تحقیق مقاله گاز

گاز

فصل اول:

مقدمه

الف

 

1-1- مقدمه:

کشور ایران یکی از غنی‌ترین کشورهای جهان از نظر ذخایر گاز طبیعی است. با برخورداری از چنین ذخیره‌ای، گاز به عنوان سوخت و انرژی می‌تواند در صدر منابع مورد استفاده قرار گیرد تا پاسخگوی رشد روزافزون مصرف انرژی و همچنین منبعی برای درآمدهای حاصل از صادرات تلقی گردد. گاز آن طور که در طبیعت موجود است کمتر مورد استفاده قرار می‌گیرد، زیرا گازی که از منابع نفتی حاصل می‌شود، دارای مقادیر متفاوتی هیدروژن سولفوره (H2S) و دی‌اکسیدکربن (CO2) به عنوان ناخالصی می‌باشد و اصطلاحاً گاز ترش نامیده می‌شود.

گرچه مقدار زیاد CO2 به علت نداشتن ارزش حرارتی، مطلوب نیست ولی (H2S) بااهمیت‌ترین ناخالصی در گاز است که باید آنرا تفکیک نمود. در واقع به علت سمی بودن زیاد، (H2S) قابل مقایسه با سیانید هیدروژن (HCN)‌ بوده و بایستی از گاز تصفیه شود.

از مهم‌ترین دلایل لازم برای جداسازی ترکیبات حاوی CO2 و SO2 می‌توان به موارد زیر اشاره نمود:

خوردگی ترکیبات اسیدی

آلودگی محیط زیست بوسیله ترکیبات گوگرددار.

منجمدشدن دی‌اکسیدکربن در فرآیندهای سرمایشی به منظور بازیافت محصول مایع (NGL)

تأثیرات نامطلوب این ترکیبات بر کاتالیزورهای صنایع پالایشی پایین‌دستی.

برای تصفیه گاز متداول‌ترین روشی که در ایران مورد استفاده قرار می‌گیرد، روش جذب برگشت‌پذیر در فاز مایع است.

 

2-1- بررسی کلی فرآیندهای شیرین‌سازی گاز ترش:

الف- فرآیندهای جذبی فیزیکی توسط حلال:

فرآیند جذب فیزیکی عبارت است از مجاورنمودن مخلوط گاز با یک حلال مایع که در اثر انتقال جرم، بعضی از اجزای مخلوط گازی وارد حلال مایع شده و بدین وسیله جداسازی صورت می‌گیرد. از مهم‌ترین فرآیندهای جذب فیزیکی با حلال می‌توان به فرآیندهای Selexol و Flour Solvent اشاره کرد.

 

ب- فرآیندهای جذب سطحی

در جذب سطحی اجزای مشخصی از مخلوط گازی روی سطح فعال یک ماده جاذب جذب می‌شود. کاربرد این روش در شرایط خاص می‌باشد، مثلاً در مواردی که جداسازی تا حد بسیار دقیق و کامل مورد نظر باشد، می‌توان از سیلیکاژل، زئولیت‌ها و یا غربال‌های مولکولی استفاده کرد.

 

ج- فرآیندهای شیمیایی:

این روش در حذف CO2 و H2S از گاز طبیعی، کاربرد وسیعی دارد. این روش براساس واکنش شیمیایی برگشت‌پذیر بین H2S یا CO2 و یک محلول بازی ضعیف قرار دارد که نمک حاصل شده در اثر حرارت به مواد اولیه تجزیه می‌گردد.

در حال حاضر آلکانول آمین‌ها که عمدتاً به عنوان آمین شناخته شده‌اند، به طور گسترده‌ای در صنایع پالایش گاز به عنوان حلال برای جذب هیدروژن سولفوره و دی‌اکسیدکربن مورد استفاده قرار می‌گیرند. واکنش آمین‌ها با گازهای اسیدی یک واکنش برگشت‌پذیر می‌باشد که در واکنش رفت (برج جذب) گازهای اسیدی و آمین واکنش از نوع اسید و باز را در فشار بالا انجام می‌دهند و نمک آمین بوجود آمده به کمک حرارت در فشار پایین واکنش برگشت را برای بازیابی آمین و گازهای اسیدی انجام می‌دهند.

