مقاله ترجمه شده موقعیت و مسیر بر روی سطح زمین قابل ویرایش با فرمت doc به همراه اصل مقاله انگلیسی

مقاله ترجمه شده موقعیت و مسیر بر روی سطح زمین قابل ویرایش با فرمت doc به همراه اصل مقاله انگلیسی

دسته بندی	فنی و مهندسی
بازدید ها	6
فرمت فایل	doc
حجم فایل	10840 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	33

فروشنده فایل

کد کاربری 4558

تمام فایل ها

مقاله ترجمه شده موقعیت و مسیر بر روی سطح زمین قابل ویرایش با فرمت doc به همراه اصل مقاله انگلیسی

مقدمه

ناوبری فرایند برنامه ریزی و انجام حرکت انتقالی همه نوع از مکانی به دیگری ، در دریا ، در هوا ، بر روی زمین یا در فضا می باشد. ناوبری کشتی ها و تمامی شناورهای آب برد را ناوبری دریایی می نامند که آن را از ناوبری در سایر محیط ها متمایز می سازد و آن ناوبری دریایی است که در این کتاب و جلد همراه آن است که هر دو یک نسخه ی جدیدی بنام راهنمای ناوبری نیروی دریایی را تشکیل می دهند.

در سه سال گذشته شاهد پیشرفت های مهمی در تکنیک های ناوبری بودیم. بشر بر روی ماه پاگذاشت. فضاپیما مناطق بیرونی منظومه شمسی را کشف کردند. تکنیک های جدیدی برای ناوبری فضایی که ناوبری دریایی مفیدی داشته اند توسعه یافت: جزئیات مطالعه ی نخستین ماهواره ها در مدار حول زمین منجر به توسعه ی سیستم ماهواره ای ناوبری سرتاسرجهان شد که می توان گفت موقعیت خود ناوبری کشتی با یک دقت از چند صد متر قرار داشت. سیستم های ناوبری خودکار به کمک کامپیوتر ، ناوبر را قادر می ساختند بطور مداوم و دقیق مسیر را حفظ کنند و از تصادم جلوگیری کنند. ماشین حساب های دستی و کامپیوترهای رومیزی او را قادر می ساختند تا جهت ها و فاصله های پیرامون جهان را با دقت بیشتر محاسبه کنند و شکل صحیح زمین را در نظر بگیرند.

اصول ناوبری دریایی بدون تغییر بوسیله ی تکنیک های جدید باقی می ماند؛ از اینرو حالت موضوع در این راهنما جهت بیان مجدد اصول طراحی شده است در حالی که آخرین روش ها بازتاب می شود. جلد I ضروریات ناوبری دریایی – موقعیت و مسیر بر روی سطح زمین ، پروژه های نقشه ای ، نمودارها و نشریه ، کارنموداری ، جزر و مد ، ناوبری ساحلی و خلبانی سروکار دارد. خلاصه ی مثلثات کروی و صفحه ای ، اثبات فرمول و غیره ممکن است در ضمایم پشت کتاب یافت شود. سرآغاز این فصل بخش های پایه همراه با موقعیت و مسیر بر روی سطح زمین را معرفی می کند.

موقعیت بر روی سطح زمین

زمین

زمین کاملاً کروی نیست ؛ آن اندکی مسطح است ، ابعاد کوچکتر در حدود 24 مایل کمتر از بزرگتر وجود دارد. شکل زمین به عنوان یک کره ی پهن شده ( شکل 1-1 ) با بیشترین (a) و کمترین (b) شعاع تقریبی 3444 و 3432[1] مایل دریایی بین المللی شناخته شده است. زمین با کوتاهترین ابعاد آن PP₁ بنام محور می چرخد ، سر و ته هرکدام را قطبین می نامند. کره پهن شده شکلی است که بوسیله ی حرکت انتقالی یک نیمه بیضی مثل PWP₁ در شکل 1-1 ، درحدود محورهای آینه ای PP1 ردیابی می شود. موقعیت های متوالی PWP1 را نصف النهار می نامند. نصف النهار از طریق گرینویچ بنام نصف النهار مبدا می گذرد. دایره توسط W بنام استوا ردیابی می شود.

