مشخصات نفت

نفت خام به جهت وجود ترکیبات گوگرد بوی نامطلوبی دارد. بخش اعظم نفت خام از هیدراتهای کربن تشکیل شده و مقدار کمی عناصر دیگر نیز به آن مخلوط می‌گردد، که این عناصر در زیر با درصدشان نشان داده شده‌اند.

جدول ازسلی (1985)

خواص فیزیکی نفت خام

ویسکوزیته

ترکیبات مولکولی نفت خام

گروههای تشکیل دهنده نفت خام

هیدروکربنها (Hydrocarbons)

• هیدروکربن‌های پارافینی (پارافینها) 
• هیدروکربنهای نفتنی (سیکلوپارافینها یا نفتنیکها ) 
• هیدروکربنهای آروماتیک (بنزنوئیدها) 

غیرهیدروکربنها (Heterocompounds)

وزن مخصوص نفت خام

از خواص فیزیکی نفت خام که ارزش اقتصادی نفت خام بر مبنای آن سنجیده می‌شود، وزن مخصوص آن می‌باشد. لذا سنجش و نحوه محاسبه فرمول آن مهم است. اکثر کشورهای جهان ، وزن مخصوص نفت خام را برحسب درجه A.P.I که یک درجه بندی آمریکائی است، محاسبه می‌کنند. مشابه همین درجه بندی و سنجش ، وزن مخصوص نفت خام را در کشورهای اروپائی با درجه بندی Baume محاسبه می‌کنند که از لحاظ مقدار اندکی از درجه A. P.I کمتر می‌باشد.

سنجش وزن مخصوص نفت خام

= درجه A.P.I امریکائی

 = درجه Baume اروپایی

تاثیر درجه حرارت بر وزن مخصوص نفت خام

انواع مختلف نفت برحسب A.P.I

• نفت سنگین با 10 الی 20 درجه A.P.I
• نفت متوسط با 20 الی 30 درجه A.P.I
• نفت سبک با بیش از 30 درجه A.P.I
  
  

حوضه نفتی چیست؟

توزیع جغرافیایی حوضه های نفتی

منشا نفت

اشکال گسترش نفت

گسترش‌های سطحی

• گسترش‌های سطحی به صورت مایع و گاز : در این نوع گسترشهای سطی مواد هیدروکربوری به صورت مایع و یا گاز ، همراه مواد تخریب یافته سر راه ، به سطح می‌رسند و از آن جمله می‌توان به موارد زیر اشاره کرد:
  
  
  • سرچشمه نفت : مواد نفتی ممکن است به صورت گاز یا مایع از طریق درزها ، شکافها ، سطوح گسلی ، سطوح دگرشیبی و یا سطوح چینه‌بندی طبقات به صورت چشمه نفت ، در سطح زمین ظاهر شوند.
    
    
  • گل فشانها و جریانهای گلی : گل فشانها گازهای پرفشار در حال فورانی هستند که همراه آب ، گل ، خرده سنگها و گاهی اوقات هم نفت مایع ، از مجاری‌ای که به سطح زمین راه باز کرده‌اند، خارج می‌شوند.
    
    
• گسترشهای سطحی جامد : در پاره‌ای از موارد گسترشهای سطحی به صورت مایعات بسیار غلیظ و گاهی هم به شکل خمیری دیده می‌شوند، این قبیل نفت‌ها ، تحت نامهای مختلف از قبیل تار ، آسفالت ، موم ، پیچ و قیرهای سخت و شکننده معرفی می‌شوند. و شامل موارد زیر می‌باشند:
  
  
  • نفت‌های جامد پراکنده : نفت آغشته به مواد رسوبی ، به طور مختلف در مجاورت اتمسفر قرار گرفته و به تدریج اکسید شده و به مرور سخت‌تر می‌گردند.
    
    
  • مجتمع‌های نفتی رگه‌ای: گروهی از هیدروکربن‌های جامد، به صورت رگه‌هایی، حفره‌ها و فضاهای خالی داخل طبقات را اشغال کرده‌اند.
    
    
• شیلهای نفتی : واژه شیل نفتی به انواع مختلف شیلهای قیردار که محتوی مقدار قابل ملاحظه مواد آلی است، اطلاق می‌گردد. این مواد که در واقع حد واسط بین مواد آلی اولیه و نفتها است. کروژن نامیده می‌شود.

گسترش‌های نفتی زیرزمینی

• مخازن نفتی : مخزن نفت ساده‌ترین شکل جمع یک ذخیره نفتی در زیر زمین و کوچکترین واحد از نظر اقتصادی است.
  
  
• میدان نفتی : وقتی چند مخزن در وضعیت مشترک و خاص زمین شناسی ، اعم از ساختمانی و یا چینه شناسی ، قرار گرفته باشند، چنین مجموعه و یا گروه مخازن را میدان نفتی می‌گویند.
  
  
• حوضه نفتی|حوضه‌های نفتی حوضه نفتی ، منطقه و یا محدوده جغرافیایی‌ای است که در آن میدانها و مخازن نفتی متعددی ، وجود دارد، که همه آنها در یک مجموعه زمین شناسی مربوط به شرایط محیطی و رسوبی معین و مستقل گرد آمده‌اند.

موارد کاربرد نفت

انرژی موجود در مخازن

در غالب مخازن نفت و گاز موجود در مخازن ، تحت فشار بخصوص آن مخزن قرار دارند. یعنی وقتی که چاهی در یک مخزن نفتی حفر می‌شود در نتیجه فشار موجود در چاه ، نفت بالای چاه و حتی تا سطح زمین نیز می‌تواند بالا بیاید که به اینگونه مخازن در اصطلاح مخازن خود تولید می‌گویند.

فشار مخازن نفتی

گاز جهنده

سفره تحت فشار

فشار آب را در مخازن بزرگ بیشتر نگهداری می‌کنند، چون حجم بزرگتری دارند و آب در بهترین وضعیت حالتی است که در مخزن تحت فشار باشد که به آن اصطلاحا سفره تحت فشار می‌گویند.

آبهای جهنده

نفوذپذیری در مخازن نفتی

ارتباط بین آب و نفت استخراجی از مخازن

دلیل این حالتها

سنگهای ذخیره کربناتی

از سنگهای ذخیره نفت و گاز از نوع کربناتی تا زمانی که درجه اشباع نفتی بین 30 الی 40 درصد و بیشتر باشد چون چسبندگی گاز کمتر است و خیلی راحت از کنار آب عبور می‌کنند، لذا می‌توان فقط گاز استخراج نمود. و در درجه بالاتری از اشباع شدگی ، گاز همراه نفت جریان یافته و در درجه اشباع نفتی حدود 55 درصد ، نفت و گاز نفوذ پذیری مشابهی خواهند داشت.

