تصفیه گاز
| دسته بندی | نفت و گاز |
| بازدید ها | 0 |
| فرمت فایل | docx |
| حجم فایل | 63 کیلو بایت |
| تعداد صفحات فایل | 125 |
تصفیه گاز
مقدمه :
مقدار گازی که برای استحصال انرژی و یا تولید ترکیبات شیمیایی و پتروشیمی مصرف می شود بسیار زیاد است . گازهای مولد انرژی از هیدروکربورهای سبک هستند که ممکن است ناخالصیهایی هم داشته باشند که قبل از مصرف بایستی جدا شوند . گاز طبیعی ممکن است بعنوان همراه با استخراج نفت و یا مستقلا از منابع گاز زیر زمینی ( مانند کنگان و سرخس ) بدست می آید .
عمده ترین ناخالصیهای موجود ئیدروژن سولفوره ، انیدریدکربنیک و رطوبت است مقدار ناخالصیهای موجود بستگی به منابع تولید دارد و امکان دارد که مقدر ئیدروژن سولفوره آن تا 50 درصد مجموع نیز برسند .
1-1- تعریف گاز طبیعی و شناخت آن :
همانطوریکه اشاره شد گاز طبیعی ترکیبی است که هیدروکربورهای اشباع شده شامل گاز متان ( CH4) ، اتان (C2H6) ، پروپان ( C3H8) ، بوتان ( C4H10) و درصد ناچیزی هیدروکربورهای سنگین و نظیر پنتان و غیره . جزء عمده گاز طبیعی را متان که سبکترین بخش ترکیبات نفتی است و میزان آن به 95 درصد مجموع و سپس اتان که در بعضی مخازن نسبت آن 10 درصد مجموع را شامل می شود .
هیدروکربورهای گاز به طور کلی به دو دسته تقسیم می شوند :
الف ) گازهای جدا شده از نفت چه در دستگاههای بهره برداری جدا شوند و یا در مخزن زیر زمینی جدا شوند به آنها گاز همراه یا مرتبط با نفت و یا ( ASSOCIAIE GAS) گویند .
مانند گازی که همراه نفت از چاههای نفت جنوب کشور خارج می شود . با توجه به اینکه گاز همراه با نفت دارای هیدروکربورهای سنگین نیز می باشند . پس از استخراج نفت آنرا وارد دستگاههای تفکیک نفت نموده و هیدروکربورهای تر و خشک مجموعه از آن جدا می شوند و سپس با یک سلسله عملیات در کارخانه های گاز و گاز مایع ( N.E.L) شرکت ملی نفت ، گاز خشکی جدا و بوسیله خط لوله تحویل شرکت ملی گاز می گردد .
ب) گازهائیکه هنگام اکتشاف همراه نفت نبوده و تماس هم با نفت نداشته اند آنها را گاز غیر همراه یا غیر مرتبط و یا ( NON – ASSOCIATED) گویند .
2-1- انواع گاز طبیعی و موارد مصرف :
گاز طبیعی برحسب ناخالصیهای موجود در آن بنامهای مختلف شناخته می شوند که در اینجا به دو نوع آن اشاره می نمائیم .
1- گاز شیرین :
گاز شیرین گازی است که هیدروژن سولفوره ( H2S) و گاز انیدریک کربنیک ( CO2) آن در حداقل مجاز و مناسب خط لوله باشد .
2- گاز ترش :
دستگاههای مربوطه و پایین آوردن ارزش حرارتی گاز طبیعی می بایستی از آن جدا گردند ، لذا پالایشگاه گاز بید بلند بهمین دلیل تاسیس شده است تا گازهای اسیدی حاصله از منابع نفتی آغاجاری را که درصد حجمی آن به 3.3 درصد می رسد از گاز طبیعی جدا نماید .
گاز طبیعی بعلت فراوانی و ارزش حرارتی بالا و همچنین با توجه به ارزش حرارتی معادل در مقام مقایسه با کلیه سوختهای جامد ، مایع و نیروی برق ارزانتر است .