معمولی‌ترین آمینی که تاکنون مورد استفاده قرار گرفته، مونو اتانل آمین (MEA) است که در بین آمین‌های گوناگون قوی‌ترین باز بوده و به آسانی با H2S و CO2 به صورت غیرانتخابی ترکیب می‌شود. مونواتانل آمین (MEA) دارای پائین‌ترین مقدار وزن مولکولی بوده و بر پایه وزن یا حجم بالاترین پتانسیل جداسازی را دارا می‌باشد. فراتر از آن از نظر شیمیایی پایدار است و به آسانی مورد بازیابی قرار می‌گیرد، ناگفته نماند که واکنش آن با CS2 و COS به صورت غیربرگشتی بوده که منجر به از دست رفتن محلول شده و باعث شکل‌گیری جامدات در محلول می‌شود. اگرچه MEA از بسیاری جهات آمین مناسبی است و در حقیقت بسیاری از اشکالات سیستم‌های آمین در این واحدها مورد مطالعه قرار می‌گیرند اما توسعه فرآیندهای خاص بر پایه آمین‌های دیگر در افزایش ظرفیت‌های جداسازی و گزینش‌پذیری (Selectivity) برای H2S و سرانجام کاهش انرژی مورد نیاز برای بازیابی مورد توجه قرار گرفته است. آمین‌هایی که به این ترتیب مورد استفاده قرار می‌گیرند عبارتند از

دی اتانل آمین (DEA)

تری اتانل آمین (TEA)

دی‌ایزوپروپانل آمین (DIPA)

متیل دی اتانل آمین (MDEA)

دی گلایکول آمین (DGA)

دی اتانل آمین، آمین نوع دومی است که خاصیت بازی ضعیف‌تری نسبت به مونو اتانل آمین دارد، در نتیجه به حرارت کمتری در واکنش بازیابی نیاز دارد. از نظر وزنی DEA نسبت به MEA دارای بازدهی کمتری است و بنابراین موجب بالارفتن شدت جریان و یا غلظت می‌گردد. از خصوصیات دیگر DEA اینست که نسبت به MEA گزینش‌پذیری بیشتری برای جذب H2S دارد و با COS و CS2 واکنش نمی‌دهد.

دی‌اتانل آمین یکی از معمولی‌ترین آمین‌هایی است که واحدهای گاز برای جذب و جداسازی گازهای اسیدی بکار می‌رود.

لازم به ذکر است که می‌توان دو یا چند آمین متفاوت به همراه حلال‌های فیزیکی را بکار برد تا شرایط بهینه‌ای را برای یک فرآیند بوجود آورد.

 

فصل دوم:

پالایش گاز طبیعی

1-2- مروری بر روش‌های تصفیه گاز:

قبل از پیدایش روش‌های متداول برای حذف H2S و CO2 از گاز طبیعی، از آهک استفاده می‌شد و آهک مصرف شده دور ریخته می‌شد.

در سال 1910 روش اکسیدآهن ابتدا در انگلستان و سپس در سایر نقاط رواج یافت و در سال 1920 روش کربنات پتاسیم Sea Board بوسیله کمپانی KOPPER معرفی گردید در واقع این اولین روش تجارتی بود که گازهای اسیدی توسط مایع شستشو داده می‌شد. روش استفاده از آمین در سال 1930 به ثبت رسید و در سال 1939 روش مخلوط آمین و گلایکول پیشنهاد شد که پالایش و خشک کردن گاز را به صورت همزمان انجام می‌داد. در سال 1948 تجارتی کردن این روش‌ها به تفصیل مورد بررسی قرار گرفت. روش‌های جذب سولفینول در سال 1965 بوجود آمد و روش فلور و استفاده از غربال‌های مولکولی به تدریج جانشین روش‌های قدیمی گردید.

به طور کلی روش‌های پالایش گاز در چهار گروه به صورت زیر طبقه‌بندی می‌گردند:

روش شیمیایی مثل استفاده از آمین‌ها، مخلوط گلایکول و آمین و کربنات پتاسیم.

استفاده از حلال‌های فیزیکی مثل پروپیلن (فلور) – دی‌متیل اتر (SELEXOL) و تتراهیدروتیوفن دی‌اکسید (Solfinol).

روش اکسیدکردن گاز

روش جذب سطحی مانند استفاده از غربال‌های مولکولی

انتخاب هر یک از روش‌های فوق به عوامل متعددی نظیر فشار در مرحله عملیات، درجه حرارت گاز مورد پالایش، نقطه جوش حلال، گرمای حاصل از فعل و انفعالات در برج جذب، غلظت ماده مصرفی، مقایسه اقتصادی میزان انرژی مصرفی و سرویس‌های جانبی بستگی دارد.

