başı kümesi konumundan rezervuarın farklı bölümlerine ulaşmak için kullanılmaktadır. Yaygın açık deniz yapılarından bazıları şunlardır:
Sığ sularda bulunan, farklı proses ve yardımcı tesislerin bulunduğu ve geçit köprüleriyle birbirine bağlanan çeşitli bağımsız platformlardan oluşan kompleks. Bireysel platformlar arasında kuyu başı yükseltici, işleme, konaklama ve enerji üretim platformları yer alır. (Bu resim BP Valhall kompleksini göstermektedir.) Genellikle 100 metreye kadar su derinliklerinde bulunur.
Yerçekimi tabanlı platformlar , genellikle deniz tabanına oturan bir "etek" içinde petrol depolama hücreleri bulunan, dibe yerleştirilmiş devasa betonarme sabit yapılardan oluşur. Büyük platform, prosesin ve yardımcı tesislerin tüm parçalarını büyük modüller halinde barındırır. 1980'ler ve 1990'larda 100 ila 500 metre su derinliğindeki büyük sahalar tipikti. Beton, karada bir yerde dökülür ve depolama hücrelerinde, yapının çekilip deniz tabanına indirilene kadar yüzeyde kalmasını sağlayacak kadar hava bulunur. Resim, dünyanın en büyük yerçekimi tabanlı platformu olan Troll A'yı inşaat aşamasında göstermektedir. Fotoğraf: Statoil
Esnek kuleler, sabit platformlara çok benzer. Deniz tabanındaki bir temele bağlı ve platforma kadar uzanan dar bir kuleden oluşurlar. Bu kule, sabit bir platformun nispeten sert ayaklarının aksine esnektir. Esneklik, rüzgar ve denizin uyguladığı basıncın büyük bir kısmını emebildiği için çok daha derin sularda çalışmasına olanak tanır. Esnek kuleler 500 ila 1000 metre su derinliği arasında kullanılır. Yüzer üretimde, tüm üst sistemler kuru veya denizaltı kuyularıyla birlikte yüzer bir yapı üzerinde bulunur. Bazı yüzer platformlar şunlardır:
FPSO : Yüzer Üretim, Depolama ve Boşaltma. Başlıca avantajları, boru hatları veya depolama gibi harici altyapıya ihtiyaç duymayan bağımsız bir yapı olmalarıdır. Ham petrol, üretim ve depolama kapasitesine bağlı olarak, günlerden haftalara kadar değişen düzenli aralıklarla bir mekik tankerine boşaltılır. FPSO'lar şu anda günde yaklaşık 10.000 ila 200.000 varil arasında üretim yapmaktadır.
FPSO (Yüzer Üretim, Depolama ve Boşaltma Platformu), genellikle mevcut bir ham petrol tankerinden (VLCC veya ULCC) dönüştürülmüş, tipik olarak tanker tipi bir gövde veya mavnadır. Yeni sahalar için artan deniz derinliği nedeniyle, 100 metreden daha derin sularda yeni açık deniz saha geliştirme çalışmalarına hakimdirler.
Deniz tabanından çıkan kuyu başlıkları veya denizaltı yükselticileri, geminin rüzgara, dalgalara veya akıntıya karşı serbestçe dönebilmesi için merkezi veya pruvaya monte edilmiş bir taret üzerine yerleştirilir. Taret, birkaç ankraja (pozisyon demirleme - POSMOOR) tel halat ve zincir bağlantılarıyla bağlanır veya iticiler kullanılarak dinamik olarak konumlandırılabilir (dinamik konumlandırma – DYNPOS). Çoğu kurulum denizaltı kuyularını kullanır. Ana işlem güvertede yapılırken, gövde depolama ve bir mekik tankerine boşaltma için kullanılır. Ayrıca boru hatlarının taşınması için de kullanılabilir.
Sondaj ve üretim ile atıl doğalgaz LNG üretimi gibi ek işleme ve sistemlere sahip FPSO'lar planlanmaktadır.