لذا سوخت و ایجاد حرارت در توربینها و موتورهای گازسوز ، سوخت کارخانجات تجارتی مصارف خانگی و همچنین در صنایع پتروشیمی بعنوان ماده خام قابل تبدیل بموادی است که فرآورده های بیشماری از قبیل انواع کود ، مواد پاک کننده ، الیاف مصنوعی ، رنگ و کالاهای پلاستیکی که از آن جمله هستند .
3-1- تصفیه گاز :
تصفیه گاز در حقیقت جدا کردن موادی نظیر هیدروژن سولفوره و گاز کربنیک از گاز طبیعی می باشد بیش از 70 درصد تاسیسات فرآورش گاز دارای تاسیسات شیرین سازی گاز می باشند ، معمولا گازهای ترش هم دارای ئیدروژن سولفوره هم محتوی گاز کربنیک می باشد کربونیل سولفید ( COS) و کربن دی سولفید ( CS2) مرکاپتانها و سایر مشتقات گوگرد نیز ممکن است در گاز طبیعی موجود باشند . تصفیه گاز از ئیدروژن سولفوره و سایر ترکیبات گوگردی باید مشخصات استاندارد گازهای شیرین برای فروش در بازار را برآورده نماید .
جدا کردن گاز کربنیک از گازهای طبیعی معمولا به خاطر ارزش حرارتی و پائین آوردن حجم گاز در سیستم اتصال و برآورد نمودن پاره ای از نیازهای ویژه برای کارخانجات پتروشیمی انجام می پذیرد . کیفیت استاندارد برای گازهای تصفیه شده معمولا جداسازی ترکیبات و گاز کربنیک را با مقادیری به شرح زیر طلب می نماید . هیدروژن سولفوره برابر با ربع گرین در یکصد فوت مکعب گاز می باشد واحد گرین در صنعت داروسازی مورد استفاده قرار می گیرد .
هر پوند معادل 7000 گرین می باشد . بنابراین مقدار ربع گرین در یکصد فوت مکعب حدود 6-10 * 4 مول H2S دارد که معادل PPM 4 می باشد .
مقدار وزنی H2S به چگالی گاز بستگی دارد برای گازهای طبیعی ترش با چگالی 0.65 مقدار گاز های H2S در گازهای شیرین برابر 7PPM وزنی می باشد . در سیستم متریک در گاز با یک چهارم گرین H2S حدود 6 میلی گرم H2S در هر متر مکعب گاز وجود دارد . در فشار 1000 Psig فشار جزئی H2S در گاز با یک چهارم گرین H2S برابر 0.25 میلیمتر جیوه می باشد .
مرکاپتان : کمتر از ربع گرین در یکصد فوت مکعب گاز کل مشتقات گوگردی باید کمتر از پنج گرین در یکصد فوت مکعب گاز باشد .
گاز کربنیک : تا مقدار کمتر از 2 درصد مولی گاز کربنیک در گاز طبیعی و کمتر از 5 PPM برای تغذیه کارخانجات پتروشیمی می باشد .
منابع گاز
1-2- پیدایش گاز :
با کشف ذخایر بزرگ گازی منطقه های آبی و خاکی و گسترش این ذخایر میزان ذخایر گاز طبیعی شناخته شده ایران به 21 تریلیون متر مکعب رسانیده ، مقام دومی ایران در جهان بعد از روسیه با 56 تریلیون متر مکعب ذخائر گازی تثبیت شد . یقینا با افزایش مصرف جهانی و وجود محدودیتهای بالقوه انواع انرژی های دیگر ارزش این ماده مانند در آینده آشکارتر می شود .
منابع گازی به سه حالت مختلف در جهان و از جمله ایران مشاهده می شود :
1- گاز همراه نفت
در زمان استخراج نفت ، از چاه فوران می کند . مقادیر زیادی گاز نیز هنگام پالایش نفت از آن جدا می گردد که در گذشته به دلیل نبود پیش بینی های لازم و نداشتن محل لازم و نداشتن محل مصرف و نبودن امکان ذخیره سازی ، سوزانده می شد .
