1- محدودیت ناشی از ظرفیت گاز
همانگونه که در پست قبلی اشاره شد، ظرفیت گازهای همراه موجود یکی از پارامترهای کلیدی تصمیم گیری در خصوص روش مناسب بازیابی گاز می باشد. در عمده موارد معرفی شده شرکت ملی نفت جهت بهره برداری، ظرفیت گاز همراه در حدی است که احداث واحدهای فرآورش،NGL، تولید و تزریق برق به شبکه و احداث واحدهای تبدیلی توجیه اقتصادی ندارد. در این شرایط به استفاده محلی از انرژی گازها و یا احداث واحهای کوچک GTL (محدویت دسترسی به سازندگان تجاری با توجه به تحریم ها )، تزریق گاز به شبکه در صورت وجود زیر ساختهای مورد نیاز و تزریق گاز به چاه محدود می شویم.
یکی از راهکارهای عملیاتی جمع آوری گازهای چندین میدان و انجام فرایندهای تکمیلی در یک مجموعه واحد است که نظیر آن قبلاً توسط شرکت مناطق نفتخیز جنوب انجام شده است. اتخاذ تصمیم در خصوص اجرای این طرح منوط به انجام مذاکرات در سطح ملی و انجام مطالعات فنی-اقتصادی دقیق می باشد.
2- محدودیت های تکنولوژیکی
علاوه بر ظرفیت، مساله دسترسی به دانش فنی خصوصاٌ در واحدهای فرآورش ( نمونه های مشابه در کشور وجود دارد)، لیسانس واحدهای تبدیلی، تجهیزات تولید برق و . نیز می تواند با توجه به شرایط فعلی
3- مشکلات ناشی از شفاف نبودن قوانین حمایتی و بازدارنده
بررسی تجربیات موفق کشورهای دیگر نشان می دهد یکی از مهم ترین عوامل محرک اجرای پروژه های بازیابی گاز فلر، تهای تشویقی و همچنین جرایم تعیین شده از طرف دولتها بوده است که متاسفانه در کشور ما به درستی اجرا نشده است. به عنوان مثال قیمت گازهای همراه مورد مزایده همچنان مورد انتقاد پیمانکاران بوده است. بر اساس شیوه نامه داد و ستد شرکت ملی نفت با خریداران گاز همراه - ابلاغ شده در سال 96- قیمت گاز بین نیم تا دو سنت دلار می باشد. قیمت گاز و تسهیلاتی و امکاناتی که شرکتهای وابسته به وزارت نفت به خریداران گاز ارایه می دهند از جمله ارایه سرویس ها جانبی، می تواند گام موثری در تشویق گروههای سرمایه گذاری خصوصی باشد.
هر یک از عناوین ارایه شده در بخش بازیابی گاز فلر، می تواند سرفصل یک مطالعه تکمیلی باشد که خارج از بستر این وبلاگ قابل ارایه است.
بسیار خرسندیم ازاینکه در آینده پذیرای نظرات و پیشنهادات و همچنین سوالات تکمیلی مخاطبین از طریق مسیرهای تماس مشخص شده خواهیم بود
وضعیت موجود
سابقه جمع آوری گازهای همراه و جداسازی NGL در ایران از 50 سال پیش وجود دارد. واحدهای NGL100/200/300 در سال 1348 با خوراک گازهای همراه آغاجری احداث شده اند. پس از آن و در طی این 50 سال، تعداد واحدها به 15 افزایش یافته که قابلیت فرآوری روزانه 190 میلیون متر مکعب ( نزدیک به ظرفیت 4 فاز استاندارد پارس جنوبی) را دارا می باشند. بخش قابل توجهی از خوراک این واحدهای از گازهای همراه تامین می گردد.
چندین واحد NGL نیز با مشارکت هلدینگ های بزرگ پتروشیمی از جمله خلیج فارس و با مشارکت خود واحدهای پتروشیمی از جمله پتروشیمی امیر کبیر، بندر امام، دهلران و مسجد سلیمان در حال اجرا می باشد. کمبود خوراک واحدهای اولفین از طریق اتان و LPG قابل تولید در این واحدها، مهم ترین انگیزه شرکتهای سرمایه گذار می باشد. علاوه بر خوراک پتروشیمی گاز سبک خروجی از این واحدها قبل استفاده در موارد ذیل می باشد. شایان توجه است در همه موارد ذیل، فرآورش و تصفیه گاز همراه لازم نبوده و یا نیازمند سرمایه گذاری در حد و اندازه یک واحد NGL نمی باشد.