FPSO'nun bir varyasyonu da Sevan Marine tasarımıdır. Bu tasarım, rüzgara, dalgalara ve akıntıya yön ne olursa olsun aynı profili gösteren dairesel bir gövde kullanır. Yüksek depolama kapasitesi ve güverte yükü gibi gemi şeklindeki FPSO'nun birçok özelliğini paylaşır, ancak dönmediği için döner bir taret gerektirmez. Fotoğraf: Sevan Marine
Gergi Bacaklı Platform (TLP – resimde sol tarafta) dikey gergi halatlarıyla yerinde tutulan ve kazıklarla sabitlenmiş şablonlarla deniz tabanına bağlanan bir yapıdan oluşur. Yapı, gergi halatları sayesinde sabit bir konumda tutulur ve bu da TLP'nin yaklaşık 2.000 metreye kadar geniş bir su derinliği aralığında kullanılmasını sağlar. Gergi halatları, yapının yedek kaldırma kuvvetini taşıyan ve sınırlı dikey hareketi sağlayan içi boş, yüksek çekme dayanımlı çelik borular olarak inşa edilmiştir.
Yarı batık platformlar (resmin ön tarafı) benzer bir tasarıma sahiptir ancak gergin bağlama sistemi bulunmaz. Bu, daha fazla yanal ve dikey harekete olanak tanır ve genellikle esnek yükselticiler ve denizaltı kuyuları ile birlikte kullanılır. Benzer şekilde, Seastar platformları, yarı batık tiplerine çok benzeyen, gergi halatlarına sahip minyatür yüzer gergi ayaklı platformlardır.
SPAR, sabit bir güverteyi destekleyen tek, yüksek, yüzer silindirik bir gövdeden oluşur. Ancak silindir, deniz tabanına kadar uzanmaz. Bunun yerine, bir dizi kablo ve halatla dibe bağlanır. Büyük silindir, platformu suda stabilize etmeye ve olası kasırgaların kuvvetini absorbe etmek için hareket etmeye olanak tanır. SPAR'lar oldukça büyük olabilir ve 300 ila 3.000 metre arasındaki su derinliklerinde kullanılır. SPAR bir kısaltma değildir ve gemi direğine benzemesinden dolayı bu adı almıştır. SPAR'lar kuru tamamlama kuyularını destekleyebilir, ancak daha sıklıkla denizaltı kuyularında kullanılır.
Denizaltı üretim sistemleri, yüzeyde değil, deniz tabanında bulunan kuyulardır. Yüzer üretim sistemlerinde olduğu gibi, petrol deniz tabanından çıkarılır ve daha sonra yatay mesafe veya "ofset" ile sınırlı olmak üzere, önceden var olan bir üretim platformuna veya hatta karadaki bir tesise "bağlanır". Kuyu, hareketli bir platform tarafından açılır ve çıkarılan petrol ve doğal gaz, denizaltı boru hattı ve yükseltici boru ile bir işleme tesisine taşınır. Bu, stratejik olarak yerleştirilmiş bir üretim platformunun uzun vadede birçok kuyuya hizmet vermesini sağlar.
Oldukça geniş bir alan. Denizaltı sistemleri tipik olarak 500 metre veya daha fazla derinliklerde kullanılır ve sondaj yapma yetenekleri yoktur, sadece çıkarma ve taşıma yetenekleri vardır. Sondaj ve tamamlama işlemleri yüzeydeki bir platformdan gerçekleştirilir. Şu anda 250 kilometreye/150 mile kadar yatay mesafeler mümkündür. Sektörün amacı, çoklu kuyu platformları, işleme ve kıyıya doğrudan bağlantı ile tamamen otonom denizaltı üretim tesislerine olanak sağlamaktır. Fotoğraf: Statoil
Sonraki bölümlerde her bir bölümü ayrıntılı olarak ele alacağız. Aşağıdaki özet, her bölümün giriş niteliğinde bir özetidir. Üretim kuyusuna kadar olan faaliyetler (sondaj, borulama, tamamlama, kuyu başı) genellikle "tamamlama öncesi" olarak adlandırılırken, üretim tesisi "tamamlama sonrası" olarak adlandırılır. Geleneksel sahalar için, başlangıç sermaye harcamaları genellikle yaklaşık olarak aynıdır.
