سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج
لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند.
گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) میدهند. که در هر
دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها میباشد. درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل
میشوند، و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و
فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن
مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME)
قرار میگیرند.گاهآ در مخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است .
تاریخچه صنعت گاز طبیعی
در طول بخش اعظم قرن نوزدهم گاز طبیعی منحصرا به عنوان منبع روشنایی به کار میرفت.در آنزمان
مکانیزمی موجود نبود که گاز طبیعی را به منازل برای گرمایش یا کاربردهای دیگر ببرد.
بنابراین گاز طبیعی برای روشنایی خیابانهای شهر بکار میرفت.بعد از دهه 1980 برق جای گاز را گرفت و در
نتیجه کاربریهای جدیدی برای گاز طبیعی مورد نیاز واقع شد.
برای یک دوره کوتاه شرکتهای گاز رسانی سعی کردند که برای وسایل کوچک گاز سوز بازار مناسبی پیدا کنند.
نظیر ابزار فر دادن مو ؛اتو ونظایر آن که اینها هم به سرعت از رده خارج شدند.اختراع رابرت باتسن در سال 1885
تحت نام مشعل باتسن که هوا را با گاز طبیعی مخلوط می نمود با ظهور کنترل ترمواستاتیکی به مشتریان
اجازه داد که از خواص حرارتی گاز طبیعی استفاده کنند.
تولید کنندگان گاز به زودی توجه خود را به خواص حرارتی گاز معطوف کردند و از آن به عنوان سوختی برای
گرمایش فضا؛ حرارت دادن آب و پخت و پز استفاده نمودند تا جنگ جهانی دوم بازار صنعت و نیروگاههای برای
گاز طبیعی کوچک بود ؛اما بعد از جنگ گاز طبیعی به راحتی در دسترس قرار گرفت.تا قبل از جنگ جهانی
سیستم خط لوله بین ایالات استفاده ای نداشت زیرا گاز اگر همراه بود سوزانده می شد و اگر مستقل بود در
محل می ماند.
یکی از اولین خط لوله های گاز طولانی در سال 1891 ساخته شد ؛طول آن 120 مایل ( km 193 )بود و گاز را
از ایالت ایندیانا به شیکاگو میبرد. این خط از تقویت فشار استفاده نمیکرد؛زیرا خود گاز تحت فشار بود و با فشار
حدود psi 525 به طرف مقصد حرکت میکرد.
توسعه شبکه های بزرگ انتقال گاز تا سال 1920 به علت کیفیت پایین خطوط لوله و عدم اتصال مطلوب قطعات
خطوط لوله به تعویق افتاد.جنگ و رکود عظیم حاصل از آن احداث خطوط انتقال عمده را برای یک دهه به تعویق
انداخت.به هر حال در طول سالهای جنگ پبشرفت متالوژی؛ تکنیکهای جوشکاری و خم کردن لوله ها بر موانع
حمل و نقل گاز غلبه کرد و این غلبه تا سالهای 1960 ادامه داشت و باعث احداث هزاران مایل خط لوله در
سراسر جهان گردید.همینکه سیستم انتقال و توزیع قابل اعتمادی ایجاد شد صنایع شروع به استفاده از گاز در
واحدهای ساخت و فرایند خود نمودند.
سرویسهای الکتریسیته نیز دریافتند که گاز سوخت خوبی برای بویلرهایشان میباشد. گاز طبیعی نیز برای گرم
کردن منازل استفاده گردید.
کاربریهایی چون آبگرمکن؛اجاق و خشک کن لباس هم برای گاز طبیعی فراهم شد. در امریکا صنعت گاز برای اولین
بار توسط دولت فدرال و در سال 1938 دارای مقررات گردید.
گاز در ایران
استفاده از گاز طبیعی علیرغم حجم زیاد و اهمیت حیاتی ان بعنوان یک عامل تعیین کننده و موثر در اقتصاد ما
تاریخچه کوتاهی دارد.
از سال 1287 که اولین چاه نفت در منطقه مسجد سلیمان مورد بهره برداری قرار گرفت تا 25 آذر ماه 1350 که
پالایشگاه بید بلند رسما افتتاح گردید مدت 63 سال گازی که همراه نفت بدست میامد می سوخت واز این رهگذر
سالانه مقادیر زیادی از ثروت مملکت ما نابود میشد و تنها مقدار ناچیز 3% آن به مصرف می رسید.مقدار گاز هدر
رفته ظرف مدت یاد شده معادل ارزش حرارتی کل محصولات پالایشگاه آبادان در مدت 7 سال میباشد. با توجه به
ظرفیت پالایش نفت در آبادان(650-600 هزار بشکه در روز) بعد ضرر و زیان آن احساس میشود.
