پیش گفتار
اگر چه بررسی فرآیند تصفیه گاز طبیعی از مرحله خروج از سر چاه تا مرحله مصرف یا همان فراوری گاز طبیعی و به عبارتی شیرین سازی آن در قالب گزارش کارآموزی نمی گنجد ولی با توجه به اهمیت موضوع و جلوگیری از مطرح شدن مباحث تکراری درباره واحد تصفیه گاز برآن شدیم که موضوع فرآوری گاز طبیعی را طی دو گزارش وبا شرح مختصر هر کدام از مراحل آن ارائه نمائیم. بدین صورت که پس ذکر کلیاتی درباره فراوری گاز طبیعی ابتدا به بررسی روند جداسازی میعانات گازی می پردازیم و سپس جدا کننده های گاز / مایع ونحوه طراحی آنها راتوضیح می دهیم. در ادامه عملیات تفکیک و تخلیص و روشهای مختلف آن را توضیح می دهیم ودر نهایت فرآیند آبزدایی از گاز طبیعی و روشهای مختلف آن را در گزارش اول مورد بررسی قرار می دهیم و مابقی مباحث مربوط به فراوری گاز طبیعی را به گزارش بعد (گزارش کارآموزی ششم) موکول می نماییم.
یادآور می شوم که هدف از تهیه این گزارشات آشنایی کلی با مراحل و روشهای مختلف فراوری گاز طبیعی است وفراتر از صرفا یک واحد تصفیه گاز می باشد. امید است که مورد توجه و عنایت دوستان و همکاران محترم واقع شود.
کلیات
فرآوری گاز طبیعی شامل جدا سازی برخی سازنده های موجود در جریان خروجی از چاه، آب، گاز های اسیدی و هیدروکربور های سنگین می باشدکه به منظور تنظیم خواص تجاری یا حمل و نقل انجام می گردد. توزیع این عملیات بین حوزه تولید و محل تحویل بر اساس ملاحظات اقتصادی صورت می گیرد. و معمولا ترجیح داده می شود که تنها عملیات مربوط آماده کردن گاز برای حمل و نقل در نزدیکی محل تولید انجام شود.
در اولین مرحله برشهای مایعی که ممکن است در جریان خروجی از چاه موجود باشند، جدا می شوند. این مایعات شامل برشهای هیدروکربوری مایع وآب ترکیب نشده می باشند. مرحله بعد فراوری به سیستم مورد قبول حمل و نقل بستگی دارد. گاز طبیعی و برشهای مختلف آن را می توان به شکلهای گوناگونی انتقال داد :
الف : گاز طبیعی فشرده شده (CNG، خط لوله گاز)
ب : گاز طبیعی مایع شده (LNG)
ج : گازهای نفتی مایع شده (LPG)
د : مواد شیمیایی (متانول، آمونیاک، اوره و ... ) .
برخی سازنده های گاز طبیعی باید از آن جدا شوند و این به دلایلی است که توسط مراحل بعدی تولید و یا انتقال گاز به سیستم تحمیل می شوند و یا به علت مشخصات تجاری یا قانونی است که گاز باید با آنها منطبق باشد. بنابراین ممکن است لازم باشد مواد زیر حداقل بصورت جزئی از گاز جدا شوند.
الف : سولفید هیدروژن (H2S) که سمی و خورنده است.
ب : دی اکسید کربن (CO2) که خورنده بوده وارزش گرمایی ندارد و می تواند در فرآیند سرماسازی منجر به تولید کریستال شود.
ج : جیوه به صورت آلیاژ با پایه آلومینیوم که سمی و خورنده است.
د : آب، که منجر به تشکیل هیدرات ها و ایجاد خوردگی می گردد.
ه : هیدروکربنهای سنگین، که منجر به ایجاد فاز مایع در سیستم انتقال می شوند.
و : نیتروژن، که ارزش حرارتی ندارد.