Kuyu başı, rezervuara doğru inen gerçek petrol veya doğalgaz kuyusunun tepesinde yer alır. Kuyu başı aynı zamanda, basıncı ve seviyeleri koruyarak üretimi en üst düzeye çıkarmak için rezervuara su veya gaz enjekte etmek amacıyla kullanılan bir enjeksiyon kuyusu da olabilir.
Doğalgaz veya petrol kuyusu açıldıktan ve ticari olarak çıkarılabilir miktarda doğalgazın mevcut olduğu doğrulandıktan sonra, petrol veya doğalgazın formasyondan yüzeye akmasını sağlamak için kuyu "tamamlanmalıdır". Bu işlem, kuyu deliğinin muhafaza borusu ile güçlendirilmesini, formasyonun basınç ve sıcaklığının değerlendirilmesini ve kuyudan verimli bir doğalgaz akışı sağlamak için uygun ekipmanın kurulmasını içerir. Kuyu akışı bir kısma vanası ile kontrol edilir.
Biz, karada veya açık deniz yapısının güvertesinde yapılan kuru tamamlama ile yüzeyin altındaki denizaltı tamamlama arasında ayrım yapıyoruz. Genellikle "Noel ağacı" olarak adlandırılan kuyu başı yapısı, üretim ve kuyu bakımına ilişkin bir dizi işleme olanak sağlamalıdır. Kuyu bakımı, kuyuyu korumak ve üretim kapasitesini artırmak için kullanılan çeşitli teknolojileri ifade eder.
Karada , bireysel kuyu akışları, toplama boru hatları ve dağıtım sistemlerinden oluşan bir ağ üzerinden ana üretim tesislerine getirilir. Bu boru hatlarının amacı, belirli bir üretim seviyesi için, mevcut kuyulardan en iyi rezervuar kullanım oranına sahip kuyu akış bileşiminin (gaz, petrol, su vb.) seçilebilmesi için üretim "kuyu setlerinin" kurulmasına olanak sağlamaktır.
Gaz toplama sistemlerinde, bu resimde gösterildiği gibi, ayrı ayrı toplama hatlarının manifolda bağlanması yaygındır. Çok fazlı akışlarda (gaz, petrol ve su karışımı), çok fazlı akış ölçerlerin yüksek maliyeti, gerçek akışı hesaplamak için kuyu test verilerini kullanan yazılım tabanlı akış hızı tahmincilerinin kullanımına yol açar.
Açık denizde , ana saha merkezindeki kuru tamamlama kuyuları doğrudan üretim manifoldlarına bağlanırken, dıştaki kuyu başı kuleleri ve denizaltı tesisleri çok fazlı boru hatları aracılığıyla üretim yükselticilerine geri bağlanır. Yükselticiler, bir boru hattının üst yapıya "yükselmesini" sağlayan bir sistemdir. Yüzer yapılar için bu, ağırlığı ve hareketi dengelemenin bir yolunu içerir. Ağır ham petrol ve Arktik bölgelerde, viskoziteyi azaltmak ve akışı sağlamak için seyrelticiler ve ısıtma gerekebilir.
Bazı kuyulardan elde edilen saf gaz, doğrudan gaz arıtma ve/veya sıkıştırma işlemlerine alınabilir. Daha sıklıkla, kuyu gaz, petrol ve su karışımı üretir ve bu karışımda ayrıştırılıp işlenmesi gereken çeşitli kirleticiler bulunur. Üretim ayırıcıları birçok farklı form ve tasarımda olup, klasik varyantı yerçekimi ayırıcısıdır. Fotoğraf: JL Bryan Petrol Sahası Ekipmanları
Yerçekimiyle ayırma işleminde, kuyu akışı yatay bir kaba beslenir. Bekleme süresi tipik olarak beş dakikadır; bu süre içinde gaz kabarcıklar halinde dışarı çıkar, su dibe çöker ve yağ ortadan alınır. Uçucu bileşenlerin kontrollü bir şekilde ayrılması için basınç genellikle birkaç aşamada (yüksek basınçlı ayırıcı, düşük basınçlı ayırıcı vb.) düşürülür. Ani basınç düşüşü, kararsızlığa ve güvenlik tehlikelerine yol açan ani buharlaşmaya neden olabilir.