گازهای همراه ( گاز عاری از NGLs- در مواردی بدون جداسازی NGL) را می توان به 4 شکل مورد استفاده قرارداد:
1- تزریق به شبکه انتقال و توزیع گاز در کشور که در کشور انجام شده است.
2-تزریق به چاههای نفت و گاز جهت بهبود برداشت و یا تثبیت شرایط مخزن که این مورد نیز در میادین کشور از جمله مارون، گچساران،کارون و . در حال انجام است.
3- تولید برق از گاز (Gas to Wire)
از گاز فلر می توان به عنوان سوخت در موتورهای گاز سوز، توربین و میکروتوربین ها استفاده کرد که در این خصوص تجربه داخلی وجود ندارد ولیکن این تجربه در کشورهای تولید کننده نفت از جمله نیجریه با حمایت نهادهای بین المللی از جمله بانک جهانی انجام شده است. به طور کلی در تبدیل انرژی موجود در گازهای همراه توجه به این موارد ضروری است.
الف- میزان و مدت زمان دسترسی به گاز همراه: حجم گاز موجود یکی از مهم ترین پارامترهای انتخاب روش بازیابی و استفاده از گاز است. از آنجاییکه مقدار گاز همراه در بیشتر میدان های نفتی کمتر از نیم میلیون متر مکعب می باشد تولید برق برای شبکه توجیه نداشته و انرژی تولیدی بهتر از جهت تامین برق مورد نیز میدان نفتی استفاده شود. در این خصوص یک راهکار جمع آوری گازهای چندین میدان نزدیک به هم و احداث یک نیروگاه مشترک می باشد.
ب- کیفیت گاز: رطوبت، هیدورکربنهای مایع و ترکیبات گوگردی از جمله مهم ترین مواردی است که تعیین کننده سیستم های پیش تصفیه و یا جنس مواد توربین/موتور می باشد. به عبارت دیگر در صورتیکه مقدار این مواد بیش از محدوده مورد پذیرش سازنده سیستم تولید برق باشد، لازم است واحدهای شیرین سازی، نم زدایی و تنظیم نقطه شبنم نیز مورد نظر قرار گیرد که تاثیر قابل توجهی بر اقتصاد پروژه خواهد داشت. در غیر اینصورت از تجهیزات با مقاومت بالاتر در مقابل خوردگی و . استفاده نمود که در تامین آنها با مشکل تامین با توجه به تحریم ها و همچنین قیمت بالا روبرو خواهیم بود.
3- تراکم گاز به شکل LNG و CNG
تراکم گاز به شکل CNG،با توجه به زیرساختهای موجود اعم از سازندگان تجهیزات و همچنین مصرف کنندگان بالفعل، خصوصاً در ظرفیتهای در محدوده یک نیم تا یک میلیون متر مکعب گاز همراه، توجیه پذیر می باشد. استفاده از این رویکرد می تواند به عنوان یک راهکار جایگزین خط لوله جهت انتقال گازهای همراه به واحدهای فرآورش مورد توجه قرار گیرد. ( تراکم گاز در محل چاه به عنوان ایستگاه مادر CNG، انتقال با استفاده از تانکرهای حمل CNG، تزریق آن به ورودی واحد فرآورش به عنوان ایستگاه دختر)
در خصوص LNG، اخیراً واحدهای micro-LNG به عنوان یک راه حل بازیابی های فلر در محدود نیم میلیون متر مکعب در روز گاز خوراک مورد توجه قرار گرفته اند. ولیکن در خصوص واحدهای بزرگ تر لازم است خوراک تخصیص داده شده بیش از یک میلیون متر مکعب باشد. در پست های آتی واحدهای LNG را مورد بررسی بیشتر قرار خواهیم داد.
4- تبدیل شیمیایی گاز سبک به محصولات با ارزش تر ( متانول و اولفین های پایین دست، GTL، آمونیاک و .)
این رویکرد نیز در خصوص عمده میدان ها با توجه به ظرفیت کم گاز توجیه اقتصادی ندارد. در ادامه مباحث ضمن در بخش واحدهای پتروشیمی بیشتر به این مورد پرداخته خواهد شد.