در روش‌های فوق عامل جذب گازهای اسیدی اعم از فیزیکی یا شیمیایی را می‌توان دوباره احیاء نمود. روش‌های دیگری نیز وجود دارند که می‌توان حداکثر گازهای اسیدی را جذب نمود اما در آنها ماده شیمیایی مصرف شده دیگر قابل احیاء نیست. این روش‌ها مقرون به صرفه نیستند و در مواردی که مقدار گاز اسیدی بسیار کم باشد، مورد استفاده قرار می‌گیرند.

به طور خلاصه می‌توان گفت که برای انتخاب فرآیندهای مناسب و اقتصادی، مشخصات استاندارد گاز برای فروش، مشخصات گاز خوراک ورودی، شرایط فرآیندی یا عملیاتی و محل جغرافیایی تأسیسات را به عنوان عوامل مؤثر می‌توان در نظر گرفت.

2-2- کیفیت استاندارد گاز شیرین:

کیفیت استاندارد برای گازهای تصفیه شده معمولاً جداسازی ترکیبات گوگرد و گاز کربنیک را به شرح زیر توصیه می‌نماید.

هیدروژن سولفوره:

مطابق استانداردهای صنعت گاز حداکثر برابر با یک چهارم گرین (Grain) در یکصد فوت مکعب گاز می‌باشد. واحد گرین برابر  پوند می‌باشد.

مقدار یک چهارم گرین در یکصد فوت مکعب استاندارد (SCF) حدود  مول H2S در بردارد که این مقدار معادل با 4 P.P.m حجمی می‌باشد. مقدار وزنی H2S در گاز بستگی به چگالی دارد. برای گاز طبیعی ترش با چگالی 0.65 مقدار H2S در گازهای شیرین استاندارد برابر 7P.P.m وزنی می‌باشد.

در سیستم متریک در گاز با یک چهارم گرین H2S حدود 6 میلی‌گرم H2S در هر متر مکعب گاز وجود دارد. در فشار 1000Psi فشار جزئی H2S در گاز با یک چهارم گرین H2S برابر با 0.2 mmHg می‌باشد.

مرکاپتان: کمتر از یک‌چهارم گرین در یکصد فوت مکعب گاز.

کل مشتقات گوگردی: کمتر از پنج گرین در یکصد فوت مکعب گاز.

گاز کربنیک: تا مقدار 0.2 مولی (حجمی) در گاز طبیعی و کمتر از 500 P.P.m تا 1000PPm برای تغذیه کارخانجات پتروشیمی.

سقف تعیین شده برای موجودی گوگرد در گاز شیرین در استانداردهای بین‌المللی عبارت است از:

الف- در استاندارد ASTM کیفیت گازهای طبیعی در خطوط لوله طبق جدول صفحه بعد اعلام شده است. (جدول 1-2)

ASTM

Method

Maximum

Value

Minimum

Value

Composition

D 1945

100

65

Methane

D 1945

14

--

Ethane

D 1945

5

--

Propane

D 1945

2

--

Butanes

D 1945

0.5

--

Pentanes and Heavier

D 1945

18

--

Nitrogen and Other Inert Gases

D 1945

3

--

Carbon Dioxide

D 2650

5

--

Hydrogen

D 2650

0.5

--

Total Unsaturated Hydrocarbons

D 1946

0.1

--

Carbon Monoxide

D 1945

0.10 (100ppm)

--

Oxygen

 

 

 

Trace Components

D 2725

0.25 grains/CCF (5.7 mg/m3)

--

Hydrogen Sulfide

D 2385

0.50 grains/CCF (11.5 mg/m3)

--

Mercaptan Sulfur

D 3031

1.00 grains/CCF (22.9 mg/m3)

--

Total Sulfur

D 1142

7.0 pounds/MM (110mg/m3)

--

Water Vapor

جدول 1-2- استاندارد کیفیت گاز طبیعی در خطوط لوله

ب- در استاندارد NACE (1948)، حداکثر مقدار فشار جزئی 0.05 Psi در گاز با فشار کل 3600 Psi که معادل 14 ppm حجمی خواهد بود برای جلوگیری از پدیده Stress Corrosion Cracking برای گاز هیدروژن سولفوره تعیین و اعلام شده است.

ج. در امریکا، گاز شیرین به گازی گفته می‌شود ه در هر یکصد فوت مکعب مکعب استاندارد (SCF) از آن گاز، بیش از یک چهارم گرین گاز H2S وجود نداشته باشد.