Çoğu tesiste yerel gaz depolamasına izin verilmez, ancak petrol genellikle bir gemiye yüklenmeden önce depolanır; örneğin, petrolü daha büyük bir tanker terminaline veya doğrudan ham petrol taşıyıcısına götüren bir mekik tankeri gibi. Doğrudan boru hattı bağlantısı olmayan açık deniz üretim tesisleri genellikle tabanda veya gövdede ham petrol depolamasına güvenir ve bu da bir mekik tankerinin haftada yaklaşık bir kez boşaltma yapmasına olanak tanır. Daha büyük bir üretim kompleksi genellikle, talepteki değişiklikleri, taşıma gecikmelerini vb. karşılamak için farklı kalitedeki ham petrolün depolanmasına olanak tanıyan ilgili bir tank çiftliği terminaline sahiptir.
Ölçüm istasyonları, işletmecilerin üretim tesisinden ihraç edilen doğal gaz ve petrolü izlemelerine ve yönetmelerine olanak tanır. Bu istasyonlar, doğal gaz veya petrolün boru hattından akışını engellemeden akışını ölçmek için özel sayaçlar kullanır.
Bu ölçülen hacim, üreticiden müşteriye (veya şirket içindeki başka bir bölüme) mülkiyet devrini temsil eder ve mülkiyet devri ölçümü olarak adlandırılır. Satılan ürünün faturalandırılmasının yanı sıra üretim vergileri ve ortaklar arasındaki gelir paylaşımının da temelini oluşturur. Doğruluk gereksinimleri genellikle devlet yetkilileri tarafından belirlenir.
Tipik olarak, bir ölçüm tesisatı, tek bir sayacın tüm kapasite aralığını kapsaması gerekmemesi için bir dizi sayaç hattından ve sayaç doğruluğunun düzenli aralıklarla test edilip kalibre edilebilmesi için ilgili doğrulama devrelerinden oluşur.
Yardımcı sistemler, hidrokarbon proses akışını yönetmeyen ancak ana proses güvenliğine veya yerleşim yerlerine bazı hizmetler sağlayan sistemlerdir. Tesisin konumuna bağlı olarak, bu tür birçok işlev, elektrik gibi yakındaki altyapıdan sağlanabilir. Birçok uzak tesis tamamen kendi kendine yeten yapıdadır ve kendi enerjisini, suyunu vb. üretmek zorundadır.
Değer zincirinin orta aşaması genellikle doğalgaz tesisleri, LNG üretimi ve yeniden gazlaştırma ile petrol ve doğalgaz boru hattı taşıma sistemleri olarak tanımlanır.
 |
| Şekil 3. Orta akış tesisleri |
Gaz işleme, saf doğal gazdan çeşitli hidrokarbonların ve sıvıların ayrılarak "boru hattı kalitesinde" kuru doğal gaz üretilmesini içerir. Büyük taşıma boru hatları genellikle boru hattına girmesine izin verilen doğal gazın bileşimine kısıtlamalar getirir. Doğal gaz taşınmadan önce saflaştırılmalıdır.
Doğal gazın kaynağı ne olursa olsun, ham petrolden (varsa) ayrıldıktan sonra genellikle diğer hidrokarbonlarla, özellikle etan, propan, bütan ve pentanlarla karışım halinde bulunur. Ayrıca, ham doğal gaz su buharı, hidrojen sülfür (H2S), karbondioksit, helyum, azot ve diğer bileşikleri içerir.
"Doğal gaz sıvıları" (NGL) olarak bilinen ilişkili hidrokarbonlar, petrol rafinerileri veya petrokimya tesisleri için hammadde ve enerji kaynağı olarak kullanılmaktadır.