امروز با جدائی گاز از نفت و تشکیل شرکت ملی گاز ایران مقادیر زیادی از این گازها جمع آوری شده و به مصارف خانگی ، تجارتی و صنعتی به ویژه نیروگاههای برق و سایر تاسیسات مهم کشور رسانده می شود . گاز استخراج شده به دو حالت ترش و شیرین است . گاز ترش حاوی اسید ، آب و غیره است و در اثر پالایش از آن جدا شده و پس از نم زدائی به صورت گاز خشک در می آید .
|
ردیف |
کشور |
تریلیون متر مکعب |
درصد |
|
1 |
روسیه |
48.5 |
34.1 |
|
2 |
ایران |
20.7 |
14.6 |
|
3 |
قطر |
7.1 |
5 |
|
4 |
امارات |
5.5 |
4.1 |
|
5 |
عربستان |
5.3 |
3.7 |
|
6 |
آمریکا |
4.7 |
3.3 |
|
7 |
ونزوئلا |
3.7 |
2.6 |
|
8 |
الجزایر |
3.6 |
2.6 |
|
9 |
نیجریه |
3.4 |
2.4 |
|
10 |
عراق |
3.1 |
2.2 |
|
11 |
سایر کشورها |
36.4 |
25.4 |
|
|
مجموع |
142 |
100 |
کل ذخایر گاز طبیعی جهان
از سوی دیگر با گرفتن مواد سنگین ( برخی از ترکیبات هیدروکربورهای سنگین ) گاز استخراج شده تبدیل با گاز سبک می شود .
اما گاز استخراجی بعضی از میادین شیرین ( فاقد مواد اسیدی) است این نوع گاز تنها با عمل نم زدائی ، تبدیل به گاز خشک شده و برای مصرف آماده می شود و می توان آن را بدون انتقال به پالایشگاه به خطوط لوله تزریق کرده و به نقاط مصرف فرستاد .
2- گاز کلاهک :
گاز میادین نفتی ، به این ترتیب که مواد نفتی در قسمتهای پایین معدن و گاز در بالای آن قرار گرفته است .
3- میادین مستقل گازی و سازنده های گازی :
2-2- گاز همراه نفت :
در این نوع میادین از آنجا که گاز و نفت با هم هستند ، مقدار تولید گاز بستگی به میزان استخراج نفت دارد . هر قدر نفت بیشتری تولید شود گاز بیشتری حاصل می شود . این نوع گاز تقریبا منحصر به میادین نفتی مناطق نفت خیز جنوب ایران است گاز همراه نفت که (( گاز غنی )) نیز نامیده می شود ، گاهی حاوی اسیدهایی است که معمولا بوسیله تبرید آن در کارخانه های گاز و جدا کردن گاز مایع از آن تبدیل به گاز سبک می شود و آنگاه برای پالایش به تصفیه خانه و یا در صورت شیرین بودن به خط لوله سراسری منتقل و از طریق آن به نقاط مصرف ارسال می شود .
مایعات گازی حاصله را نیز به پالایشگاههای گاز مایع و یا کارخانه های پتروشیمی می فرستند . در سال 1346 شرکت ملی صنایع پتروشیمی که تنها دو سال از تاسیس آن می گذشت ، برای تاسیس سوخت خود برای اولین بار در تاسیسات خود واقع در بندر امام خمینی و بندر ماهشهر از گازهای گوگرددار مسجدسلیمان استفاده کرد . این سرآغاز بهره برداری واقعی از گازهای استحصالی میدان جنوب بود که سالها بی دریغ سوزانده می شد .
3-2- گاز کلاهک گازی :
گازهای کلاهک که گاز گنبدی نیز گفته می شود ، در داخل معدن و در تماس مستقیم با سطح بالایی نفت قرار دارد . حدود نیمی از مخازن گازی قابل استحصال ایران از این نوع است .