در مورد انتقال توسط خط لوله، مشخصات لازم جهت انتقال گاز به گونه ای تنظیم می شوند تا از تشکیل فاز مایع، مسدود شدن خط لوله توسط هیدرات و خوردگی بیش از اندازه جلوگیری شود. یک مقدار حداکثر برای دمای شبنم آب و هیدروکربن ها برای سیستم تعیین می گردد. مشخصات لازم برای کنترل نقطه شبنم هیدروکربن ها به شرایط انتقال گاز بستگی دارد و ممکن است به عنوان مثال در مقدار ْC 0 تنظیم شود تا از تشکیل فاز مایع در اثر میعان جلوگیری گردد. در مورد گازهای تجاری، مشخصات گازاز حساسیت بیشتری برخوردار بوده و علاوه بر این از نظر ارزش حرارتی باید در محدوده معینی قرار گیرند.
| 39100 KJ/Nm³ - 30500 |
ارزش حرارتی کلی (GHV) |
| < - 6 Cْ |
نقطه شبنم هیدروکربن |
| < 50 ppm Vol |
محتوای آب |
| < 0.5 mol % |
محتوای C5+ |
حداکثر مقدار H2S موجود در گاز فراوری شده معمولا بسیار کم می باشد و اغلب در محدوده بین 2 – 20 mgr/sm³ قرار می گیرد. اگر قرار باشد گاز طبیعی به صورت مایع در آید، یک فرآیند اولیه لازم است بر روی گاز صورت گیرد تا ترکیباتی که احتمال دارد در مبدل های حرارتی واحد مایع سازی به صورت کریستال در آیند، ازگاز حذف شوند. طی مرحله مایع سازی معمولا یک تفکیک بین متان و هیدروکربن های سنگین تر صورت میگیرد. بنابراین پس از رسیدن برش LNG به ظرف دریافت کننده نهایی، گازی را که مجددا در واحد گازسازی به دست می آید معمولا می توان به طور مستقیم به شبکه توزیع فرستاد. اگر گاز تحت تاثیرتبدیلات شیمیایی برای نقل و انتقال آماده شده باشد، فرآیند اولیه که باید بر روی گاز انجام شود به نوع فرآیند تبدیل شیمیایی مصرفی بستگی دارد. استفاده از
کاتالیزورها خصوصیاتی را به سیستم تحمیل می کند که غالبا بسیاردقیق و پایدار است.
جداسازی میعانات
جدا سازی چند مرحله ای : اگر جریان خروجی از چاه با گاز های همراه یا گاز های میعانی همراه باشد، گاز طبیعی با یک فاز مایع همراه خواهد بود. در نخستین مرحله، فاز مایع در فشاری نزدیک به فشار سر چاه از گاز جدا می شود. در این حالت، خصوصا اگر فشار نسبتا بالا باشد، فازمایع دارای بخش زیادی متان و هیدروکربن های سبک حل شده در آن بوده و لازم است تا با کاهش فشار تثبیت شود. این عملیات منجر به تولید مقدار بیشتری گاز و یک فاز مایع می شود و برش مایع شده یا نفت حاصل را می توان در فشار اتمسفر ذخیره کرد یا انتقال داد. فشار بخار نهایی فاز مایع بسیار مهم است زیرا تعیین کننده درجه ایمنی ذخیره و انتقال بوده و بر میزان اتلاف بعدی نیز اثر می گذارد. این فشار بخار بر اساس اندازه گیری های استاندارد و مرجع آن معمولا فشار بخار Reid است، که بر حسب psi (lb/in²) و دمای ْ 100 F ( ْ38 c ) بیان می شود. بنابراین بنزینی با RVP برابر با 10 دارای فشار بخار Reid مساوی 10 psi (68.95 KPa) در دمای ْF 100 است.
به منظور رسیدن به یک جداسازی مطلوب بین فازهای مایع وگاز، لازم است از چندین مرحله جداسازی با مسیر فشار نزولی طی مراحل استفاده شود. بازیافت فاز مایع با افزایش تعداد مراحل زیاد می شود. تعداد این مراحل معمولا بین 2 تا 4 بوده و به GOR وفشار سر چاه بستگی دارد. (Gas Oil Ratio)
الف : 2 مرحله، GOR کم، فشار سر چاه کم.