تاریخچه استخراج نفت

در سايتSynergytechnology   نفت خام سنگين مهمترين منبع انرژي قرن 21 دانسته شده است. متن خلاصه زير ابعاد اهميت موضوع را نشان مي­دهد: با کاهش روزافزون دسترسي به منابع نفت رايج (نفت سبک)، منابع نفت سنگين جهان با ذخيره‌اي در حدود 6 تريليون بشکه، مهمترين منبع انرژي در قرن 21 محسوب خواهد شد. در گذشته، کاهش قيمت نفت و هزينة بالاي برداشت نفت سنگين، توليدکنندگان را به توسعة ميادين نفت سبک و بهره‌برداري از اين منابع وادار مي­کرد. اما افزايش تدريجي قيمت نفت و روند رو به کاهش هزينه‌هاي اکتشاف و از طرف ديگر توسعة ميادين نفت سنگين، توليدکنندگان نفت  را به فعاليت در اين حوزه ترغيب خواهد کرد. فعاليت‌هايي که در ميادين نفت سنگين کشورهايي چون کانادا، ونزوئلا، چين و آمريکا انجام مي‌شود، شاهدي بر اين مدعا است که اهميت و نقش نفت سنگين در توليد انرژي جهاني بيش از گذشته بر توليدکنندگان نفت نمايان شده است. اصولاً نفت سنگين به چه نفتي اطلاق مي‌شود؟ طبقه‌بندي نفت به نفت سبک و سنگين با توجه به دو معيار اساسي صورت مي‌گيرد: 1-گرانروي (Viscosity) 2- درجة API نفت. البته توافق واحدي در جهان در مورد دسته‌بندي نفت‌ها وجود ندارد، اما اغلب، نفت‌هاي با API بالاي 20 را نفت سبک و نفت‌هاي با API پايين­تر از 20 را نفت سنگين تلقي مي‌کنند. پتانسيل توسعه‌اي منابع نفت سنگين به خاطر خواصي که دارد، پايين مي‌باشد. يعني گرانروي بالا، داشتن مقدار سولفور بيش از حد، وجود فلزات مختلف و داشتن اسيد و نيتروژن از عواملي هستند که توليد، انتقال و پالايش آن را پرهزينه مي‌کنند. در بهره‌برداري از منابع نفت سنگين، فعاليت‌ها بيشتر روي کاهش گرانروي نفت متمرکز مي‌شود، چرا که با کاهش گرانروي، حرکت سيال به سمت چاه توليدي تسريع گشته و ميزان برداشت افزايش مي‌يابد. براي کاهش گرانروي، بايد دماي سيال را افزايش داد، که اين کار با فرآيند سيلابزني بخار( Steam flooding ) و يا سيلابزني آتش( Insitu- Combustion or fire flooding ) امکان‌پذير است. همچنين طرح‌هايي در دست تهيه مي‌باشد که از تکنولوژي‌هاي ميکروويو و توليد بخار در مخزن، به‌خصوص در مخازن عميق، براي کاهش گرانروي و توليد نفت سنگين استفاده گردد.   شمار زيادي از مخازن نفتي ايران نيز جزء مخازن نفت سنگين محسوب مي‌شوند که مخزن نفتي "کوه موند" نمونة بارز اين مخازن مي‌باشد. در آينده‌اي نه چندان دور، منابع نفت سبک کشور، کاهش يافته و عده‌اي حتي بر اين باورند که تا سال 2010 عمر بازيابي اقتصادي آنها به سر خواهد آمد. بنابراين بايد فرصت را غنيمت شمرده و به فناوري‌هاي لازم و اقتصادي در زمينه‌هاي اکتشاف، توليد، انتقال و پالايش اين ذخاير دست يابيم؛ کاري که در بسياري از کشورهاي داراي اين منابع شروع شده و ادامه دارد. فناوري مطالعة مخازن در چند زمان انجام مي‌شود که هر يک داراي تفاوت‌هايي با يکديگر مي‌باشند: مرحلة اول, در ابتداي عمر مخزن يعني از زمان فعاليت‌هاي اکتشافي بر روي مخزن شروع مي‌شود. در اين مرحله، مطالعات محدود است و ما تنها مشخصاتي از مخزن را اندازه مي‌گيريم. به‌طور مثال با اندازه‌گيري رسانايي لايه، ميزان آب و نمک را شناسايي مي‌کنيم و يا با اندازه‌گيري‌هاي بر روي مغزه‌ها تخلخل و تراوايي و اشباع‌ها را بررسي مي‌کنيم. در اين مرحله معمولاً روش­هاي اندازه­گيري، روش‌هاي حجمي است که در آن، حجم سنگ و ميزان تخلخل، اشباع نسبت به آب، حجم در جاي نفت، تخميني از نفت قابل استحصال و امثالهم را محاسبه مي‌کنيم. مرحله دوم، مطالعة قسمت توليد مي‌باشد، يعني بعد از توليد، فشار مخزن و ديگر پارامترها را اندازه مي‌گيريم که البته در اين مرحله، تفاوت‌هايي را با مرحله اول شاهد هستيم. در مرحلة مطالعات مخزن بعد از توليد، مدلي رياضي بر اساس اطلاعات به‌دست آمده طراحي مي‌کنيم و فشار و ديگر پارامترهاي محاسبه شده را در زمان مشخص با فشار و پارامترهاي واقعي مقايسه مي‌کنيم. اگر مدل موفق به تطبيق تاريخچة واقعي شد، مدل طراحي شده, مدل مطلوبي است و از آن پس به بعد، مدل مذکور براي پيش‌بيني فعاليت مخزن در نظر گرفته مي‌شود. البته با افزايش اطلاعات مدل مرتباً مورد بررسي قرار مي‌گيرد. بايد اشاره نمود که هيچ مدلي در دنيا وجود ندارد که کاملاً آينده را پيش‌بيني نمايد. موقعي مي‌توانيد با قطعيت اعلام نماييد که شناخت از مخزن به‌طور کامل انجام شده و عمر مخزن به پايان رسيده باشد. در نتيجه، هيچ فرد يا گروهي نمي‌تواند بگويد که آنچه را ما در مورد مخازن مي‌دانيم و پيش‌بيني مي‌کنيم بدون خطا و تماماً براساس واقعيت است. مدل‌هاي مربوط به مخازن با پيشرفت مدل‌هاي نرم‌افزاري و همچنين افزايش اطلاعات بدست آمده از مخزن در طول زمان صحت بيشتري پيدا مي‌نمايند و ضريب اطمينان بالا مي‌رود. به طور مثال, هنگامي که فشار مخزن بالاتر از فشار اشباع باشد، گاز بطور آزاد در مخزن ايجاد نمي‌شود. در نتيجه مخزن در طي اين مدت به يک گونه عمل مي‌کند و در زماني ديگر به شکل ديگري رفتار مي‌کند. ما در زمينه علم و صنعت مخزن مشکلي نداريم. بهترين و باهوش‌ترين مهندسان را دارا هستيم در زمينه دستيابي به مدل‌هاي نرم‌افزاري شبيه­سازي مخازن نيز مشکل نداريم. ولي مشکل اصلي ما در انجام مطالعه و حفظ اين مطالعه مي‌باشد که اين موضوع نيازمند به داشتن يک فرهنگ فني و يک سيستم پويا و پيگير مي‌باشد. يعني بايد بانک اطلاعات در مورد ميادين مورد مطالعه تشکيل شود که اطلاعات بطور کامل در آن نگهداري و به‌روز شود تا از دوباره‌کاري جمع‌آوري اطلاعات در مورد مطالعة مخازن جلوگيري شود. به عنوان مثال, ما بعضي از ميادين را مطالعه کرده‌ايم ولي بعداً اطلاعات آن را براي مطالعه بعدي همين ميدان در اختيار نداشتيم و مجبور شديم براي بدست آوردن برخي اطلاعات از ابتداي کار شروع نماييم.   ¡ خطاي مدل‌سازي در اثر دو عامل است: اول، خطاي اطلاعاتي و خطا در زمينه  برآورد و تهيه داده‌هاي مورد نياز براي ورود به سيستم دوم، خطاي خود سيستم يا در حقيقت عدم وجود بخش‌هاي لازم در مدل هر چه نمونة اطلاعات بدست آمده از مخزن نسبت به تعداد کل اطلاعات مورد نياز کمتر باشد, درصد خطا بالا مي‌رود. درصد خطا روي هر مخزن فرق مي‌نمايد. بطور مثال در‌صد خطاي يک مدل روي مخازن ماسه‌اي به يک ميزان است و روي مخازن ديگر درصد خطاي ديگري دارد. بجز در مساله بکارگيري روش‌هاي ازدياد برداشت و يا هنگاميکه يک مدل مشخصاً مکانيزم خاص و ذيربطي را شامل نباشد, ما هيچ‌گاه نمي‌توانيم بگوييم مدلي غلط است. در اين صورت بايد بگوييم در مقايسه با کدام مدل؟ اين امر در مواقعي که کلية مدل‌ها فاقد مکانيزم مورد نظر باشند نيز صدق مي‌کند. دو مدل را با هم مي‌شود مقايسه کرد ولي در مورد استفاده­کردن يک مدل به استثناء موارد فوق، به تنهايي نمي‌توان اظهارنظر کرد. من هيچ وقت عقيده ندارم که مطالعات مخازن ما کامل‌ترين مطالعات مخازن است ولي آيا چون ضريب اطمينانمان 100 نيست (حتي شايد 90 هم نيست) بايد مدل‌هاي شبيه‌سازي را بکار نبرد تا ضريب اطمينان اين مدل بالا برود؟   مدل­هاي مذکور بطور عمده براي مخازن غير از اکثر مخازن (کربناتي شکافدار) طراحي شده­اند. ما بايد تمام سعي خود را بکار ببريم تا اين مدل‌ها را تعديل نماييم و با شرايط موجود تطبيق بدهيم ولي اين موضوع دليل نمي‌شود مدل‌ها را کنار بگذاريم و از آنها استفاده نکنيم.   ¡ بطور کلي بايد گفت مشکل اصلي در کشور ما، فقدان علم نيست بلکه عدم آشنايي با تکنولوژي مورد نياز براي انجام کارها است. تکنولوژي کاربرد دانش است. در خيلي مسائل, ما به دنياي تئوريک دست يافته‌ايم ولي اين تئوري تبديل به فن نشده است. از لحاظ نرم‌افزار (علم)، سخت‌افزار (وسايل و ابزار) و مغزافزار (نيروي انسان) هيچ مشکلي نداريم بلکه متاسفانه هنوز فرهنگ کاربرد و استفاده از اين علوم و توانمندي‌ها را کسب نکرده‌ايم. در کشور ما در بحث تکنولوژي به جاي فني کارکردن, به دنبال علم و تئوري تکنولوژي مي‌رويم که جواب نمي‌دهد. از طرف ديگر, کاربرد تکنولوژي, خود نيازمند زيربنا و زيرساخت‌هايي است. ما سيستمي که تکنولوژي و کاربرد علم  در آن رشد يابد, نداريم. تا زماني که امکانات و زيرساختمانها فراهم نشود، فرهنگ کاربرد علم در کشور جا نمي‌افتد.   ¡ در ابتدا سياست کلان مبتني بر نياز يا عدم نياز به توسعه ميادين نفت و گاز، خط مشي‌ها، حاکميت و ارزش‌ها, توسط سياستگزاران کلان کشور تعيين مي‌شود. پس از تعيين سياست, بررسي امکانات و تعيين اقتصادي‌ترين روش آغاز مي‌شود. اولويت نخست, حفظ روند کنوني توليد است. همانطور که مستحضر هستيد, مخزن پس از اينکه مدتي مورد بهره‌برداري قرار گرفت, دچار افت توليد مي‌شود. لذا منظور از توسعه در اينجا ايجاد امکان توليد بيشتر است. افزايش توليد به سه طريق توسعه اوليه ميادين کشف شده، توسعه بيشتر  ميادين موجود از طريق روش‌هاي ازدياد برداشت و توسعه ميادين توسعه نيافته مشترک يا مستقل انجام مي‌شود. در همة موارد فوق, بحث صيانت از مخازن در راس کار قرار دارد. توسعه ميادين مشترک از اولويت عمده‌اي برخوردار است. در اين نوع ميادين اگر برداشت از منابع آغاز نشود، طرف مقابل استفاده مي‌کند و منبع از بين مي‌رود. در بسياري از ميادين مشترک, حتي اگر توليد اقتصادي نباشد, به دليل مطرح بودن حق حاکميت، سرمايه­گذاري در آن ميادين بايد انجام شود. لذا مسئله حاکميت ملي از ارزش بالايي برخوردار است. جایگاه مناطق نفت خیز جنوب در تامین انرژی كشور حیات و توسعه اقتصادی جامعه بشری بدون وجود نفت و گاز ناممكن به نظر می رسد. نفت و گاز ارزان ترین و رایج ترین منابع انرژی تجدید ناپذیر در جهان به شمار می آیند و به عنوان خوراك اولیه بسیاری از صنایع، منشا تولید محصولات و فرآورده های ارزشمندی هستند. به منظور بهره برداری بهینه از این منابع، تاكنون مطالعات و فعالیت های گسترده ای انجام شده است. پس از تحریم نفتی بازار جهانی از سوی اوپك و بروز بحران انرژی در دهه هفتاد میلادی، موضوع تامین انرژی بیش از گذشته جهان و به ویژه كارشناسان را نگران و معطوف خودكرد و بسیاری از شركت ها و كشورهای وارد كننده نفت و گاز، تحقیقات زیادی در زمینه بهبود تولید و افزایش بازدهی انرژی كردند. رشد اقتصادی جهان و افزایش تقاضا برای مصرف انرژی، همچنین دست نیافتن به نتایج قابل انتظار برای عرضه انرژی های نو سبب شد كه عرصه بازار انرژی همچنان در تسخیر نفت و گاز باقی بماند. جمهوری اسلامی ایران به عنوان دومین تولید كننده نفت در مجموع كشورهای عضو اوپك با در اختیار داشتن 10 درصد از كل ذخایر نفت جهان