میعانات گازی: تفاوت میان نسخه‌ها
محتوای حذف‌شده محتوای افزوده‌شده
P.arashnia (بحث | مشارکتها) بدون خلاصۀ ویرایش |
اصلاح نویسه‌های عربی، اصلاح فاصلهٔ مجازی، اصلاح ارقام، اصلاح سجاوندی |
||
خط ۱:
'''مهندسی گاز طبیعی''' {{انگلیسی|Natural Gas engineering}} یکی از گرایشهای[[
▲[[پرونده:Propane retail 06758.JPG|thumb|220px|پمپ بنزین پروپان در [[اوریگان|اریگان]] در آمریکا]]
== مقدمه ==
[[گاز طبیعی]] که از مخازن گازی استحصال می‌شود عمدتاً حاوی حجم قابل ملاحظه‌ای [[میعانات گازی]] است. مخصوصاً زمانی که حجم برداشت گاز از مخزن زیاد باشد. میعانات گازی به جریان هیدروکربنی مایع گفته می‌شود که در ذخایر گاز طبیعی وجود دارد و به صورت رسوب و ته نشین در گاز استخراجی یافت می‌شود و عمدتاً از [[پنتان]] و هیدروکربنهای سنگینتر (+C5) تشکیل شده و دارای گوگرد پایین می‌باشد و معمولاً عاری از انواع فلزات است و تقریباً نیمی از آن را [[نفتا]] تشکیل می‌دهد.
میعانات گازی بر خلاف [[بوتان]] و [[پروپان]] نیازمند شرایط ویژه برای مایع ماندن نیستند و به شیوه‌های مختلف قادر به تبدیل به [[نفت
ارزش حرارتی ناویژه هر لیتر از میعانات گازی حدود۴/۳۲۷۰۶ بی تی یو که تقریباً معادل با ارزش حرارت ۸۲۶/. متر مکعب گاز طبیعی خط لوله اول سراسری است. بنابراین، این محصول به دلیل داشتن ارزش حرارتی بالا از اهمیت قابل توجهی برای صادرات برخوردار می‌باشد. به گونه‌ای که صادرات آن می‌تواند هزینه سرمایه گذاری اولیه یک پالایشگاه گازی را در ظرف مدت زمان کوتاهی برگرداند به شرط آنکه مشخصه فنی مطلوب را داشته باشد. ▼
▲ارزش حرارتی ناویژه هر لیتر از میعانات گازی حدود۴/۳۲۷۰۶ بی تی یو که تقریباً معادل با ارزش حرارت ۸۲۶/. متر مکعب گاز طبیعی خط لوله اول سراسری است. بنابراین، این محصول به دلیل داشتن ارزش حرارتی بالا از اهمیت قابل توجهی برای صادرات برخوردار می‌باشد. به گونه‌ای که صادرات آن می‌تواند هزینه سرمایه گذاری اولیه یک پالایشگاه گازی را در ظرف مدت زمان کوتاهی برگرداند به شرط آنکه مشخصه فنی مطلوب را داشته باشد.
بر اساس برآورد موسسه تحقیقات انرژی "فکتس"، مستقر در هانولولوی آمریکا، ظرفیت تولید میعانات گازی ایران از ۹۵ هزار بشکه در روز در سال ۲۰۰۱، نزدیک به یک میلیون بشکه در روز در سال ۲۰۱۳ خواهد رسید.
بیشترین میزان تولید میعانات گازی ایران از میدان گازی پارس جنوبی می‌باشد. این میدان گازی، بزرگ‌ترین منبع گازی است که بر روی خط مرزی مشترک ایران و قطر در خلیج‌فارس و در فاصله ۱۰۵ کیلومتری ساحل جنوبی ایران قرار دارد. مطالعات انجام شده نشان می‌دهد که بیش از ۱۴ تریلیون متر مکعب گاز طبیعی و افزون بر ۱۸ میلیارد بشکه میعانات گازی را در خود جای داده و روزانه ۲۰۰ هزار بشکه میعانات گازی توسط فازهای یک تا پنج از این میدان تولید می‌شود و بنا به گزارش خبر گزاری مهر به نقل از مدیر عامل شرکت نفت و گاز پارس جنوبی تا کنون ۲۰۰ میلیون بشکه میعانات گازی از پارس جنوبی به ارزش ۱۰ میلیارد دلار صادر شده‌است.