انتخاب فرایندهای بازیابی NGL
همان گونه که توضیح داده شد، روشهای مختلفی بر پایه سرمایش گاز خوراک غنی از هیدوکربنهای مایع، به منظور جداسازی گاز مایع شامل اتان، پروپان، بوتان و میعانات گازی (C5+) وجود دارد که با توجه به در نظر گرفتن ملاحظات زیر قابل تفکیک و انتخاب می باشد:
1- نوع استفاده از lean gas تولید شده در واحد بازیابی NGL
گاز عاری شده از هیدروکربنهای مایع به عنوان سوخت (Fuel gas)، تزریق به شبکه گاز رسانی ( pipeline gas) و یا خوراک واحد LNG قابل استفاده است. در شرایطی که تزریق گاز به خط لوله مورد نظر باشد می بایست فرایندی برای جداسازی NGL انتخاب شود که در آن ستون ها در حداکثر فشار ممکن کارکنند تا بدین نحوه هزینه های مربوط به تراکم مجدد گاز حداقل گردد. در این شرایط استفاده از روش های با دو ستون جداسازی و دارای توربو اکسپندر توصیه می شود.
2- فشار گاز ورودی
در صورتیکه فشار گاز ورودی کم بوده و تراکم آن قبل از ورود به واحد توجیه نداشته باشد نمی توان از روشهای سرمایش ژول- تامسون و توربواکسپندر استفاده نمود و جهت تبرید گاز، تنها استفاده از سیکل تبریدی پروپان امکان پذیر می باشد.
3- محل واحد
در صورتیکه واحد عملیاتی در نواحی دور دست یا فراساحل بدون نیروی انسانی باشد، مساله سهولت عملیات و کم ترین نیاز به عملیات تعمیر و نگهداری از اهمیت ویژه ای برخوردار خواهد بود. در این شرایط مناسب است از روش سرمایش ژول-تامسون بهره گرفته شود و حتی الامکان از تجهیزات ساده بهره گرفته شود. به عنوان مثال از مبدل های ساده پوسته و لوله علی رغم راندمان کمتر به جای مبدلهای فشرده با مکانیزم و عملکرد پیچیده استفاده شود.
4- محصولات هدف
در صورتیکه حداکثر بازیابی اتان مورد نظر باشد باید شرایط به نحوی در نظر گرفته شود که در ستون دوم بیشترین مقدار گاز اتان در پایین برج قرار گرفته تا در جداسازی های تکمیلی از مواد دیگر جدا شود. این شرایط با به کارگیری سیکل تبریدی و جریانهای رفلاکس انجام می شود. مشابه آنچه در فرایند GSP و residue gas recycle توضیح داده شد.
در شرایطی که اتان بازار قابل توجهی نداشته باشد، سناریوی تزریق مجدد اتان اتخاذ می شود. در این شرایط نیز لازم است جهت رسیدن به حداکثر مقدار پروپان تغییراتی در واحد داده شود. بیشینه سازی بازیابی پروپان در فرایندهای با دو ستون جداسازی با اعمال تغییرات عملیاتی امکان پذیر است و تعدادی از واحدهای موجود صرفاً با این رویکرد طراحی شده اند. در مجموع هزینه واحدهای با رویکرد بازیابی اتان از بازیابی پروپان بیشتر است. در مواردی چون تکنولوژی TRAP امکان عملیات سناریوهای مختلف اعم از بازیابی اتان و تزریق آن با حفظ شرایط حداکثر بازیابی پروپان وجود دارد.
6- تغییرات مقدار و ترکیب درصد گاز ورودی
این مساله از دو جنبه قابل بررسی است. در خصوص میزان انعطاف پذیری نسبت به میزان خوراک ورودی همان گونه که توضیح داده شد، روش سرمایش ژول-تامسون مناسب ترین روش می باشد. سایر روشها که از توربو اکسپندر و چیلر پروپان استفاده می کنند، معمولا انعطاف پذیری کمتری در این خصوص دارند. در واحدهای پالایشگاه گاز که چندین واحد مشابه فرایند بازیابی NGL دارند ( واحد 105 مشابه NGL و 111 سیکل پروپان) میزان حداقل ظرفیت قابل پذیرش 40% ظرفیت تعریف شده می باشد که به نظر می رسد در فرایندهای توضیح داده شده این بخش نیز به جز فرایند اول صادق باشد. جهت انجام عملیات در این شرایط جایگزینی شیر ژول- تامسون و یا استفاده از دو تجهیز به جای یکی قابل اعمال است تا در شرایط افت خوراک، تنها یکی از آنها در مسیر فرایند قرار گیرد.
