بخشی از مقاله
چکیده
اساس روش جدید ارایه شده، بر مبنای فرایند سرد سازی برای شیرین سازی گاز طبیعی استوار است، که در این روش، از اختلاف دمای جوش ترکیبات موجود در گاز و سیکل سرد سازی، برای حذف ترکیبات گازهای اسیدی استفاده می شود. در این مقاله فشار گاز ترش خروجی از میادین گازی مورد بررسی قرار گرفت و فرآیند سرد سازی طی 2 و 5 مرحله انجام پذیرفت. از مهمترین مزایای این روش افزایش زمان بهره برداری از میادین گازی، کاهش هزینه ها، کنترل راحتتر فرایند، زمان راه اندازی کوتاه و ساده بودن فرایند می باشد.
.1 مقدمه و هدف
از مهم ترین ناخالصی های موجود در گاز طبیعی H2S و CO2 که قبل از انتقال گاز باید آنها را جداسازی کنیم. اگر غلضت H2S از 5ppm بیشتر باشد، باعث سوزش چشم وآسیب رساندن به مجاری تنفسی می شود و حتی تماس با غلظتهای بیشتر آن، باعث از بین رفتن قدرت بینایی و در نهایت منجر به مرگ می گردد .[2] ترکیبات گوگردی، اسیدی بوده و به راحتی با فلزات واکنش می دهند. این موضوع باعث ایجاد دو مسئله مهم تکنیکی می شود. اول اینکه آنها باعث خوردگی تجهیزات و خطوط لوله می شوند و دوم اینکه با کاتالیست ها که اغلب فلزی یا اکسیدهای فلزی هستند واکنش داده و باعث مسمومیت - از بین رفتن فعالیت کاتالیزوری آنها - می شوند.
اگر کربن دی اکسید در گاز وجود داشته باشد، میزان خلوص و ارزش حرارتی گاز کاهش می یابد و همچنین باعث خفه کردن آتش نیز می شود. در صورت افزایش میزان گاز CO2 از 50 ppm در مخلوط گاز هیدروکربونی، خوردگی CO2 - در حضور آب - اتفاق می افتد. دما، فشار و غلظت آب از عوامل تشدید خوردگی CO2 می باشند.[5] این ترکیبات افزون بر این که از آلاینده های هوا محسوب می شوند، در نتیجه ترکیب با رطوبت اتمسفری، تولید باران های اسیدی می کنند.
واحد شیرینسازی، از اصلی ترین واحدهای هر پالایشگاه می باشد. فرآیند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده میشود. در این مرحله عمدتاً ترکیبات H2S و قسمتی از CO2 از گاز جدا می شود و به مقدار مطابق با استاندارد محصول مورد نیاز رسانده می شود. این فرآیند می تواند روی طراحی تمام تاسیسات فرآیند گاز از جمله انتخاب روش برای دفع گازهای اسیدی و بازیافت گوگرد، نم زدایی، استحصال و تقطیر مایعات و شیرین سازی محصول مایع تاثیر بگذارد. برخی از عواملی که در انتخاب واحد شیرین سازی گاز، باید مورد توجه قرار گیرند عبارتند از: نوع و غلظت ناخالصی های موجود در گاز ترش، دما و فشار گاز ترش موجود و دما و فشاری که گاز شیرین باید تحویل شود، حجم گازی که باید مورد فرآیند قرار گیرد و هزینه کل و هزینه عملکرد.[4]
. 2 تئوری و پیشینه تحقیق
تکنولوژی های مختلفی شیرین سازی وجود دارد. مثل: حذف گازهای اسیدی با کمک جذب فیزیکی و شیمیایی[6]، جداسازی با غشاء [1]، روش [8] pressure-swing adsorption - PSA - و ... . عموما جداسازی این ترکیبات از طریق حلال جاذب و عمدتاً حلال آمین انجام می گیرد و سپس آمین مصرف شده احیاء می گردد و در حقیقت گاز ترش به دو محصول، گاز شیرین - عمدتاً متان - و مابقی جهت سوخت توربین های گاز مولد برق، دیگ های بخار و کورهها مورد استفاده قرار می گیرد. با اولین کاربرد در سال 1930 توسط Bottoms برای شیرین سازی گاز، آلکانل آمین ها به پرکاربرد ترین حلال ها برای جذب گازهای اسیدی از جریان های گاز طبیعی تبدیل شدند. تری اتانل آمین - TEA - نخستین بار برای شیرین سازی گاز به صورت تجاری مورد استفاده قرار گرفت.