Saf doğal gaz kuyusundan çıkan gaz, doğrudan boru hattı taşıma sistemine beslenecek kadar yeterli basınca sahip olabilir. Ayırıcılardan çıkan gaz ise genellikle o kadar çok basınç kaybetmiştir ki, taşınabilmesi için yeniden sıkıştırılması gerekir. Türbin tahrikli kompresörler, sıkıştırdıkları doğal gazın küçük bir kısmını kullanarak enerji elde ederler. Türbinin kendisi, doğal gazı sıkıştırıp boru hattından pompalayan bir tür fan içeren santrifüj kompresörü çalıştırmak için kullanılır. Bazı kompresör istasyonları, santrifüj kompresörü döndürmek için bir elektrik motoru kullanılarak çalıştırılır. Bu tür sıkıştırma, borudan herhangi bir doğal gaz kullanımını gerektirmez; ancak, yakınlarda güvenilir bir elektrik kaynağı gerektirir. Sıkıştırma, yıkayıcılar (sıvı damlacıklarını uzaklaştırmak için) ve ısı eşanjörleri, yağlama yağı arıtma vb. gibi çok sayıda ilgili ekipmanı içerir.
Boru hatlarının çapı 15 ila 120 cm arasında değişebilir. Verimli ve güvenli çalışmalarını sağlamak için operatörler, boru hatlarını korozyon ve kusurlar açısından düzenli olarak incelerler. Bu, "pig" olarak bilinen gelişmiş ekipmanlarla yapılır. Pigler, borunun içini değerlendirmek için boru hatlarına doğru hareket ettirilen akıllı robotik cihazlardır. Pigler, boru kalınlığını, yuvarlaklığını test edebilir, korozyon belirtilerini kontrol edebilir, küçük sızıntıları ve boru hattının içindeki gaz akışını kısıtlayabilecek veya boru hattının çalışması için potansiyel bir güvenlik riski oluşturabilecek diğer kusurları tespit edebilir. Bir pigi boru hattına gönderme işlemine "pigleme" denir. İhracat tesisinde, pigleri boru hattına güvenli bir şekilde yerleştirmek ve çıkarmak için gerekli ekipmanların yanı sıra, pig fırlatıcıları ve pig alıcıları olarak adlandırılan basınç düşürme ekipmanları da bulunmalıdır.
Tankerlere yükleme, tanker iskelelerinden, tankerin kötü hava koşullarında bile yanaşmasına ve ürünü yüklemesine olanak tanıyan gelişmiş tek noktadan bağlama ve yükleme sistemlerine kadar çeşitli yükleme sistemlerini içerir.
Esas olarak metan olan doğal gaz, normal ortam sıcaklığında sıvı hale sıkıştırılamaz. Sıkıştırılmış doğal gaz (CNG) gibi özel kullanımlar dışında, boru hattının mevcut olmadığı veya ekonomik olmadığı durumlarda uzun mesafeli gaz taşımacılığı için tek pratik çözüm, -162 °C'de LNG üretmektir. Bu, bir veya daha fazla soğutma aşaması gerektirir. Soğutma işlemi, taşınacak enerjinin %6-10'unu tüketir. Taşıma için özel yalıtımlı tanklı LNG taşıyıcıları gereklidir ve alıcı uçta, boru hattı dağıtımı için LNG'yi buharlaştırmak üzere bir yeniden gazlaştırma terminali kullanılır. Fotoğraf: Cove Point LNG Yeniden Gazlaştırma Terminali
Rafineri, üzerinde anlaşmaya varılan özelliklere göre tanımlanmış bir ürün yelpazesi sağlamayı amaçlar. Basit rafineriler, ham petrolü fraksiyonlara ayırmak için bir damıtma kolonu kullanır ve göreceli miktarlar doğrudan kullanılan ham petrole bağlıdır. Bu nedenle, gerekli miktar ve kalitede nihai ürünler üretmek için uygun bir hammadde ile karıştırılabilecek bir dizi ham petrol elde etmek gereklidir. Fotoğraf: Statoil Mongstad Rafinerisi
Modern bir rafinerinin ekonomik başarısı, mevcut hemen hemen her türlü ham petrolü işleyebilme yeteneğine bağlıdır. Kırma, reformasyon, katkı maddeleri ve harmanlama gibi çeşitli işlemlerle, piyasa talebini karşılayacak miktarda ve kalitede ürünü yüksek fiyatlarla sağlayabilir.