حساسیت تجهیزات نسبت به ترکیب درصد و ناخالصی های خوراک نیز در روشهای مبتنی بر کمپرسور و اکسپندر بیشتر است. تغییرات مربوط به ناخالصی ها نظیر رطوبت و دی سولفید هیدروژن را می توان با ساخت تاسیسات نم زدایی وشیرین سازی با در نظر گرفتن بدترین شرایط به حداقل رساند. ولیکن در خصوص تغییرات قابل توجه در میزان NGL مساله نیازمند بررسی موردی می باشد.
7- سیال تبرید
در شرایطی که به منظور سرمایش گاز از سیکل سرمایشی استفاده می شود، ترجیح با به کار گیری پروپان به جای تبرید آبشاری و یا مخلوط مواد مبرد می باشد.
ملاحظه موارد فوق نشان می دهد اتخاذ تصمیم در خصوص روش مناسب بازیابی NGL، تابع بازار عرضه و تقاضای محصولات، نوع و شرایط خوراک ورودی، میزان سرمایه گذاری، محل قرارگیری واحد و . می باشد که با توجه به شرایط هر پروژه می بایست مورد بررسی قرار گیرد.
در ادامه مباحث این بخش، وضعیت NGL ها در ایران و جهان، تحلیل تکنولوژِی های بازیابی NGL مورد بررسی قرار خواهد گرفت.
مقدمه
بررسی ها نشان می دهد روزانه مقدار قابل توجهی مخلوط گاز طبیعی از طریق فلر پالایشگاه و واحدهای بهره برداری نفت سوزانده می شود. سوزاندن این گاز از دو جهت قابل ملاحظه می باشد:
1. جنبه های اقتصادی : با توجه به روند افزایشی قیمت گاز، سوزاندن این مخلوط هیدروکربنی با ارزش، همراه با زیان اقتصادی است. در حالیکه با به کارگیری فرایندهای تکمیلی که در ادامه این مبحث به آن پرداخته می شود، می توان از گاز ارسالی به فلر ارزش افزوده نیز ایجاد نمود.
2. جنبه های زیست محیطی: اگرچه محصولات حاصل از احتراق گاز نسبت به متان اثر کمتری بر پدیده گرم شدن زمین دارند، ولیکن دی اکسیدکربن به عنوان محصول احتراق همچنان در زمره گازهای گلخانه ای قرار دارد. علاوه بر این گازهای دیگر تولید شده نظیر دی اکسید گوگرد، دوده و . نیز دارای اثرات مخرب زیست محیطی و بهداشتی می باشند. در همین راستا معاهدات بین المللی کشورها را مم به کاهش تولید گازهای گلخانه ای کرده که کاهش میزان فلرینگ یکی از بخشهای آن است. شکل زیر میران فلرینگ گاز در ایران و سایر کشورهای جهان بر اساس اطلاعات GGFR بانک جهانی نشان می دهد. (Global gas flaring reduction)
بر اساس این آمار در سال 2016 میزان فلرینگ ایران بیش از 16 میلیارد متر مکعب بوده که مقدار روزانه آن بیش از 40 میلیون متر مکعب و نزدیک به میزان تولید دو فاز پارس جنوبی می باشد. اگر هر متر مکعب این گاز تنها 3 سنت ارزش داشته باشد، ارزش گاز سوزانده شده معادل نیم میلیارد دلار خواهد بود. فلرینگ گاز در ایران در دو بخش اصلی گازهای همراه با نفت(Associated petroleum gas(APG و فلر در پالایشگاه های گاز رخ می دهد و پس از آن در پالایشگاههای نفت و واحدهای پتروشیمیایی نیز بخشی از هیدوکربن ها به علت بروز مشکل در عملیات نرمال،تعمیرات و . به فلر ارسال شده و سوزانده می شود. از آنجا که دو بخش اول سهم بیشتری بر روی میزان فلرینگ دارند بررسی های تکمیلی بر روی این دو بخش متمرکز شده است. با توجه به آمار منتشر شده شرکت ملی نفت در حدود 20 میلیون متر مکعب در روز گازهای همراه با نفت در مناطق نفتی کشور سوزانده می شود ( تقریبا معادل یک فاز پارس جنوبی ). گازهای همراه حاوی مقادیر قابل توجه اتان، پروپان و بوتان می باشد که می تواند به عنوان خوراک واحدهای پتروشیمی مورد استفاده قرار گیرد که در ادامه بحث به بررسی تکمیلی فرایندهای مربوطه پرداخته می شود. بخش مهم دیگر فلرینگ گاز، در پالایشگاههای گازی است که در این خصوص شرکت نفت و گاز پارس و شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی برنامه ریزی و فعالیت هایی به جهت برگرداندن گاز به پالایشگاه به جای سوزاندن انجام داده اند که به آن اشاره خواهد شد.