استخراج بی حساب از این نوع معادن موجب کاهش شدید فشار مخزن و گاززدائی نفت شده و استحصال کامل بخشی از نفت و مایعات گازی معدن را دچار اشکال می سازد بنابراین لازم است تا استحصال کامل نفت و مایعات گازی میدان از استخراج گاز کلاهک خودداری کرد چرا که در آینده ناگزیر باید همان گاز استخراج شده را با تحمل هزینه زیاد به منظور استفاده از نفت معدن ، دوباره به آن تزریق کرد .
4-2- میادین مستقل گازی :
این نوع میادین فقط حاوی گاز معمولی یا گاز مایع است و می توان به طور مستقل از آن برای تولید گاز بهره برداری کرد .
نخستین چاه مستقل گازی ایران چاه (( پازنان ))واقع در جنوب شرقی آغاجاری و جنوب غربی گچساران است که در سال 1305 هجری شمسی حفر شد و به جای نفت به منبع گاز طبیعی برخورد کرد . طی سالهای 1310 تا 1316 هـ . ش چاههای دوم و سوم و چهارم پازنان نیز که همه به منظور دستیابی به نفت حفر شده بود به گاز طبیعی برخورد به این ترتیب معلوم شد معادن پازنان به جای نفت ، میادین گازی است .
میادین گازی پارس شمالی در خلیج فارس با حدود 325/1 تریلیون متر مکعب و پارس جنوبی با حدود 850 میلیارد متر مکعب و همچنین میدان گازی کنگان با حدود 453 میلیارد متر مکعب گاز قابل استحصال از این نوع است .
به طور کلی تعداد این نوع میادین گاز در ایران ( در خشکی و آب ) به 25 میدان و تعداد سازنده های گاز به 9 مورد می رسد .
فرآیندهای شیرین سازی
1-3- فرایندهای شیرین سازی در بسترهای جامد :
جداسازی گازهای اسیدی در بسترهای جامد از طریق واکنش شیمیایی یا ایجاد پیوند یونی صورت می پذیرد . در این فرآیند ، گاز ترش از میان بستر جامد عبور نموده و گازهای اسیدی جذب بستر می شوند پس از اشباع بستر از گازهای اسیدی ، مخزن حاوی بستر جامد از مدار عملیات خارج و برای احیاء سازی یا تخلیه بستر و جایگزین مواد جامد ، آماده می گردد . به همین منظور ، مخزنی با ظرفیت مشابه ، پس از خارج شدن مخزنی اولی ، در مدار عملیات قرار می گیرد .
فرآیند شیرین سازی در بسترهای جامد شامل موارد زیر می باشد :
1- فرآیند آهن اسفنجی ( IRON SPONEE )
2- فرآیند غربال ملکولی ( MOLECULAR SIEVE )
3- فرآیند اکسید روی
1) فرآیند آهن اسفنجی :
دراین فرآیند،شیرین سازی گازازطریق واکنش اکسید آهن باH2S صورت میپذیرد . از این فرآیند برای شیرین سازی گازهای ترش با غلظت پائین H2S ( کمتر از 1gran / 100 scf ) استفاده شده و جدا سازی CO2 در آن صورت نمی پذیرد .
از فرآیند آهن اسفنجی از تعدادی مخازن متوالی حاوی (bydRATED IRON OXIDE) استفاده شده که در آن H2S به سولفید آهن تبدیل می شود :
واکنش شیمیایی فوق در حضور آب و دمای پایین تر از 120 درجه فارنهایت صورت می گیرد . در صورت کافی نبودن بخار آب در گاز ورودی به بستر ، تزریق آب به ورودی سیستم ضرورت پیدا می کند . کنترل PH بستر در محدوده 10-8 مهم بوده که با افزایش دما به بیش از 120 درجه فارنهایت ، اهمیت بیشتری پیدا می کند . عملیات کنترل PH با کمک محلول سود سوز آور آب آهک یا مخلوط آمونیاک و آب صورت می پذیرد.
عملیات احیاء سازی بستر بوسیله هوا صورت گرفته ، اکسید فریک هیدراته احیاء شده و گوگرد تولید می شود . نظر به گرمازا بودن واکنش سولفور آهن با اکسیژن ، هوای ورودی به بستر باید به آرامی وارد آن شود تا فرصت خارج کردن گرما از درون بستر را داشته باشد . سرعت زیاد هوا و گرمای واکنش ممکن است باعث انتقال بستر گردد .