Rafineri operasyonları genellikle havaalanları, benzin istasyonları, limanlar ve sanayi kuruluşları gibi toplu müşterilere ürün dağıtımı için ürün dağıtım terminallerini de içerir.
Petrol veya doğal gazdan elde edilen kimyasallar – petrokimyasallar – günümüz kimya endüstrisinin vazgeçilmez bir parçasıdır. Petrokimya tesisleri binlerce kimyasal bileşik üretir. Başlıca hammaddeler doğal gaz, kondensatlar (NGL) ve nafta, gazyağı ve benzen gibi diğer rafineri yan ürünleridir. Petrokimya tesisleri, hammaddelerine ve birincil petrokimyasal ürünlerine göre üç ana ürün grubuna ayrılır:
Olefinler arasında etilen, propilen ve bütadien bulunur. Bunlar plastiklerin (polietilen, polyester, PVC), endüstriyel kimyasalların ve sentetik kauçuğun ana kaynaklarıdır.
Aromatikler arasında benzen, toluen ve ksilenler bulunur; bunlar aynı zamanda plastiklerin (poliüretan, polistiren, akrilatlar, naylon) yanı sıra sentetik deterjanlar ve boyaların da kaynağıdır.
Sentez gazı (sentez gazı), metan ve buhar arasında buhar reformasyonu yoluyla karbonmonoksit ve hidrojen karışımı oluşturularak elde edilir. Amonyak (örneğin gübre üresi için) ve çözücü ve kimyasal ara madde olarak metanol üretiminde kullanılır. Sentez gazı ayrıca sentetik dizel üreten Fischer-Tropsch prosesi gibi diğer prosesler için de hammadde görevi görür.
 |
Fotoğraf: DOW, Terneusen, Hollanda LNG (Liquefied Natural Gas) sıvılaştırılmış doğal gaz için kullanılan bir kısaltmadır. Doğal gazın sıvılaştırılmasının sebebi ise taşıma ve depolama kolaylığıdır. LNG, doğal gazın 1/600 oranında sıkıştırılarak sıvı hale geçişi ile elde edilir. Dolayısıyla 1 metreküp LNG, 600 metreküp doğal gaz anlamına gelmektedir. Doğal gazın hacminin bu kadar yüksek bir oranda azaltılabilmesi ve bu şekilde depolanması veya taşınabilmesi için ise -162 santigrat derecede tutulması gerekmektedir. Doğal gazın ana bileşeni olan Metan 1886 yılında sıvılaştırılmıştır. Doğal gazın depolama amaçlı olarak sıvılaştırılması ise 1930'lu yıllarda gerçekleşmiştir. Bu tarihten sonra ise LNG'nin ticari kullanımı artmıştır. Böylece artık birim hacimda daha fazla enerji depolanabilir ve taşınabilir hale gelmiştir. Böylece doğal gazın ticari ürün olma özelliği bir kat daha artmıştır. Özellikle LNG gemilerinin sayısının artmasıyla birlikte doğal gaz ticareti yalnızca boru hatlarına bağlı bir sektör olmaktan çıkmıştır. Türkiye, kullandığı birincil enerjinin büyük bir kısmını ithal etmekte, bu enerjinin ise büyük bir kısmını ısınma ve elektrik üretimi amaçlı olarak tüketilen doğal gaz oluşturmaktadır. Türkiye'nin doğal gaz konusundaki problemi ise kaynak çeşitliliğinin yeterli olmamasıdır. Türkiye'de doğal gaz rezervi ve üretimi yeterli olmaktan çok uzaktır (yaklaşık % 99 ithal) bu sebeple talebin arz ile dengelenebilmesi için teknik imkanların tamamı seferber edilmeye çalışılmaktadır. Özellikle Rusya ile yaşanan kriz esnasında hiç kimse "Rusya bize savaş açar mı?" diye düşünmemiştir. İnsanların aklına gelen ilk konu -yaklaşan kış mevsiminin de etkisiyle- "Rusya doğal gaz akışını keser