و 18 درصد ذخایر گاز طبیعی و صدور حدود 6/2 میلیون بشكه نفت خام در روز، پتانسیل و جایگاه ویژه ای در تامین انرژی جهان دارد. شركت ملی مناطق نفت خیز جنوب با بیش از 50 میدان هیدرو كربن بزرگ و كوچك واقع در جنوب غربی ایران و با تولید روزانه حدود 2/3 میلیون بشكه نفت خام و 115 میلیون مترمكعب گاز غنی، بزرگ ترین شركت تابع شركت ملی نفت ایران و عمده ترین تولید كننده نفت و گاز كشور محسوب می شود. مناطق نفت خیز جنوب به عنوان زادگاه صنعت نفت ایران، پس از حفر اولین چاه نفتی خاور میانه در مسجدسلیمان در سال 1287 هجری شمسی همواره كانون تحول و توسعه فناوری های جدید به منظور استخراج و تولید نفت و گاز بوده است. این تحولات به ویژه پس از پیروزی انقلاب اسلامی و خروج پیمانكاران و كارشناسان خارجی برجسته تر شده است. نگاهی گذرا به توسعه تاسیسات بیانگر آن است كه مناطق نفت خیز جنوب در اجرای برنامه توسعه متناسب با افزایش نیاز كشور به حامل های اصلی انرژی، كارنامه بسیار درخشانی دارد. از جمله اقدام های انجام شده در زمینه توسعه می توان به افزایش تعداد كارخانه های گاز و گاز مایع از 8 به 16 كارخانه، تعداد واحدهای جمع آوری و تقویت فشار گاز و تعداد ایستگاه های تزریق گاز از صفر به ترتیب به 29 و 11 واحد و تعداد واحدهای بهره برداری و تاسیسات تولیدی از 44 به 59 واحد در سال های بعد از پیروزی انقلاب اشاره كرد. تحول ساختاری در مناطق نفت خیز جنوب با توجه به سیاست ها و برنامه های وزارت نفت مبنی بر ایجاد تغییر و تحول در نحوه اداره فعالیت ها و شكل گیری بنگاه های اقتصادی با هدف ارتقای اثر بخشی و شفاف سازی هزینه های تولید و خدمات مرتبط ، ساختار سازمانی مناطق نفت خیز جنوب بررسی و این شركت شامل یك ستاد مركزی و 9 شركت فرعی شد. اصول و وظایف شركت برای تامین انرژی تدوین و اجرای برنامه های تولید نفت خام، گاز و گاز طبیعی مایع براساس سیاست كلی شركت ملی نفت ایران، تدوین دستورالعمل های فنی و تخصصی، مطالعه میدان ها و صیانت از مخازن، نظارت براجرای برنامه های بهره برداری نفت، گاز و گاز مایع، تولید صیانتی از مخازن براساس برنامه ریزی مصوب تولید نفت، گاز و گاز مایع، نگهداری تاسیسات تولید و برنامه ریزی برای ارتقای سطح فناوری و ایمن سازی و هدایت عملیات تولید نفت و گاز با هدف حفظ محیط زیست، اصول و وظایف این شركت را در چارچوب تامین انرژی تشكیل می دهد. راهبرد شركت ملی مناطق نفت خیز جنوب راهبرد عملیاتی این شركت كه مبتنی بر طبیعت و شرایط حاكم بر میدان ها است، شامل اصل صیانت از میدان ها و افزایش بازیافت نهایی از طریق اجرای طرح های تزریق گاز در میدان ها، جلوگیری از سوزاندن گازهای همراه نفت، تولید حداقل از میدان های دور افتاده كه تاسیسات لازم را برای جمع آوری گاز همراه ندارند، رعایت تناسب و تعادل در تولید ازبخش های مختلف هرمخزن، بهره برداری نكردن از میدان هایی كه تولید آنها قبل از اجرای برنامه های تزریق گاز موجب هرز روی مخزن می شود و تولید متعادل و همزمان از مخازنی كه شبكه آبده مشترك است. تولید نفت خام شركت ملی مناطق نفت خیز جنوب روزانه حدود 3 میلیون و 200 هزار بشكه تولید نفت خام دارد كه بخشی از آن صادر و بخشی برای تامین سوخت كشور و تولید محصولات جانبی به عنوان خوراك به پالایشگاه ها ارسال می شود. تولید گاز طبیعی گاز طبیعی در مناطق نفت خیز جنوب هم اكنون به طور عمده از منشا گازهای همراه نفت و به صورت محدود از گاز گنبدی مخازن نفتی تولید می شود. گاز گنبدی پس از استخراج و استحصال مایعات گازی آن (ان.جی.ال) دوباره به صورت گاز خشك و سبك در مخازن نفتی تزریق می شود. در بحث تولید گاز طبیعی این موضوع تامل برانگیز است كه از منظر تامین انرژی قرن بیست و یكم را باید قرن گاز طبیعی دانست. دیگر تولیدات تولید روزانه 34 هزار بشكه نفتا، حدود 85 هزار بشكه مایعات گازی شیرین (ان.جی.ال) از گازهای همراه، حدود 4 هزار بشكه مایعات گازی ترش، نزدیك به 22 میلیون مترمكعب گاز برای تامین شبكه سراسری گاز و 41 میلیون مترمكعب گاز ژوراسیك برای تامین نیازهای پتروشیمی، دیگر تولیدات این شركت است. جمع آوری و تزریق گازهای همراه میدان های نفتی مقدار زیادی گاز به صورت محلول در نفت خام وجود دارد كه به شكل گاز همراه نفت استخراج می شود. تا سال های پایانی دهه 40 شمسی، بیشتر این گاز كه بخش عمده ای از نیاز كشور به انرژی را تامین می كرد، بدون مصرف سوزانده می شد. برنامه جمع آوری گازهای همراه با انتقال مراحل اول تفكیك واحدهای بهره برداری اهواز، مارون و آغاجاری آغاز شد و در عمل تا سال 1357 تنها حدود 20درصد از گازهای همراه جمع آوری و بقیه سوزانده می شد، اما پس از پیروزی انقلاب اسلامی، مناطق نفت خیز جنوب با وجود وقوع جنگ تحمیلی بیشترین تلاش خود را به منظور اجرای پروژه های جمع آوری گازهای همراه به كار گرفت. آمار و ارقام گازهای سوزانده شده نسبت به گازهای تولیدی در سال 65 نشان می دهد ازمجموع 1/ 15338 میلیون مترمكعب گاز تولیدی، میزان 5/8875 میلیون متر مكعب (حدود 58 درصد) به دلیل نبود تاسیسات جمع آوری سوزانده شد. این در حالی است كه ارقام مشابه سال 83 بیانگر كاهش 17/27 درصدی سوزاندن گازهای همراه است و به تعبیری از كل تولید 25620 میلیون مترمكعب