باتوجه به حجم عظیم میعانات گازی تولیدی در کشور، بررسی کاربردی برای رسیدن به یک مشخصه فنی مطلوب برای این محصول جهت استفاده بهینه بسیار ضروری است. در این مقاله سعی شده به صورت خلاصه فرایندهای تثبیت میعانات گازی جهت رسیدن به شرایط فنی مطلوب بررسی و معرفی گردد.
== هدف از تثبیت میعانات گازی(
[[پرونده:MiRO4.jpg|thumb|300px]]
میعانات گازی پس از جداسازی از گاز طبیعی حاوی عناصر فراری از هیدروکربنهای سبک همچون متان، اتان و... می‌باشد که چنانچه در شرایط محیطی مناسب قرار گیرند، می‌توانند از فاز مایع جدا شده و باعث دو فازی شدن سیستم و پیوستن به فاز گازی شوند که این امر اثرات نامطلوبی در کیفیت محصول، نگهداری وانتقال به همراه خواهد داشت. بنابراین به منظور رسیدن به شرایط مطلوب جهت نگهداری، انتقال و فروش بایستی به صورت پایدار تک فازی مایع در آید.
به مجموعهٔ این عملیات پایدارسازی اصطلاحاً Condensate Stabilization، یا تثبیت میعانات گازی گفته می‌شود، این عملیات به سه دلیل انجام می‌شود:
* حذف هیدرروکربنهای سبک وقابل تبخیر (عناصر فرار) و یا به عبارتی دیگر بازیافت متان، اتان، پروپان و تاحدود زیادی بوتان یا LPG از جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) می‌باشد.
* کاهش فشار بخار سیال و رساندن آن به یک (Reid Vapor Pressure) RVP معین به عنوان یک مشخصه فنی، به گونه‌ای که بتوان از دو فازی شدن سیال جلوگیری به عمل آید.
RVP روش خاصی برای مشخص کردن نوع برشهای هیدروکربنی است، در روش Reid سیال هیدروکربنی در یک محفظه با فشار متغیر قرار می‌گیرد و تا دمای oC ۸/۳۷ حرارت داده می‌شود، پس از مدتی فشار بالای این سیال ثابت می‌گرددکه این
شکل ۱ نمودار حالت تعادلی فشار- دمای میعانات گازی را قبل و بعد از عملیات تثبیت برای یک ترکیب از میعانات گازی که در جدول ۱ آمده، نشان می‌دهد. همچنین این نمودار نشان دهنده کاهش فشار بخار سیال با حذف عناصرسبک می‌باشد.
* کاهش میزان آب همراه با میعانات به کمتر از ppmw ۵۰۰ و حذف مرکپتان و عناصراسیدی از سیال (البته قابل ذکر است که میعانات گازی به صورت طبیعی حاوی مقادیرخیلی کمی از , H2S CO۲ نسبت به جریان هیدروکربنی گازی می‌باشند.)
== روشهای تثبیت میعانات گازی(Stabilization System) ==
عمده‌ترین روشهایی که برای تثبیت میعانات گازی استفاده می‌شوند عبارت‌انداز جداسازی براساس ایجاد شرایط تعادل فازی بین بخار ومایع (Flash Vaporization) و جداسازی برپایه اختلاف نقطه جوش هیدروکربنها(Stabilization by Fraction
* Flash Vaporization:
در این روش، تثبیت میعانات گازی براثر عمل تفکیک عناصر فرار از هیدروکربنهای سنگینتر براساس تعادل فازی بین بخار و مایع در یک سری Flash Tank تارسیدن به یک RVP معین صورت می‌پذیرد.