 

3-2- عوامل مؤثر بر انتخاب فرآیند شیرین‌سازی:

تصفیه گاز شامل جداسازی ناخالصی‌های اسیدی مانند H2S، CO2، SO2 و ترکیبات آلی گوگرد و ناحالصی‌های دیگر می‌باشد. ناخالصی‌ها به منظور جلوگیری از خوردگی، بسته شدن و بلوکه شدن جریان گاز و سمی بودن آنها، بایستی از جریان گاز طبیعی به وسیله روش‌های مختلف، جدا گردند.

فرآیند باید به گونه‌ای باشد که به حد نشانه خلوص (Clean Up Target) برسیم. این فاکتور برای فرآیندهای مختلف، متفاوت می‌باشد. مثلاً در مورد گاز طبیعی، حد مطلوب کمتر از 4ppm برای H2S و کمتر از یک درصد گاز CO2 در خروجی است. در حالی که برای واحد آمونیاک و واحد LNG مقدار CO2 در حد 100ppm مطلوب است.

حد نشانه خلوص نقش مهمی در انتخاب فرآیند شیرین‌سازی ایفا می‌کند که در جدول (2-2) آورده شده است.

 

 

Common Cleanup targets (% acid gas)

Acid gases to treating

Process

<0.1%>

10ppm H2S

CO2

Co2 + H2S + COS

Hydrogen manufacture

Petroleum desulfurization

Coal liquefaction

Chemicals

<16ppmco2 +="">

0.01ppmH2S

CO2

Co2 + H2S + COS

Ammonia manufacture

(H2/N2 mixture)

Natural gas purification

 

<4ppmh2s;><>

1-2ppmH2S; <>

<500ppm><>

 

 

H2S, CO2, COS, RSH, etc.

Natural gas purification

Pipeline gas

LNG feedstock

Syn gas for chemicals (H2/CO)

Coal gasification

500 ppm CO2; 0.01ppm H2S

CO2, H2S, COS

SNG (high Btu gas)

Intermediate Btu gas

100 ppm H2S

 

Low Btu gas

100 ppm H2S

H2S

Oil desulfurization

100 ppm H2S

CO2, H2S, COS

Refinery fuel gas treating

~1ppm H2S, 1ppm CO2

CO2, H2S

Ethylene manufacture (steam cracker gas treating)

90% removal

SO2

Flue gas desulfurization Utilities (electric)

Refineries, etc.

جدول 2-2: حد نشانه خلوص در فرآیند شیرین‌سازی

امروزه فرآیندهای شیرین‌سازی متعددی وجود دارد که یک مهندس طراح باید با درنظرگرفتن پارامترهای گوناگون یکی از آنها را انتخاب نماید. حال به ذکر این پارامترها می‌پردازیم:

الف- نوع ناخالصی که باید از گاز جدا گردد.

ب- میزان غلظت ناخالصی و حد نشانه خلوص گاز.

ج- جذب انتخابی گازهای اسیدی.

د- میزان گاز ترش و شرایط دما و فشار گاز.

ه‍- عملی بودن و مطلوب بودن واحد بازیافت گوگرد.

و- اقتصادی بودن فرآیند.

اغلب ترکیبات گازهای اسیدی CO2 و H2S و همچنین مرکاپتان‌ها و دی‌سولفیدکربن و یا سولفید کربنیل می‌باشند. بسته به نوع ناخالصی تنها می‌توان از برخی روش‌ها استفاده کرد.

واکنش‌های برگشت‌ناپذیر محلول شیرین‌سازی و یا جداشدن گازهای اسیدی از حلال سبب می‌شود که بسیاری از فرآیندها غیرعملی و غیراقتصادی گردند.

برخی فرآیندها قابل اجرا برای جداسازی مقادیر زیاد گازهای اسیدی هستند. در برخی از فرآیندها به مشخصات گاز استاندارد خطوط لوله نخواهیم رسید. برخی فرآیندها ظرفیت جذب گازهای اسیدی در حد میلیونیم را دارند و پاره‌ای تنها در مورد غلظت‌های کم گاز اسیدی در گاز ترش می‌توانند عمل کنند.

یک عامل انتخاب فرآیند، انتخابی بودن جذب یک جزء از گازهای اسیدی در مقابل اجزاء دیگر می‌باشد. در مواردی هم انتخابی بودن مهم نیست و تمام اجزاء باید جدا شوند.