در مجموع روشهای زیر برای بازیابی گاز فلر Flare gas recovery وجود دارد:
1- برگرداندن گاز به چاه های نفت به منظور ازدیاد برداشت پس از تراکم مجدد که با توجه به وجود ترکیبات با ارزش مایع در ترکیب گاز، این عملیات بدون جداسازی ترکیبات مایع Natural gas liquids به اختصار NGLs و میعانات گازی + C5 ، در نگاه اولیه منطقی به نظر نمی رسد. شایان ذکر است این روش به عنوان روش مطلوب در بازیابی گاز فلر در پالایشگاه های گاز مورد توجه قرار گرفته و در واحدهای FGRU که در حال حاضر در پالایشگاههای گاز کشور مطرح شده است از این روش استفاده می شود.
2- جداکردن ترکیبات سنگین تر از متان گاز موسوم به NGL و استفاده از آن به عنوان سوخت یا خوراک پتروشیمی. متان جدا شده در این روش قابلیت تولید انرژی، تبدیل به هیدروکربنهای سنگین تر نظیر دیزل با روش GTL و همچنین تولید LNG را دارا می باشد. که هر کدام از این موارد دارای جنبه های فنی و اقتصادی خاص خود است. در مطالب آتی به اختصار به این موارد اشاره خواهد شد.
3- استفاده به عنوان سوخت جهت تولید برق
4- عامل محرک توربین با رعایت ملاحظات خاص
تمرکز ما در این بحث بر روی موارد 1و 2 خواهد بود.
این مبحث ادامه دارد
مدتی پیش با یکی از مدیران یک هلدینگ واقعا خصوصی در حال توسعه صحبت می کردیم که اخیرا وارد فعالیت در حوزه پتروشیمی شده اند. طبق گفته آن مدیر، لیسانس و بسته مهندسی پایه تولید یک محصول شیمیایی خاص از یک شرکت اروپاییِ به نام، به قیمت حدود 10 میلیون دلار خریداری شده است. در ادامه صحبت چند سوال از آن مدیر محترم کردم که توجه ایشان را جلب کرد.
1. لیسانس شرکت اروپایی در چه سالهایی و در چه کشورهایی ثبت شده است؟ این سوال در ادامه طرح مساله نگرانی هلدینگ ایرانی از محرمانه بودن مسایل فنی تبادل شده مطرح شد و از چند جنبه قابل ملاحظه است:
الف- متاسفانه شرکت های غربی از اعتماد ایرانی ها به فناوری های اروپایی سوء استفاده کرده و در زمان ارایه تکنولوژی، ممکن است یک سیستم منسوخ ( دهها سال از ثبت اختراع و . می گذرد) را به عنوان فناوری روز عرضه می کنند. در این شرایط باید احتیاط لازم جهت خرید دانش فنی صورت گیرد.
ب- به نظر می رسد در صورت به روز بودن فناوری و همچنین وجود ریسک بالای سرقت اطلاعات و کپی سازی، شرکت توسعه دهنده دانش ، اقدام به ثبت چندین پنتت در کشورهای مختلف نماید ( خصوصا در چین، روسیه و حتی ثبت در ایران ). رصد این مساله از طریق سایتهای پتنت میسر می باشد.