پس از جداسازی جریان مایع از جریان گازی درون Slugcatcher، جریان مایع برای عمل تفکیک میعانات گازی از آب و محلول MEG (
جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) جداشده، که در اثر افت فشار ناگهانی با عبوراز یک شیر فشار شکن به صورت دو فازی در آمده، وارد اولین Flash Tank می‌شود سپس عمل تفکیک دو فاز بر اساس تعادل فازی بین بخار و مایع در دما و فشار نهایی جریان، درون Flash Tank صورت می‌پذیرد
جریانهای گازی جدا شده از بالای Flash
شکل ۲ یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Flash Vaporization نشان می‌دهد.
* Stabilization by Fraction
در این روش جدایش عناصر سبک و قابل تبخیر از هیدروکربنهای سنگین براساس اختلاف در نقطه جوش هیدروکربنها صورت می‌پذیرد.
این سیستم از یک جداکننده سه فازی که Stabilizer Feed Drum نیز نامیده می‌شود، یک برج تثبیت کنندهStabilizing Tower (که می‌تواند به صورت سینی دار و یا پر شده از پکینگ باشد)، یک Reboiler در پایین برج، یک خنک کننده (Condenser) در بالای برج ویکسری مبدلهای حرارتی و پمپها تشکیل شده‌است.
جریان مایع جداشده از جریان اصلی گاز در قسمت Slugcatcher که شامل میعانات گازی، آب و گلایکول می‌باشد به یک جداکننده سه فازی ارسال می‌گردد وجریان هیدروکربنی پس از تفکیک به عنوان خوراک اصلی به قسمت بالای برج تثبیت Stabilizer Column فرستاده می‌شود. این برج به گونه‌ای است که فضا و زمان لازم برای تبادل جرم و انرژی بین دو فاز مایع و بخار را فراهم می‌کند. چنانچه برج از نوع سینی دار باشد، سینیهای بالای سینی خوراک، نقش تقطیری و سینیهای زیر سینی خوراک نقش جداسازی و یا دفع هیدروکربنهای ناپایدار و سبک را از جریان هیدروکربنی دارد. شکل ۳ یک نمونه از برج تثبیت همراه با یک Condenser دربالا و یک Reboiler در پایین برج نشان می‌دهد.
دمای Reboiler در این سیستم به گونه‌ای تنظیم شده که سبکترین هیدروکربن در قسمت تحتانی برج (به عنوان جریان محصول) پنتان و سنگین‌ترین هیدروکربن درجریان گازی بالای برج، بوتان باشد.
جریان خروجی پایین برج بعد از تبادل انرژی با جریان خوراک ورودی و رسیدن به دما و فشار معین به عنوان محصول نهایی تثبیت شده، شناخته می‌شود. قسمتی از جریان بخار بالای برج که پس از تبادل حرارتی در قسمت خنک کننده به صورت مایع در آمده برای تنظیم دمای جریان بالای برج و کنترل خلوص جریان به عنوان Reflux به برج برگشت داده می‌شود و بخارات باقی مانده بعد از تبادل حرارتی در خنک کننده به عنوان جریان هیدروکربنی سبک که عمدتاً شامل [[متان]]، [[اتان]]، [[پروپان]] و [[بوتان]] می‌باشد به سیستم فراورشی گاز فرستاده می‌شود.
قابل ذکر است که جریان هیدروکربنی قبل از ورود به برج ابتدا نمک زدایی شده و با استفاده از انرژی جریانهای گرم در مبدلهای حرارتی افزایش دما پیدا می‌کند. ناگفته نماند که جریان خروجی از پایین برج Debutanizer که اکثراً شامل C۵+
با مقایسه بین این دو روش می‌توان گفت: روش Fractionنسبت به روش قبل برای رسیدن به یک RVP معین، دقیق تر و از لحاظ اقتصادی به صرفه می‌باشد ولی در گذشته به دلیل سادگی کار عمدتاً روش Flash Vaporization متداول بوده.
== منابع ==
# GPSA; “Gas Processors Suppliers Association”, Tenth Edition, copy right at ۲۰۰۰
| |||