زمین با محورهای آن PP1 در مسیر نشان داده شده با پیکان می چرخد. مسیر چرخش شرق نام دارد و خلاف جهت آن غرب است. قطب شمال در قسمت چپ و قطب جنوب در قسمت راست از نمای شرقی مشاهده گر قرار دارد.

---

[1] این اشکال برای کره بین المللی (1924) گرفته شده است که در فصل 3 توضیح داده شده است.

موقعیتمسیر بر روی سطح زمین قابل

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

دسته بندی	اقتصاد
بازدید ها	18
فرمت فایل	doc
حجم فایل	538 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	106

فروشنده فایل

کد کاربری 1024

تمام فایل ها

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. 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.

1. 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.

1. 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:

1. فن آوری پیشرفته و تحمیل آن به جهان سوم.
2. قدرت مالی وسیع.
3. برنامه ریزی سیاسی ـ اقتصادی بلند مدت و پیگیری آن از طرق مختلف.
4. استفاده از وسایل ارتباط جمعی.
5. استفاده از تضادهای منطقه­ای و تهدید و تشویق کشورهای ضعیف.
6. استفاده از نهادهای بین المللی مانند حق وتو جهت اعمال و پیاده نمودن سیاست های سلطه اقتصادی و سیاسی.
7. استفاده از وسایل پیشرفته فضایی برای کسب اطلاعات.
8. 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:

1. Good Petroleum Practice؛ یعنی انجام فعالیت­های نفتی باید بر اساس ضوابط علمی و منطقی باشد.
2. 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:

1. 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.
2. 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.
3. 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.

1. 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.

1. 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.

1. 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.

1. 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:

1. ارقام 100و 20 هزار بشکه برای این مخازن بالاست و این مخازن نمی­تواند در چنین سطحی تولید داشته باشند.
2. 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.

1. 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 می_یابد.

_{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.

موقعیتنفت و گازکشوربازارهای نفت و گاز جهانموقعیت نفت و گاز کشورموقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهانپروژهپژوهشمقالهجزوهتحقیقدانلود پروژهدانلود پژوهشدانلود مقالهدانلود جزوهدانلود تحقیق

موقعیت منطقه سد ارواک مشهد از نظر زمین شناسی و اکتشاف

سد ارواک در فاصله 70 کیلومتری شمال غرب شهر مشهد و در فاصله 52 کیلومتری ارواک ، در طول جغرافیایی و عرض جغرافیایی بر روی رودخانه ارواک واقع می گردد

دسته بندی	زمین شناسی
بازدید ها	35
فرمت فایل	doc
حجم فایل	219 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	134

فروشنده فایل

کد کاربری 15

تمام فایل ها

سد ارواک در فاصله 70 کیلومتری شمال غرب شهر مشهد و در فاصله 5/2 کیلومتری ارواک ، در طول جغرافیایی و عرض جغرافیایی بر روی رودخانه ارواک واقع می گردد . این سد یک سد خاکی با هسته رسی به ارتفاع 5/55 متر از بستر رودخانه و طول تاج 415 متر و حجم کل مخزن 30 میلیون متر مکعب می باشد . هدف از ساخت این سد ، تأمین آب شرب شهر مشهد و کشاورزی اراضی پایین دست می باشد .

در این تحقیقات بررسی های زمین شناسی و ژئوتکنیکی برای ساختگاه سه صورت گرفته است . ساختگاه سد ارواک و مخزن را آهک و آهکهای مارنی سازند مزدوران و چمن و رسوبات کواترنری تشکیل می دهند . توده های سنگی محل سد براساس رده بندی های مهندسی Q ، RMR و GSI مورد ارزیابی قرار گرفته است براساس این رده بندی ها توده های سنگی محل سد ، در رده سنگهای مناسب قرار دارند . برای جلوگیری از هدر رفتن آب و بهسازی توده سنگی و پی آبرفتی و ساختگاه سد از نتایج آزمایشهای لوژان و لفران صورت گرفته استفاده شده است و ارائه راهکار مناسب و ارزیابی عملیات تزریق در تکیه گاه چپ سد ارواک مورد ارزیابی و تحلیل قرار گرفته است که نتیجه موفقیت عملیات تزریق می باشد .