بخشی از گوگرد تولیدی در حین عملیات احیاء سازی بستر رسوب نموده و باعث کاهش واکنش پذیری بستر و افزایش افت فشار گاز می شود . معمولا ، پس از تکرار 10 بار عمل احیاء سازی بستر ، مواد داخل مخزن بطور کامل تخلیه شده و اکسید فریک جایگزین آن می شود . مواد زیر از جمله مسایل عملیاتی فرآیند آهن اسفنجی می باشند .
حضور مایعات هیدروکربنی در گاز ورودی به بستر باعث تجمع آن در لابلای منافذ آهن اسفنجی شده و از واکنش H2S با اکسید آهن ممانعت به عمل می آورد .
در این فرآیند ، وجود آب آزاد جهت مرطوب کردن آهن اسفنجی الزامی می باشد . در این ارتباط ، پیش بینی تمهیدات ضروری جهت جلوگیری از یخ زدگی آهن اسفنجی در هوای سرد اهمیت زیادی دارد . در چنین شرایطی ، دمای گاز ورودی به بستر همیشه باید بالاتر از دمای بحرانی تشکیل هیدرات حفظ گردد .
آهن اسفنجی در اثر مرور زمان مصرف شده و باید با مواد تازه جایگزین شود . دفع مناسب مواد زائد از جمله عملیات و ایمنی می باشد .
مشخصات یک واحد اسفنجی در ایالات متحده آمریکا به قرار زیر است :
|
15 mm SCFD |
Sour Feed gas |
|
9 PPM |
H2S in Feed |
|
2 Vessels ( DIA = 12 |
NO . oF beds |
|
29 DAYS |
Operation cycle |
2- فرآیند غربال ملکولی :
در فرآیند های غربال ملکولی ، جداسازی آب ، ترکیبات گوگردی و آلاینده های دیگر از درون گاز و مایعات ترش صورت می پذیرد .
غربالهای ملکولی کریستالهای متشکل از ( ALKALImetal Alumino Silicates ) با شبکه متصل سه بعدی سیلیکان و آلومینا تترا هیدرات بوده و به صورت دانه های ریز و گلوله های کوچک ساخته می شوند . نام غربال ملکولی ناشی می شود که اندازه روزنه ها و تخلخل غربال ملکولی در حدی است که ملکولهای کوچک از آن عبور نموده ولی ملکولهای بزرگ قادر به نفوذ به درون آنها نمی باشند .
ساختمان کریستالی غربالهای ملکولی تعداد کثیری بار قطبی معروف به مناط فعال بوجود می آورند . ملکولهای قطبی نظیر H2S ، آب ، CO2 و مرکپتانها وارد منافذ غربالهای ملکولی گردیده و پیوندهای یونی ضعیفی در مناطق فعال تشکیل می دهند . ملکولهای غیر قطبی مانند هیدروکربنهای پارافینی قادر به تشکیل پیوند در مناطق یاد شده نمی باشند . اندازه ملکول CO2 تقریبا نزدیک به اندازه H2S بوده ، لیکن ، بدلیل غیر قطبی بودن قادر به تشکیل پیوند در مناطق فعال نمی باشند . مقدار کمی CO2 ، به دلیل ایجاد پیوند H2S و H2O با مناطق فعال ، در داخل منافذ حبس شده و بدین سبب راه خروج CO2 از درون منافذ مسدود و در داخل بستر باقی می ماند . تا زمانیکه تمامی سطوح غربال ملکولی توسط ، ملکولهای H2S ، آب و غیره پوشانیده نشده باشد ، غربال ملکولی قادر به جذب ملکولهای فوق خواهد بود .