گاز همراه، 6954 میلیون متر مكعب گاز سوزانده شده است. مناطق نفت خیز جنوب با اجرای پروژه های در دست اقدام در نظر دارد نسبت گاز سوزانده شده به گاز تولید شده را به زیر 3 درصد برساند. نتایج طرح های جمع آوری و تزریق گاز در میدان ها سبب افزایش ضریب بازیافت از 21 به 24 درصد می شود. با توجه به این كه هر یك درصد افزایش ضریب بازیافت نفت در مخازن نفتی ایران به تولید حدود 5 میلیارد بشكه نفت اضافه منجر خواهد شد، با محاسبه براساس قیمت نفت، می توان برآورد كرد كه چه میزان درآمد عاید كشور می شود. همچنین ازدیاد برداشت نفت از مخازن نفتی به صورت گاز و گاز مایع و افزایش بهره دهی چاه ها، استحصال مایعات گازی و تامین خوراك مجتمع های پتروشیمی و جلوگیری از آلودگی محیط زیست از جمله مزیت های طرح پیش گفته است. افزایش ذخایر انرژی در مناطق نفت خیز جنوب با توجه به نتایج مثبت طرح های جمع آوری و تزریق گاز در میدان های نفتی، علاوه بر افزایش ذخایر گازی، ذخایر نفتی قابل استحصال شركت نیز به میزان 83/2 میلیارد بشكه معادل 25/3 درصد كل ذخایر نفت افزایش یافته است. مطالعات اخیر مهندسی مخازن نشان می دهد كه مخازن جدیدگازی 9 گانه این شركت شامل مارون خامی، كارون، بنگستان، بی بی حكیمه خامی، خلیج آغاجاری، رگ سفید خامی، پازنان خامی، كرنج خامی، میلاتون و قلعه نار خامی دارای قابلیت تولید گاز سبك به میزان 800 میلیون فوت مكعب در روز و مایعات گازی به میزان 120 هزار بشكه در روز است كه به منظور تامین بخشی از گازهای مورد نیاز تزریق در میدان های نفتی، همچنین استحصال مایعات گازی، طرح توسعه مخازن گازی ارائه و عملیات اجرایی نیز آغاز شده كه در آینده نزدیك شاهد نتایج چشمگیر آن خواهیم بود. نگاهی گذرا به بعضی از مناطق نفت خیز ایران خارک:   جزيره خارگ در فاصله ٥٧ كيلومتری شمال غربی بوشهر واقع گرديده، طول تقريبی اين جزيره ٨ و عرض آن ٤ تا ٥ كيلومتر در ٢٨ كيلومتری بندر گناوه قرار دارد. با اكتشاف نفت در خليج فارس و فعال شدن شركت آيپک در سال ١٣٣٨ در اين جزيره استخراج نفت در اين منطقه نفتی، عملياتی گرديد. اکتشاف و توليد در اين ناحيه توسط شرکت ايپاڨ در سال ١٣٣٨ پس از عقد قرارداد بين شرکت ملی نفت ايران (طرف اول) و شرکت آموکو (طرف دوم) شروع گرديد که تا سال ١٣٥٧ ادامه داشت و در طی سال فعاليت خود، چهار حوزه نفتی شامل ابوذر، فروزان، دورود ١ و سروش کشف و پس از تجارتی شماخته شدن، توليد از هر ميدان شروع گرديد میادین نفتی این منطقه میدان فروزان اين ميدان در ١٠٠ كيلومتری جنوب شرقی جزيره خارگ واقع گرديده است . ميدان فروزان با ميدان مرجان ( عربستان سعودی ) مشترک بوده و بدليل بهره برداری مشترک اين حوزه نفتی مورد توجه خاص ميباشد . اين ميدان داراي ٥٣ حلقه چاه ميباشد كه توليد روزانه آن به ميزان ٤٥,٠٠٠ بشكه نفت و مواد همراه است كه پس از تصفيه اوليه و ثانويه در حدود ٣٧,٠٠٠ بشكه نفت خام از آن استحصال ميشود . نفت اين ميدان بوسيله خط لوله ٣٠ اينچ زير دريا به تاسيسات خشكی جهت فرآورش و ذخيره سازی ارسال ميشود . پروژه توسعه اين ميدان با پيمانكار ايرانی در قالب قراردادهای بيع متقابل منعقد و پس از چهار سال با اجرای پروژه توليد ميدان تا ميزان ١٠٥,٠٠٠ بشكه در روز افزايش خواهد يافت. میدان ابوذر اين ميدان در جنوب غربی و در فاصله ٧٦ كيلومتری از جزيره خارگ واقع گرديده و دارای ٨٩ حلقه چاه است . و در حال حاضر توليد روزانه آن حدود ١٤٥,٠٠٠ بشكه نفت ميباشد . نفت اين ميدان بوسيله خط لوله ٢٤ اينچ زير دريا به جزيره خارگ جهت فرآورش و ذخيره سازی ارسال ميشود . بازسازی اين ميدان كه در دوران جنگ تحميلی منهدم شده بود ، از دستاوردهای ملي و مهم صنعت نفت ايران و مخصوصا" اين شركت ميباشد . تمامی مراحل طراحی ، ساخت ، حمل و نصب سكوهای ميدان ابوذر توسط مهندسين و صنعتگران ايرانی انجام و سرانجام در اوايل سال ٨٠ بدست رياست محترم جمهوری افتتاح و بهره برداری از آن آغاز شد. میدان درود اين ميدان در زير جزيره خارگ واقع گرديده و بطرف دريا ادامه يافته و دارای ٥٣ حلقه چاه بوده كه تعدادی از آنها در جزيره واقع است . توليد اين ميدان در حال حاضر ١٧٠,٠٠٠ بشكه است كه پس از تصفيه های اوليه و ثانويه در كارخانه خشكی جهت ذخيره سازی به مخازن ارسال ميشود . پروژه توسعه اين ميدان جهت صيانت مخزن با تزريق آب و گاز در دست اجراء ميباشد كه با اجرای پروژه ، توليد اين ميدان به ميزان ٢٢٠,٠٠٠ بشكه در روز خواهد رسيد.   سیری: جزيره سيری در حدود ٧٢ كيلومتری خط ساحلی ايران در جنوب بندر لنگه و ٤٠ كيلومتری غرب جزيره ابوموسی واقع شده است.  