mi?" olmuştur. Türkiye'nin yıllık doğal gaz tüketimi yaklaşık olarak 50 milyar metreküptür. Bu miktarın yaklaşık % 55'i Rusya'dan boru hatları ile (Mavi Akım ve Batı Hattı), % 14'lük kısmı LNG gemileri ile ve geri kalan % 30'luk kısmı ise yine boru hatları ile Azerbaycan ve İran'dan ithal edilmektedir. Türkiye'nin herhangi bir sebeple boru hatları ile aldığı doğal gazda herhangi bir kesinti yaşanması durumunda spot LNG pazar dengeleyici bir çözüm olarak akla gelmektedir. Sıvı halde gemilerle gelen LNG'nin depolanması ve yeniden gazlaştırılmasına yönelik kapasiteler bu çözümün yeterliliğini göstermektedir. Türkiye'de iki adet LNG gazlaştırma tesisi bulunmaktadır. Bunlar BOTAŞ'a ait Marmara Ereğlisi gazlaştırma tesisi ve EGEGAZ'a ait Aliağa gazlaştırma tesisidir. Bu iki tesisin toplam gazlaştırma kapasitesi yıllık 12 milyar metreküp. Bu da soğuk geçen kış mevsimlerinde yaklaşık 2 aylık tüketimi karşılayabilecek kapasitede olduğu anlamına gelir. Halihazırda tüketilen LNG dikkate alındığında ise Türkiye'nin depolama kapasitesi ile iki haftalık doğal gaz stoku bulunmaktadır. Boru hatları ile gelen doğal gazda bir kesinti olması durumunda (iki haftadan daha uzun) LNG ile bu sorunu çözebilir miyiz? Dünyadaki LNG gemileri ortalama 120.000 metreküp kapasiteye sahip. Bu da bir geminin yaklaşık 70.000.000 metreküp doğal gaz taşıyabileceği anlamına geliyor (taşıma esnasında yaklaşık % 5-7 kayıp yaşanmaktadır).Türkiye'de en soğuk dönemlerde ise ayda yaklşaık 5 milyar metreküp doğal gaz tüketilmektedir. Bu durumda yalnızca LNG kullanılması durumunda ayda 120.000 metreküp LNG kapasiteli en az 72 geminin (5.000.000.000/70.000.000) Türkiye'ye LNG taşıması gerekmektedir ki bu oldukça düşük bir ihtimaldir. Her ne kadar LNG'nin yaygınlığı artsa ve çok sayıda LNG gemisi inşaa halinde olsa da bu kapasitedeki 72 geminin bir ay boyunca yalnızca Türkiye için çalışması çok olanaklı değildir. Bir şekilde LNG ithalatı kısmının halledildiğini varsayarsak, Türkiye'de bulunan LNG terminallerinin günlük gazlaştırma kapasitesi ise 35 milyon metreküp. Türkiye'nin sen soğuk dönemdeki günlük doğal gaz tüketimi ise yaklaşık 170 milyon metreküp. Bu da mevcut durumda LNG ile günlük tüketimin en fazla % 20'sini karşılanabileceği anlamında gelmektedir. Bu rakamlardan yola çıkarak, LNG vasıtasyıla sadece İran veya Azerbaycan'dan gelen doğal gazda bir kesinti olması durumunda LNG talebi karşılayabilecek durumda olduğu sonucuna varılabilir (Zaten mevcut talebin %14'ü LNG ile karşılanmaktadır. ayrıca kesintinin süresi de önemli). 2016 yılı itibarıyla, dünyada 621 milyon metreküp LNG kapasitesine sahip 417 gemi bulunmaktadır. Toplam 13 milyon metreküp LNG kapasitesine sahip 84 gemi ise yapım aşamasındadır ve 2019 yılına kadar hepsi teslim edilecektir. Gelecekte LNG'nin öneminin artacağı çok açık ancak orta vadede boru hatları ile taşıma ağırlığını korumaya devam edecektir. LNG ise, yüksek miktarda doğal gaz ve bağımlılık içeren boru hatlarında ortaya çıkan problemleri dengeleyici bir unsur olacaktır. |
Etiketler
Nasıl Yapılır?