عملیات احیاء سازی بستر غربال های ملکولی بوسیله گاز گرم صورت می پذیرد ، و سرد کردن بستر مذکور پس از عملیات احیاء سازی بدان منظور انجام می شود که غربال های ملکولی در دمای بالا قادر به جذب H2S ، آب و … نمی باشند . لذا قبل از قرار گرفتن بستر احیاء شده در مدار عملیات ، دمای بستر توسط گاز سرد کاهش می یابد . گرم کردن بستر در مرحله احیاء باعث شکستن پیوندهای یونی گردیده و ترکیبات H2O , H2S و … از درون منافذ غربال های ملکولی خارج می شوند . دمای احیاء بستر معمولا در محدوده 400 – 300 درجه فارنهایت می باشد . هرچند که شرایط بهینه فرآیند جذب سطحی و تشکیل پیوند یونی در فشاری حدود ( Psig ) 450 حاصل می شود ، لیکن ، غربال های ملکولی در طیف وسیعی از فشارها کارائی مناسبی دارند .
غربال های ملکولی همواره در مقابل تجزیه شیمیایی و مکانیکی آسیب پذیرند . از این رو حفاظت از غربال های ملکولی در برابر خرد شدن بسیار مهم است . مهمترین عامل آسیب دیدگی مکانیکی غربال های ملکولی تغییرات ناگهانی فشار و یا دما که به هنگام تغییر شرایط عملیاتی بستر از حالت جذب به حالت احیاء رخ می دهد ، می باشد .
غربال های ملکولی معمولا برای شستشوی نهایی گازهای ترش بکار برده می شوند و عموما پس از واحد شیرین سازی گاز ترش قرار می گیرند . بعنوان مثال ، با بکار گیری غربال های ملکولی ، COS درون پروپان را می توان تا حد 2 PPM کاهش داد .
معایب غربال های ملکولی برای شیرین سازی مایعات گازی ( جدا سازی CO2 , H2S ) به قرار زیر می باشد :
- محدودیت حجم خوراک ورودی به بستر
- بالا بودن هزینه عملیاتی نسبت به مابقی فرآیند های شیرین سازی
- دمای بالا جهت احیاء سازی بستر
- حجم سرمایه گذاری بالا بدلیل احداث مخازن موازی جهت عملیات مداوم
معروفترین شرکتهای سازنده غربال های ملکولی ، شرکتهای UNION CARBIDE و UOP می باشند .
انواع غربال های ملکولی شرکت union carbide عبارتند از :
PK – 29 1/16 PELLETS
13 X 1/16 PELLETS
از غربال های ملکولی فوق برای استخراج H2S ، مرکپتان ، آب و COS درون گازها ، گاز مایع خانگی ( LPG) و گاز طبیعی مایع ( LNG) استفاده می شود . نام تجارتی یکی از غربالهای ملکولی شرکت MOlSIV , VOP می باشد .
3- فرآیند اکسید روی :
فرآیند اکسید روی به لحاظ کاربردی تجهیزات شباهت زیادی به فرآیند اسفنجی دارد . واکنش شیمیایی اکسید روی با H2S به قرار زیر می باشد :
ZnO + H2S ® ZNS + H2O
سرعت واکنش فوق با کنترل پدیده نفوذپذیری قابل تنظیم بوده و عملیات واحد معمولا در دمایی بالاتر از 250 درجه فارنهایت صورت می گیرد . دمای بالا باعث افزایش سرعت نفوذ یون سولفید گردیده و بطور معمول ، از آن جهت پیشبرد سرعت واکنش استفاده می شود .
وابستگی زیاد فرآیند به پدیده نفوذپذیری بدان معناست که متغیرهای دیگر نظیر فشار و سرعت گاز تاثیر کمتری بر واکنش شیمیایی دارند .
عمر مفید بستر اکسید روی به میزان H2S درون کاز ورودی بستگی دارد و از 6 ماه تا چند سال در نوسان می باشد . به منظور گسترش محدوده اشباع شدن بسترها تا قبل از زمان تعویض آنها ، بسترهای اکسید روی بطور سری پشت سرهم قرار داده می شوند بدلیل مسائل زیست محیطی در دفع سولفور روی ، که بعنوان نمک فلز سنگین طبقه بندی می شود ، مقبولیت استفاده از این فرآیند تنزل یافته است .