اين جزيره ١٨ كيلومتر مربع مساحت دارد. طول جزيره تقريبا ٦/٥ كيلومتر و عرض آن تقريبا ٣ كيلومتر است. با اكتشاف نفت در خليج فارس و فعال شدن شركت سوفيران در اين جزيره استخراج نفت در اين منطقه نفتی عملياتی گرديد. میادین نفتی این منطقه میادین سیوند و دنا با فواصل مختلف از سكوی نصر واقع گرديده اند . ميدان سيوند ( سيری سی ) با ١٨ حلقه چاه و ميدان دنا ( سيری دی ) با ٢٤ حلقه چاه در غرب جزيره سيری قرار دارند . پروژه توسعه ميادين سيری سی و سيری دی توسط اين شركت در دست اجراء ميباشد و با اجرای آن توليد اين ميادين از حدود ٣٠ تا ٣٥ هزار بشكه در روز به ٧٠,٠٠٠ بشكه در روز خواهد رسيد. میدان نصرت دارای ٥ حلقه چاه توليدی بوده و برنامه توسعه آن در قالب طرحهای جديد بيع متقابل در اواخر سال ١٣٧٨ مصوب گرديده است . نفت توليدی از اين ميدان توسط خط لوله ١٢ اينچ دريايی به سكوی نصر منتقل ميشود . در حال حاضر توليد از اين ميدان به ميزان ١٢,٠٠٠ بشكه در روز می باشد نفت ميادين : سيوند ، دنا ، نصرت و الوند در سكوی بهره برداری نصر جمع آوری و پس از فرآورش اوليه توسط يک خط لوله 16 اينچی به طول ٣٣ كيلومتر به جزيره سيری منتقل می گردد. میدان الوند در ٥٠ كيلومتری غرب جزيره سيری واقع گرديده و شامل دو سكوی چاه ميباشد اين ميدان دارای ١١ حلقه چاه افقی توليدی است كه نفت توليدی از آن در حال حاضر حدود ١٠,٠٠٠ بشكه در روز می باشد . نفت اين ميدان توسط خط لوله ١٥ اينچی زير دريا به سكوی نصر منتقل و پس از اختلاط با نفت ميادين سيوند ، دنا و نصرت از طريق خط لوله ١٥ اينچ جهت فرآورش و ذخيره سازی به جزيره سيری انتقال می يابد . سكوی نصر هم از تجاوز دشمن متخاصم مصون نماند و ناوگان دريايی متجاوز آمريكا در صبح روز ٢٩/١/٦٧ اين سكو را مورد حمله قرار داد كه در جريان اين حمله يک تن شهيد و تاسيسات آن بكلی منهدم گرديد ، ليكن پس از خاتمه جنگ بازسازی و نوسازی آن بطور كامل انجام شد میدان اسفند ميدان نفتی اسفند ( سيری ئی ) در ١٨ كيلومتری جنوب شرقی جزيره واقع گرديده و شامل ٥ سكوی دريايی متشكل از ٣ سكوی چاه يک سكوی بهره برداری و يک سكوی مشعل ميباشد . اين ميدان دارای ٢٩ حلقه چاه توليدی و تزريقی بوده و توليد نفت از اين ميدان در حال حاضر ٨٥,٠٠٠ بشكه در روز ميباشد لاوان: جزيره لاوان در فاصله ١٨ كيلومتری از سواحل ايران در خليج فارس واقع گرديده است. اين جزيره با طول تقريبی ٢٥ كيلومتر و عرض حداكثر ٥ كيلومتر دارای مساحتی بالغ بر ٧٥٩ كيلومتر مربع ميباشد. با اكتشاف نفت در خليج فارس و فعال شدن شركت لاپكو در سال ١٣٤٦ استخراج نفت در اين منطقه نفتی، عملياتی گرديد. در سال ١٣٤٣ قرارداد مشارکتی بين شرکت ملی نفت ايران (طرف اول) و سه مشارکت خارجی (طرف دوم) منعقد گرديد و در نتيجه شرکت نفت بين المللی دريائی ايران (ايمينوکو سابق) بوجود آمد. اين شرکت در طول فعاليت خود موفق به کشف دو ميدان رسالت و رشادت گرديد که بهره برداری از ميدان رشادت در سال ١٣٤٨ شروع گرديد. چاههای اين ميادين به پمپهای درون چاهی مجهز ميباشد. شرکت نفت لاوان در سال ١٣٤٤ تاسيس و عمليات حفاری و بهره برداری را آغاز نمود. اين شرکت در طول فعاليتهای خود موفق به کشف نفت در ميادين سلمان و بلال گرديد. چاههای ميدان سلمان به سيستم گازرانی مجهز ميباشند و توليد نفت از چاهها بوسيله Gas Lift انجام ميشود. عمليات تزريق آب در سلمان جهت حفظ فشار در لايه های نفتی انجام ميگيرد. بهره برداری از ميدان بلال اخيرا شروع شده و برنامه تزريق آب به لايه ها و مجهز نمودن چاهها به پمپهای درون چاهی جزو برنامه توليد ميباشند. میادین نفتی این منطقه میدان سلمان اين ميدان در ١٤٤ كيلومتری جنوب جزيره لاوان واقع شده است ، ميدان سلمان دارای يكي از بزرگترين تاسيسات نفتی در خليج فارس می باشد و با ميدان ابوالبوخوش ( ابوظبی ) مشترک ميباشد و بدليل اهميت موضوع بهره برداری ، اين ميدان مشترک همواره مورد توجه خاص ميباشد . ميدان سلمان دارای ٤٢ حلقه چاه نفتی و ١٠ حلقه چاه تزريقی است كه توليد روزانه آن حدود ٢٢٠ هزار بشكه نفت و مواد همراه ميباشد كه در حال حاضر پس از تصفيه اوليه و ثانويه حدود ٨٠ هزار بشكه نفت خام از آن استحصال ميشود . نفت توليدي بوسيله خط لوله ٢٢ اينچ دريايی به تاسيسات خشكی جزيره لاوان جهت فرآورش و ذخيره سازی ارسال ميگردد . در طول جنگ تحميلی اين سكوها بارها مورد تهاجم هواپيماهای عراقی قرار گرفت و در نهايت توسط نيروهای آمريكايی اين مجتمع بكلی منهدم شد . با پايان جنگ از اولين الويت های بازسازي صنعت نفت ، ساخت و راه اندازی سكوی سلمان بود كه با پشتكار و اراده ای بي نظير متخصصان اين شركت در سال ٧١ پس از بازسازی كامل به بهره برداري رسيد.   میدان رسالت اين ميدان در جنوب غربی و در فاصله ٩٣ كيلومتری از جزيره لاوان واقع گرديده و داراي ١٤ حلقه چاه بوده و توليد روزانه از اين ميدان نيمه فعال در حال حاضر ٨ هزار بشكه نفت ميباشد . ميدان رسالت در دوران جنگ تحميلی بارها مورد بمباران هواپيماهای متجاوز عراقی واقع و خسارات كلی به آن وارد گرديد . میدان بلال اين ميدان در ٩٣ كيلومتری جنوب غربی جزيره لاوان قرار دارد و پس از خاتمه مراحل اجرايی در غالب پروژه های بيع متقابل در نيمه دوم سال ٨١ به بهره برداری رسيد . نفت اين سكو به ميزان ٤٠ هزار بشكه در روز توسط خط لوله ١٤ اينچ زير دريا جهت ذخيره سازی به لاوان ارسال ميشود میدان رشادت اين ميدان در حدود ١١٠ كيلومتری جنوب غربی جزيره لاوان واقع شده و دارای سه مجموعه سكو بنامهای : رشادت ٧ ، رشادت ٤ و رشادت ٣ بوده است . سكوی رشادت ٧ بارها از سكوی هواپيماهای متجاوز عراقی مورد حمله واقع گرديد و در نهايت اين سكو توسط نيروهای آمريكايی بكلی منهدم گرديد. سکوی رشادت 4  اين سكو كه در ٤ كيلومتری شمال سكوی رشادت ٧ واقع گرديده دارای ١٤ حلقه چاه با توليد روزانه ٤ هزار بشكه نفت ميباشد . نفت اين سكو توسط خط لوله ١٨ اينچ همراه با نفت رسالت به لاوان جهت ذخيره سازی ارسال ميشود . اين سكو نيز مورد هجوم نيروهای دريايی آمريكا قرار گرفت و تبديل به ويرانه ای شد ليكن با همت بلند صنعتگران اين شركت موقتا" راه اندازی گرديد .   