فهرست مطالب

چکیده

فصل اول – کلیات

1-1- مقدمه

1-2- اهداف و اهمیت موضوع

1-3- مختصات جغرافیایی ساختگاه سد

1-4- مشخصات فنی

1-5- راههای دسترسی به سد

1-6- بررسی آب و هوایی منطقه و محل پروژه

1-7- مطالعات و بررسی های قبلی

1-8- روش مطالعه

1-8-1- مطالعات زمین شناسی

1-8-2- مطالعات لیتپولوژیکی

1-8-3- مطالعات زمین شناسی ساختمانی

1-8-4- مطالعات ژئوتکنیکی

1-8-5- نقشه های زمین شناسی و زمین شناسی مهندسی

فصل دوم – بررسی روشهای تحقیق و لزوم اجرای طرح

2-1- مقدمه

2-2- اهمیت احداث سد و انتخاب نوع آن

2-3- سدهای خاکی

2-4- انواع سدهای خاکی

2-5- ساختگاه سد سنگهای کربناتی

2-5-1- سنگ آهک

2-5-2- بررسی خصوصیات مهندسی سنگ آهک

2-5-3- برخی از پارامترهای سنگهای آهکی

2-5-4- بررسی انحلال پذیری سنگ آهک

2-6- روش تحقیق

2-6-1- زمین شناسی

2-6-2- ویژگی های ژئوتکنیکی سنگ بکر

2-6-3- طبقه بندی مهندسی توده سنگ

2-6-3-1- طبقه بندی RMR و Q

2-6-3-2- طبقه بندی اندیس مقاومت زمین شناسی ( GSI )

2-6-4- ویژگی های ژئوتکنیکی توده سنگی

2-6-5- مطالعه خواص ژئوتکنیکی آبرفت محل پی

فصل سوم – زمین شناسی

3-1- مقدمه

3-2- زمین شناسی عمومی منطقه

3-2-1- ژئومورفولوژی

3-2-2- سنگ چینه شناسی

3-2-2-1- ژوراسیک

3-2-2-1-1- سازند کشف رود

3-2-2-1-2- سازند چمن بید

3-2-2-1-3- سازند مزدوران

3-2-2-2- کر تا سه

3-2-2-2-1- سازند شورجه

3-2-2-2-2- سازند تیرگان

3-2-2-2-3- سازند سرچشمه

3-2-2-2-4- سازند سنگانه

3-2-2-2-5- سازند آیتامیر

3-2-2-2-6- سازند آبدراز

3-2-2-7- سازند آبتلخ

3-2-2-2-8- سازند نیزار

3-2-2-2-9- سازند کلات

3-2-2-2-10- سازند نفته

3-2-3- پالئوژن

3-2-3-1- سازند پسته لیق

3-2-3-2- سازند چهل کمان

3-2-3-3- سازند خانگیران

3-2-3-4- نئوژن

3-2-4- نهشته های کواترنر ( رسوبات جوان )

3-2-5- زمین ساخت منطقه ای

3-3- زمین شناسی مهندسی ساختگاه سد

3-3-1- ژئومورفولوژی محل سد

3-3-2- زمین ساخت محل سد

3-3-3- ناپیوستگی های تکیه گاه سد

3-3-3-1- بررسی ویژگی های مهندسی درزه ها

3-4- هیدروژئولوژی ساختگاه سد

3-4-1- بررسی سطح آب زیر زمینی در گمانه های اکتشافی

3-4-2- بررسی میزان نفوذ پذیری در توده سنگی و مصالح آبرفتی ساختگاه سد

فصل چهار – بررسی خواص ژئوتکنیکی آبرفت ساختگاه سد

4-1- مقدمه

4-2- بررسی ویژگی های خاکها

4-3- طبقه بندی رسوبات آبرفتی ساختگاه سد

4-4- بررسی خواص هیدرولیکی مصالح آبرفتی

4-4-1- آزمایش نفوذ پذیری لونران

4-4-2- قطعه لوفران پایین تر از سطح آب زیر زمین ( GWL)