ج- بررسی تعداد پتنت های ثبت شده و روند ثبت آنها در سالهای مختلف می تواند به نوعی بیانگر وضعیت فناوری مورد نظر در دنیا باشد. شناسایی رقبا و روشهای دیگر تولید ماده مورد نظر از دیگر مزایای بررسی پتنت ها می باشد. شایان ذکر است ثبت یک پتنت به منزله تجاری شدن و عرضه دانش فنی نمی باشد. طبعا موارد استخراج شده با مستدات دیگر از جمله سایت شرکتها و مراجع عمومی حوزه مورد بررسی چک می شود. به عنوان مثال مستندات موسسه تحقیقاتی استانفورد SRI در زمینه واحدهای پتروشیمیایی بسیار جالب توجه می باشد. ( بخشی از مدارک این موسسه در کتابخانه شرکت ملی پتروشیمی موجود و قابل استفاده می باشد )
د- بررسی پتنت ها، بخش کلیدی و به عبارتی فوت کوزه گری، خط تولید عرضه شده توسط شرکت ارایه دهنده تکنولوژی را نشان می دهد. در واقع ممکن است تنها بخش کوچکی از یک خط تولید واحد پتروشیمی تحت لیسانس باشد و مابقی تجهیزات نظیر سیستم های جداسازی ( تقطیری ) شامل بسته تکنولوژی نبوده و به صورت داخلی و با هزینه کمتر قابل تامین باشد.
2.سوال دومی که مطرح شد در خصوص مفاد تعهدات شرکت اروپایی در قبال لیسانس عرضه شده بود که قرار شد در جلسات تکمیلی مورد بررسی قرار گیرد. در این خصوص نیز لازم است طرف های ایرانی با شناخت کافی از وضعیت دانش فنی موضوع مذاکره، با طرف خارجی مذاکره نمایند تا روزنه های باز شده پس از برجام منجر به خرید صرف ماشین آلات دست دوم ( بعضا فرسوده ) یا حتی نو! و فناوری های منسوخ و ناموفق کشورهای غربی نشود. شکی نیست که چشم آبی ها تعلق خاطری به سرمایه های ملی این مرز و بوم نداشته و در صورت غفلت ما قطعا به منافع خود می اندیشند.
بخش مطالعات فنی و اقتصادی شرکت شیمی محیط پاسارگاد، با بهره گیری از تجربیات موسسین شرکت و گروهی از مشاورین خبره در این حوزه، توانمندی ارایه خدمات در موارد زیر را دارا می باشد:
· انجام مطالعات فنی در خصوص احداث کارخانه های شیمیایی و واحدهای پتروشیمی
· بررسی امکان راه اندازی مجدد واحدهای شیمیایی
· بررسی بازار فرآوردهای نفتی و محصولات واحدهای شیمیایی
· بررسی کارآیی تجهیزات و فناوری های جدید در واحدهای صنعتی
· تحلیل تکنولوژی تولید و یا روشهای فرآوری و تصفیه مواد شیمیایی
· مشارکت در تامین کالای مصرفی واحدهای صنعتی
· مشارکت در توسعه دانش فنی و تجاری سازی تولید مواد شیمیایی از مقیاس بنچ به تولید صنعتی
· ارایه خدمات مشاوره ای در خصوص بازاریابی تکنولوژی های جدید در داخل کشور
· انجام مطالعه امکان سنجی فنی- اقتصادی احداث/راه اندازی مجدد واحدهای صنعتی
در یکی از تجربیات اخیر به عنوان مشاور فنی راه اندازی مجدد یک کارخانه صنایع معدنی فعالیت داشتیم که در این مجال از اشاره به نام آن پرهیز می کنم. ماشین آلات ایتالیایی این کارخانه در سال 83 تهیه شده و در مکان مناسبی از نظر ماده اولیه نصب شده است. در نگاه اول و پس از بررسی مدارک کارخانه تعطیلی آن و بلاتکلیفی هزاران سهامدار، امری عجیب به نظر می رسید. ولیکن با بررسی بیشتر موارد ملاحظه شد که در اینجا به اختصار بدان اشاره می کنم.
در فرایند مطالعه وضعیت این کارخانه طی چندین بازدید، جلسه با افراد مطلع و مطالعه مدارک و مستندات به این مشکلات مهمی برخورد کردیم :
بهره گیری از نظرات صاحب نظران و مشارکت در اتخاذ تصمیم های صحیح در اجرای پروژه های شیمیایی و انرژی برای ما باعث افتخار است
درباره این سایت