سکوی رشادت 3  اين سكو فاقد تاسيسات اقامتی بوده و با داشتن تنها يک حلقه چاه غير فعال در حال حاضر بعنوان سكوی مشعل مورد استفاده می باشد.   بهرگان: منطقه بهرگان در كنار شهر امام حسن از توابع استان بوشهر در ميان راه بندر گناوه به بندر ديلم (٤٠ كيلومتری شمال غربی گناوه و ٢٨ كيلومتری بندر ديلم) واقع گرديده است.  با اكتشاف نفت در خليج فارس در اواسط دهه ١٣٣٠ و فعال شدن شركت سيريپ استخراج نفت برای اولين بار از اين منطقه آغاز شد. اين ناحيه شامل ميدانهای نفتی هنديجان، بهنرگانسر و نوروز ميباشد. قبل از تاسيس شركت نفت فلات قاره ايرن، اين ناحيه توسط شركت نفت ايران ايتاليا (سيريپ) اداره ميگرديد. در شهريور ١٣٣٦ قراردادی جهت اكتشاف و توليد نفت بين شركت ملی نفت ايران (طرف اول) و شركت سهامی ايتاليايی آجيپ مينراريا (طرف دوم) منعقد گرديد و در نتيجه شركت سهامی نفت ايران و ايتاليا بوحود آمد. در مدت ٢٣ سال فعاليت اين شركت سه ميدان هنديجان، بهرگانسر و نوروز در دريا و ميدانهای ريگ، شروم و دودور در خشكی (ناحيه زاگرس) مشف گرديد كه بهره برداری از ميدانهای دريائی به ترتيب در سالهای ١٣٤٨، ١٣٣٩ و ١٣٤٩ شروع شد ولی بعد از تاسيس شركت نفت فلات قاره ميدانهای كشف شده در خشكی به شركت ملی نفت ايران واگذار شدند. اخيرا مسئوليت توليد و بهره برداری نفت از ميدان سروش به ناحيه بهرگان محول شده است. نفت اين ميدان همراه با نفت ميدان نوروز در تاسيسات مشتركی در دريا فرآيند شده و از طريق مخزن شناور سورنا صادر ميگردد. میادین نفتی این منطقه  میدان بهرگانسر اين ميدان در ٥٦ كيلومتری غرب منطقه بهرگان واقع گرديده و شامل يک سكوی مركزی و هفت سكوی اقماری است . در اين ميدان ٩ حلقه چاه وجود دارد . نفت سكوی بهرگانسر بوسيله خط لوله ١٦ اينچ زير دريا به تاسيسات خشكی منطقه بهرگان جهت فرآورش و ذخيره سازی ارسال ميشود . اين سكو در طول جنگ تحميلی بارها از سوی متجاوزين عراقی بمباران شد . با پايان جنگ كار بازسازی موقت تاسيسات اين ميدان شروع و بازسازی اساسی تاسيسات دريا و خشكی پس از يک وقفه سه ساله از سال ٨١ مجددا" آغاز و در سال ٨٣ با پايان گرفتن پروژه ، توليد كامل از طريق تاسيسات جديد آغاز خواهد شد. میدان هندیجان اين ميدان در ٥٥ كيلومتری غرب منطقه بهرگان قرار دارد . اين ميدان دارای ٥ حلقه چاه بر روی سكوهای اقماری است نفت توليدی از اين ميدان توسط خط لوله ده اينچ به طول ١٠ كيلومتر به مجتمع دريايی بهرگانسر منتقل و پس از اختلاط با نفت اين ميدان و طی مراحل تصفيه مقدماتی به بهرگان ارسال مي شود. میدان نوروز اين ميدان در ٩٧ كيلومتری منطقه بهرگان واقع و دارای ١٤ حلقه چاه فعال بوده است كه در طول جنگ تحميلی تقريبا" به طور كامل منهدم گرديد . با پايان جنگ تحميلی بازسازی موقت تاسيسات در دريا و خشكی انجام و طرح بازسازی و توسعه ميدان نوروز در قالب بيع متقابل شامل حفاری ١٧ حلقه چاه جديد افقی ، ي&$1705; سكوی بهره برداری حفاری و يک سكوی چاه و يک سكوی مسكونی در برنامه قرار گرفت . قرار است نفت اين ميدان به ميزان ٩٠,٠٠٠ بشكه در روز از طريق خط لوله ٢٢ اينچ به ميدان سروش منتقل و پس از فرآورش نهايی در يک سكوی مجزا در ميدان سروش در پايانه شناور صادراتی سورنا ذخيره و صادر گردد. میدان سروش اين ميدان در حدود ١١٠ كيلومتری منطقه بهرگان واقع گرديده است . اين ميدان در طول جنگ تحميلی به دفعات مورد تهاجم و بمباران قرار گرفت و بدليل خسارات وارده ، توليد نفت از اين ميدان متوقف گرديد . قرارداد توسعه و بازسازی اين ميدان در اواخر سال ١٣٧٨ و در قالب طرحهای بيع متقابل به همراه توسعه و نوسازی ميدان نوروز منعقد گرديد . پروژه توسعه اين ميدان شامل حفاری ١٠ حلقه چاه افقی توليدی دو حلقه چاه تزريق آبهای آلوده به داخل مخزن ، دو سكوی چاه، يک سكوی بهره برداری و يک سكوی مسكونی و يک سيستم ذخيره سازی و صادرات نفت خام شناور بنام سورنا با ظرفيت ٢,٢٠٠,٠٠٠ بشكه ميباشد . اين پروژه در اواخر سال ١٣٨٠ به توليد اوليه رسيد و در حال حاضر با توليدی به ميزان ٦٠,٠٠٠ بشكه در روز در حال فعاليت ميباشد كه در پايان پروژه توليد آن به ١٠٠,٠٠٠ بشكه در روز خواهد رسيد. و همچنین دست آخر به برخی از دستاورد های صنعت نفت ایران در سال ۸۰اشاره می کنیم  1. میدان نفتی اهواز: مطالعه جامع ازدیاد برداشت (FFS) و ارائه برنامه توسعه (MDP)  مشخصات میدان : 282 کیلومتر مربع مساحت کربنات شکاف دار و ماسه سنگ نوع مخزن  میلیارد بشکه 27 نفت در جای مخزن API32 سنگینی نفت 363 تعداد چاه ها 700 هزار بشکه در روز نرخ تولید فعلی  9 میلیارد بشکه میزان کل تولید تاکنون  2. میدان نفتی بی بی حکیمه : مطالعه جامع ازدیاد برداشت (FFS) و ارائه برنامه توسعه (MDP) مشخصات میدان : 461 کیلومتر مربع مساحت کربنات شکاف دار  نوع مخزن 1405 میلیارد بشکه  نفت در جای مخزن API30 سنگینی نفت 122 تعداد چاه ها 110000هزار بشکه در روز نرخ تولید فعلی 201 میلیارد بشکه میزان کل تولید