4-4-2-1- آزمایش با بارخیزان

4-4-2-2- آزمایش با بار ثابت

4-4-2-3- آزمایش با بار افتان

4-4-3- محاسبه ضریب نفوذ پذیری

4-4-3-1- محاسبه ضریب نفوذ پذیری آزمایش با بار خیزان

4-4-3-2- محاسبه ضریب نفوذ پذیری آزمایش با بار ثابت

4-4-3-3- محاسبه ضریب نفوذ پذیری آزمایش با بار افتان

4-4-4- نفوذ پذیری مصالح آبرفتی ساختگاه سد

4-5- بررسی نفوذ پذیری گروههای مختلف رسوبات مصالح آبرفتی ساختگاه سد

4-6- بررسی پارامترهای مقاونتی و تراکمی مصالح آبرفتی ساختگاه سد

4-6-1- آزمون نفوذ استاندارد ( SPT )

4-6-2- آزمون نفوذ مخروطی ( CPT )

4-6-3- رابطه بین

فصل پنجم – بررسی خصوصیات ژئوتکنیکی توده سنگ

5-1- مقدمه

5-2- آزمایشات برجای مکانیک سنگ

5-3- ارزیابی کیفی توده سنگ براساس ضریب RQD

5-4- بررسی خصوصیات هیدرولیکی توده سنگ

5-4-1- مسیرهای هیدرولیکی سنگ

5-4-2- آزمایش فشار آب

5-4-3- آزمایش لوژان

5-4-3-1- روشهای مختلف تعیین عدد لوژان

5-4-3-2- حساسیت آزمایش لوژن

5-4-5- نفوذ پذیری توده سنگی ساختگاه سد

فصل ششم – بررسی ویژگی های ژئوتکنیکی سنگ بکر و طبقه بندی مهندسی توده های سنگی

6-1- مقدمه

6-2- بررسی های آزمایشگاهی

6-2-1- ویژگی های فیزیکی

6-2-1-1- تخلخل

6-2-1-2- میزان جذب آب

6-2-1-3- وزن واحد حجم سنگها

6-2-2- ویژگیهای مکانیکی

6-2-2-1- مقاومت فشاری تک محوری

6-2-2-1- زاویه اصطکاک داخلی

6-2-2-2-مقاومت چسبندگی

6-3- طبقه بندی مهندسی سنگ بکر

4-6- رده بندی مهندسی توده سنگ ساختگاه سد ارواک

6-4-1- انواع مختلف طبقه بندی

6-4-1-1- طبقه بندی ژئو مکانیکی RMR

6-4-1-2- طبقه بندی Q

6-4-1-3- طبقه بندی GST

فصل هفتم – نتیجه گیری و پیشنهادات

7-1- نتیجه گیری

7-2- پیشنهادات

فهرست منابع فارسی

فهرست منابع لاتین

موقعیتمنطقهسد ارواکمشهدزمین شناسیاکتشاف

موقعیت منطقه آباده از نظر زمین شناسی و اکتشاف

محدوده مورد اکتشاف به مساحت 30 کیلومتر در نقشه زمین شناسی چهار گوش آباده به مقیاس 1250000می باشد که در 111 کیلومتری جنوب غربی استان یزد و 25 کیلومتری روستای شواز واقع شده است

دسته بندی	زمین شناسی
بازدید ها	31
فرمت فایل	doc
حجم فایل	6024 کیلو بایت
تعداد صفحات فایل	120

فروشنده فایل

کد کاربری 15

تمام فایل ها

محدوده مورد اکتشاف به مساحت 30 کیلومتر در نقشه زمین شناسی چهار گوش آباده به مقیاس 1:250000می باشد که در 111 کیلومتری جنوب غربی استان یزد و 25 کیلومتری روستای شواز واقع شده است.از این مسافت 21 کیلومتر جاده فرعی خاکی و 90 کیلومتر آن آسفالت می باشد از نظر آب و هوایی کویری است و در مرکز کفه طاقستان قرار گرفته و جزئی از بیابان های داخلی ایران مرکزی محسوب می گردد.