سپس در کاربردهای متداول توسط مونو اتانل آمین - - MEA ، دی اتانل آمین - - DEA ، دی ایزو پروپانل آمین - DIPA - و دی گلیکول آمین - MDEA - جایگزین شدند. فرآیندهای آلکانل آمین مخصوصا وقتی کاربرد دارد که فشار جزیی گازهای اسیدی پایین باشد یا میزان مورد نظر گازهای اسیدی درگاز شیرین کم باشد. به دلیل این که آب موجود در محلول جذب هیدروکربن های سنگین را به حداقل می رساند، این فرآیندها مخصوصا برای گازهای محتوی هیدروکربن های سنگین مناسب می باشند.[7]
به تدریج که از میدان گازی، گاز استخراج می گردد، فشار میدان کاهش می یابد تا حدی که پس از مدتی - که این مدت بستگی به فشار اولیه میدان، میزان تولید، روند افت فشار در میدان، و فشار تعهد تحویلی گاز دارد - ، دیگر نمی توان فشار تعهد تحویلی گاز به پالایشگاه را تأمین نمود، لذا به منظور افزایش راندمان بازیافت از مخزن گازی افت فشار یافته، بایستی سیستمی ایجاد کرد که بتواند این فشار تعهد تحویلی را تأمین نماید.[4] بدین معنی که توان انتقال گاز را تا فشار مورد نیاز فرآیندهای پالایشگاهی به پالایشگاه را داشته باشد، حال اگر Choke Valve های سرچاهی را ببندیم تا حدی که فشار مورد نیاز این فرآیندها - فشار تعهد تحویلی - تأمین گردد، شاید بتوان به این فشار نائل گردید، لیکن به دلیل بستن Choke Valve های سرچاهی، دبی کاهش می یابد.
به عبارت دیگر دبی تعهد تحویلی به پالایشگاه که براساس برنامه ریزی های سیستمهای نظارت بر تولید گاز که نیازمندیهای کشور را برنامه ریزی و مشخص می نماید، نسبت به برنامه ریزی کاهش یافته، و با افت فشار بیشتر، این دبی کاهش بیشتری می یابد. به منظور تأمین فشار مورد نیاز پالایشگاهی از یکطرف و دبی تعهد تحویلی حسب برنامه ریزی کشوری از طرف دیگر، نیازمند یک ایستگاه تقویت فشار جهت گاز خروجی از میدان گازی هستیم تا بتواند این مهم را برآورده سازد.
با توجه به محدودیت Compression Ratio که مبین نسبت فشار خروجی به فشار ورودی می باشد. در یک ایستگاه تقویت فشار گاز، میزان فشار ورودی به ایستگاه محدودیت دارد و از یک حداقل فشار نمی بایستی کمتر گردد. حال اگر بتوانیم گازهای اسیدی را در مراحل ابتدایی و قبل از پالایشگاه از گاز طبیعی جدا سازی کنیم، این ترکیبات در مسیر کوتاهتری از فرایند خارج می شوند که این موضوع، خود باعث جلوگیری از خسارات احتمالی می شود و از طرف دیگر راندمان فرایند بهبود می یابد. با کمک سیکل سرد سازی می توانیم قسمتی اعظمی از ترکیبات H2S و CO2 را در فشارهای پایین تر جداسازی نماییم. با این کار این ترکیبات جدا شده و دیگر لازم نیست تا فشار متعهد شده متراکم شوند. از مزایای دیگر این روش، افزایش عمر مفید بهره برداری از میدان گازی، کنترل راحتتر فرایند، زمان راه اندازی کوتاه و ساده بودن فرایند می باشد.
.3 مواد و روشها
در این مقاله برای انجام محاسبات و انجام شبیه سازی از نرم افزار Aspen Hysys v8.4 استفاده شده است. ترکیبات شیمیایی گاز طبیعی مطابق با جدول 1 در نظر گرفته شده است و درادامه از سیکل سردسازی استفاده شده است.