ب : 3 مرحله، GOR متوسط تا زیاد، فشار سر چاه متوسط.
ج : 4 مرحله، GOR زیاد، فشار بالا در سر چاه یا بعد از تراکم مجدد.
مخزن ذخیره نهایی معمولا در فشاری نزدیک به اتمسفر نگه داشته می شود. و نشان دهنده آخرین مرحله در جداسازی می باشد. معمولا جداسازی سه مرحله ای نشان دهنده نقطه بهینه
اقتصادی می باشد. در این حالت بازیافت فاز مایع در مقایسه با دو مرحله ای، 2 تا 12 درصد بیشتر می باشد ودر مواقعی به 25 درصد نیز می رسد. مقدار مایع و بخار بازیافتی در یک فشار
مشخص به وسیله محاسبات تعادل و مدل متکی به یک معادله حالت به دست می آیند. این کار کمک می کند تا بتوان مقدار فشار هر یک از جداکننده ها را بهینه کرد. فشارها معمولا
به صورتی تنظیم می شوند که نسبت فشارها در دو جداکننده متوالی Rp مقدار ثابتی باشد. بنابراین اگر Pi فشار یک مرحله بوده و n تعداد کل باشد، آنگاه:
P = (Pi-1 / Pi) = (P1/Pn) ^1/n
اگر فشار در اولین مرحله ( بالا، HP) و در آخرین مرحله (معمولا نزدیک به اتمسفر) مشخص باشند، فشار در هر مرحله ای را می توان تعیین کرد. در مورد جداسازی سه مرحله ای با کمک نمودار می توان فشار بهینه مرحله میانی را با دقت بیشتری تعیین نمود. برای اینکه بتوان برشهای گازی حاصل از جداکننده هایی که در فشار متوسط MP وفشار پایین LP عمل می کنند، را بازیافت نمود لازم است آنها را تا فشار اولین جداکننده (HP)، متراکم نمود. در مورد گازهای همراه، تراکم مجدد گازهای حاصل از جداکننده های پایانی بسیار پر هزینه می باشد، بنابراین ممکن است گازهای حاصل از جداکننده فشار پایین سوزانده شوند.
جداکننده های گاز / مایع
یک جداکننده گاز / مایع شامل قسمت های زیر می باشد:
الف : بخش جداسازی اولیه که یک منحرف کننده (Diverter) در ورودی آن قرار داشته و حرکت گریز از مرکز به سیال اعمال و آثار نیروی جاذبه را تقویت می کند.
ب : بخش ته نشینی که با فراهم آوردن زمان اقامت کافی موجب جدا شدن قطرات فاز مایع می شود.
ج : رطوبت گیر (Mist Extractor) در محل خروج گاز، تا قطرات مایع کوچکتر را که همراه گاز می باشند، به دام اندازد.
د : تجهیزات کنترل کننده وایمنی (کنترل کننده های فشار، دما، سطح).
سه نوع اصلی از جداکننده ها وجود دارد(عمودی، افقی، کروی) و انتخاب آنها بر اساس شرایط کاربرد و قابلیت های هر یک، صورت می پذیرد. زمانی که چاه دارای GOR کم تا متوسط می باشد یا هنگام ورود لخته های مایعات (Liquid Slag)، از جداکننده های عمودی استفاده می شود. در این نوع جداکننده، امکان نوسان بیشتر سطح مایع وجود داشته و
تبخیر مجددمایع به درون فازگاز محدود می شود و در ضمن مساحت کمتری از سطح زمین را اشغال می کند. با وجود این ساخت جداکننده های عمودی، در ظرفیتی معادل با سایر جداکننده ها نسبتا گران می باشدو معمولا از جداکننده های افقی نیز حجیم ترند.
جدا کننده های افقی در مواردی که گاز دارای GOR بالابوده و یا امکان تشکیل کف زیاد باشد، به کار می روند. جداکننده افقی دو لوله ای نسبت به کل فاز مایع دارای ظرفیت جداسازی بالاتری است وقسمت پایینی آن، بخش جمع آوری مایع و قسمت بالایی آن، بخش جداسازی می باشد.