داده های این منطقه متشکل از 8 پروفیل طولی و 9 پروفیل عرضی بوده که در انها برداشت های مغناطیسی انجام شده و 7 پروفیل عرضی و یک پروفیل طولی که برداشتهای گرانی انجام شده است. در این پروژه از نرم افزار های زیر استفاده شده که در متن به طور مفصل مورد بحث قرار خواهند گرفت.

الف) Excel: برای وارد کردن اطلاعات اولیه و ساختن فایلهای نرم افزارهای مختلف.

ب) Surfer: برای Grid کردن فایلهای مورد نظر و رسم نقشه های هم مقدار مغناطیسی و گرانی.

ج) MagPick: برای انجام تبدیلات لازم ( از قبیل ادامه فراسو، تبدیل به قطب و شبه گرانی بر روی نقشه شدت مغناطیسی کل منطقه و ادامه فراسو بر روی نقشه گرانی سنجی.

فهرست مطالب

مقدمه

فصل اول: کانی های مغناطیسی وخواص مغناطیسی زمین

1-1) مغناطیس زمین

1-2) عناصر مغناطیس زمین و خواص مشخصه ان ها

1-3) خواص مغناطیسی اجسام و کانی ها

1-3-1) کانی های دیا مغناطیس

1-3-2) کانی های پارامغناطیس

1-3-3) کانی های فرومغناطیس

1-3-4)خودپذیری مغناطیسی

1-4) خواص مغناطیسی سنگ ها

فصل دوم: روش های تعبیر و تفسیر مغناطیسی وگرانی

2-1)تفسیر نقشه های مغناطیسی

2-2)تعبیروتفسیرکیفی یافته های مغناطیسی

2-3)استفاده از یافته های مغناطیسی در تکمیل نقشه های مغناطیسی

2-4)اکتشاف مغناطیسی برای کانسنگ آهن

2-5) اکتشاف مغناطیسی برای کانی های غیر مغناطیسی

2-6) اکتشاف مغناطیسی برای مواد هیدرو کربنی

2-7)برداشتهای گرانی

2-7-1)کلیات

2-7-2)برداشت صحرایی

فصل سوم: کلیاتی از نرم افزار های به کار رفته در این مجموعه

3-1)نرم افزارSurfer

3-1-1)رسم نقشه در نرم افزارSurfer

3-1-2)آماده سازی اطلاعات برای نرم افزار mag pick

3-2)نرم افزارMag pick

3-2-1)ادامه فراسو (UpWard Continuation )

3-2-2) تبدیل به قطب مغناطیسی و شبه گرانی

3-2-3) مدل سازی مغناطیسی برپایه داده های شبکه بندی شده

3-3) نرم افزار Mag2dc

3-3-1) توضیحاتی در مورد این نرم افزار

3-3-2) روش کار

3-3-3) آشنایی با برخی از منوهای این نرم افزار

3-4)نرم افزار Grav2dc

3-5) نرم افزار signal proc

فصل چهارم: زمین شناسی منطقه مورد مطالعه

4-1)زمین شناسی ناحیه ای

4-2)زون سنگهای آذرین و رسوبی جوان(زون مرکزی)

4-3)زمین شناسی منطقه ای

4-4)موقعیت جغرافیایی منطقه

فصل پنجم: تعبیر و تفسیر اطلاعات موجود از منطقه

5-1)عملیات ژئوفیزیکی

5-2)تعبیر و تفسیر انومالی های مغناطیسی

5-2-1)رسم پروفیل هاو تفسیر ان ها

5-2-2)ادامه فراسو (UpWard Continuation )

5-2-3)شبه گرانی (Pseudo Gravity )

5-2-4)تعیین محل توده به روش سعی و خطا در نرم افزارMag pick

5-3)استفاده از نرم افزار signal procدر تعبیر وتفسیر

5-4)استفاده از نرم افزار Mag2dcدر مدل سازی دو بعدی

5-5)تخمین عمق تقریبی انومالی با استفاده از روش نصف –عرض

5-5-1)مراحل انجام کار

5-6)تخمین ذخیره ماده معدنی با استفاده از داده های گرانی سنجی

5-7)تحلیل گمانه های اکتشافی وترانشه های حفاری شده در منطقه

موقعیتمنطقه آبادهزمین شناسیاکتشاف