تاکنون 3. میدان نفتی مارون : مطالعه جامع ازدیاد برداشت (FFS) و ارائه برنامه توسعه (MDP) مشخصات میدان : 455 کیلومتر مربع مساحت کربنات شکاف دار نوع مخزن 40 میلیارد بشکه  نفت در جای مخزن API30-30 سنگینی نفت 275 تعداد چاه ها  520000هزار بشکه در روز نرخ تولید فعلی 8.4 میلیارد بشکه میزان کل تولید تاکنون 4. میدان بزرگ  نفتی آزادگان : مطالعه جامع ازدیاد برداشت (FFS) و ارائه برنامه توسعه (MDP) مشخصات میدان : دشت آبادان مکان 750 کیلومتر مربع مساحت کربناته - ماسه سنگ نوع مخزن سروک ، ایلام ، کژدمی ، گدوان ، خامی مخازن 27 میلیارد بشکه نفت درجا 34 ، 30 ،24 ، 19  API سنگینی نفت 5. فن آوری DMD : حذف مرکاپتان از برش های میان تقطیر کاهش مرکاپتان در محصول به کمتر از 5 ppm فعالتر بودن کاتالیست در مقایسه با سایر کاتالیستها حذف کل H2S و COS و CS سازگار با محیط زیست سهولت تصفیه پساب محل اجرائ اولین طرح صنعتی DMD پتروشیمی خارک (3 واحد) با ظرفیت : پروپان : 500 تن در روز بوتان : 500 تن در روز نفتا : 4000 بشکه در روز 6. فن آوری DMC : حذف مرکاپتان از میعانات گازی و نفت خام تنها فن آوری صنعتی مشابه در جهان کاهش مرکاپتان در محصول به کمتر از 30 ppm حذف کل H2S سازگار با محیط زیست سهولت تصفیه پساب بررسی اقتصادی اولین واحد صنعتی DMC در ایران جهت تصفیه نفت خام سواپ در پایانه نکا با ظرفیت 60000 بشکه در روز 7. تبدیل گاز طبیعی به سوختهای پاک(GTL) : فرایند تبدیل گاز طبیعی به فراوردههای میان تقطیر تولید مستقیم بنزین با عدد اکتان بالا بازده کربن مناسب ایجاد دانش فنی لازم بای ساخت کاتلیست آهن با عمر مناسب و گزینش گری بالا  طراحی ، ساخت و نتیجه گیری راکتور بستر ثابت در مقیاس پایلوت ایجاد دانش فنی لازم بای ساخت کاتلیست کبالت با عمر مناسب و گزینش گری بال طراحی ، ساخت و نتیجه گیری راکتور بستر دوغابی در مقیاس بنچ 8. فن آوری تبدیل گاز طبیعی به اتیلن ( OCM) : تبدیل مستقیم گاز طبیعی به محصولات سنگین تر نظیر اتیلن ویژگیها : تولید خوراک صنایع پتروشیمی ایجاد ارزش افزوده برای ذخایر فراوان گاز کشور دستاوردها : ساخت کاتالیست بهینه با عمر مفید و گزینش گری بالا طراحی ، ساخت و نتیجه گیری راکتور بستر ثابت طراحی ، ساخت و نتیجه گیری راکتور بستر سیال انجام امکان سنجی مقدماتی برای یک واحد صنعتی 9. Hydro-Conversion Upgrading Technology تبدیل باقیمانده های سنگین نفتی به فراوردههای میان تقطیر تبدیل نفت خام سنگین به نفت خام متوسط مشخصات و مزیت های فرایند: درصد تبدل بالا (90 تا 95 درصد) به محصولات سبک انجام واکنش در دما و شرایط متوسط قابلیت انعطاف نسبت به خوراک های مختلف با مقدار فلزات بالا حذف کامل فلزات سنگین در محصولات عدم تشکیل کک امکان سنجی جهت اجرا در پالایشگاه شیراز 10. فن آوری سولفیران ( Sulfiran) : فرایند حذف تک مرحله ای H2S از جریان های گازی ویژگیها: قابلیت کاربرد در غلضت های متفاوت H2S قابل استفاده در میدانهای کوچک گازی تولید گوگرد میکرونیزه جلوگیری از آلودگی محیط زیست محل اجرا اولین طرح صنعتی: احداث واحد با ظرفیت 450000 فوت مکعب در روز در پالایشگاه گاز فجر جم 11. فن آوری ایزومر :  فن آوری افزایش عدد اکتان با تولید هیدروکربنهای شاخه ای طرح مشترک پژوهشگاه صنعت و شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت ایران مزیت های رقابتی: بالابردن عمر کاتالیست سازگاری با محیط زیست بی نیازی از مواد افزودنی قابلیت تحمل ناخالصی سهولت عملیات محل اجرای اولین واحد اولین واحد صنعتی: پالایشگاه اراک با ظرفیت 8500 بشکه در روز LSRG 12. استفاده از آبهای صنعتی و کاهش پساب با استفاده از تکنولوژی انتگراسیون جرمی در پالایشگاه نفت تهران دستاوردها: کاهش 42% مصرف آب شهر معادل 8500 متر مکعب در روز طراحی نرم افزار CTOPt1.1 جهت مدیریت در توزیع بهینه منابع آب در برج های خنک کننده همراه سیستم پیش تصفیه و یا بدون آن حذف مشکلات زیست محیطی ناشی از تخلیه لجن آهکی داغ برج واکنش به محیط زیست 13. پژوهشکده علوم و تکنولوژی پلیمر با توجه به نیاز وسیع صنایع بالادستی  نفت به مواد پلیمری بویژه از یک سو در بخش هایی همچون ازدیاد برداشت از مخازن (IOR )و حفاری و نیز ضرورت استفاده از فناوریهای بر پایه مواد پلیمری در بخش حمل و نقل فرآورده های نفتی و گاز (Transportation) ، سیستم های حفاظتی و نگهداری مخازن ذخیره و تاسیسات (Protection) و بکار گیری فرایندهای با مصرف انرژی کم و قیمت تمام شده پایین برای جداسازی گازها و مایعات چند چزئی بویژه در پالایشگاهها و از سوی دیگر حجم عظیم تولیدات پلیمری مجتمع های پتروشیمی که با سیاست های اتخاذ شده تا چند سال آینده به حدود 10 میلیون تن در سال افزایش می یابد و نیز با در نظر گرفتن اینکه در صنعت پتروشیمی کشور ، اغلب تکنولوژیها وارداتی است و استراتژی صنعت پتروشیمی مبتنی بر تولید مواد پایه پتروشیمی از منابع خوراک گازی فراوان و در دسترس می باشد . بطوریکه گزارش های صنعت پتروشیمی حاکی از آنست که تنها حدود 5 درصد از محصولات پتروشیمی به پلیمرهای مهندسی اختصاص دارد و 95 درصد باقی مانده را محصولات پایه پتروشیمی تشکیل و تقریبا تولید پلیمرهای مهندسی به بخش خصوصی واگذار شده است .