بر طبق محاسبات انجام شده ذخایر گاز ایران بالغ بر 2500 تا 600 تریلیون فوت مکعب براورد شده و در سطح
جهان بعد از روسیه در جای دوم قرار دارد.
گاز در صنعت
مقدار گازی که برای استحصال انرژی و یا مولد ترکیبات شیمیایی و پتروشیمی مصرف میشود بسیار زیاد است.
گازهای مولد انرژی مخلوطی از هیدروکربنهای سبک هستند که ممکن است ناخالصیهایی هم داشته باشند
که قبل از مصرف باید جدا شوند. گاز طبیعی ممکن است بعنوان همراه نفت و یا مستقلا از منابع گاز زیر زمینی
مانند کنگان و سرخس بدست آید.
عمده ترین ناخالصیهای موجود هیدروژن سولفور؛انیدریک کربنیک ورطوبت است.مقدار ناخالصیها بستگی به منابع
تولید دارد و امکان دارد که مقدار هیدروژن سولفور آن تا 50%مجموع نیز برسد.
گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی
در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن
نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند.
گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی
از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت
خارج میگردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت
ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی
استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با
ارزش استفاده میکنند.
استخراج گاز
در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج مینمایند .
1 – چاههای مسقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران - تابناک- حوزهای
شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره .
2 – چاههای نفت - از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون - گچساران – بی بی حکیمه - - رامشیر و غیره .
ترکیبات گاز طبیعی خام
1 - گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج میگردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی
را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع)
مانند پروپان – بوتان - و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی
( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O),
کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد
هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است .
این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS)
نیز شناخته میگردند گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت
همراه آن بسیار ناچیز میباشد.
گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن - ماسه و آب شور بهمراه دارد که
قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا میگردند.
دستگاههای گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب
موجود در گاز میگردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی
احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده مینمایند.
2 - گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج میگردد.
الف - در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد.
ب - در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .
مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی
گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبکتر از
هوا میباشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد میشود
که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید میباشد و
به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد مینماید
که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه میباشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2
اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی میباشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را
سنگینتر و ارزش حرارتی آن افزونتر میسازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200
کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد .
ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی
هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد
گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد
گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد میباشد. ارجحیت دیگر گاز
طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه
تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمیگردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل
سوخت این گاز غالبا آب بهمراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی میباشد.
در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان
انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره
3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق میتوان
از آن به عنوان سوخت برتر - ایمن و سالم در محیطهای خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و
محدود میباشند استفاده نمود.
دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی
گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت میگیرد.
یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای
لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب میباشد. آبی تر بودن شعله بمعنی
دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد.
فرآورش گازطبیعی
مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز
طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 میباشد را بعنوان
محصول نهائی پالایش نمود, صمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند
مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که
تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبشمار میایند جداسازی میگردند.
تفکیک گاز و نفت :
گاز همراه با نفت
گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت
و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.بعلت سبک و فرار بودن گاز مقداری
از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم
با خود خارج میکند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون
دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم.
عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام
می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از
هیدروکربورهای سبکتر و گازی تفکیک مینماید صورت میگیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر
به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.
این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز
و به اصطلاح منبسط میگردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته میشود. وقتی فشار و سرعت گاز به
مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا میگردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله بمخزن
دیگری هدایت میکنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج میگردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار
زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز میباشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی میباشد
الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .
گاز محلول در نفت خام
در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود
در سر چاه از نفت جدا میگردد و سپس این دو گروه از هیدروکربنها برای فرآورش بیشتر هر یک به مجاری
مخصوص بخود فرستاده می شوند.
1– تفکیک مایعات گازی
این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام میباشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی
فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس
ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب مینماید و نهایتا در فرایند
سوم عناصر تشکیل دهنده و گرانبهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای
تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل
انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آنکه میتوان فرآورده های
دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از:
1- اتان - ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ایی
با ارزش بیشتر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان میباشد
که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود.
کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای 4و5 پارس جنوبی
بکارگرفته میشود
2 - گاز مایع (LPG) – گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را میتوان با پالایش نفت خام نیز بدست
آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی)
نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG)
که مصارف سوختی در خودرو (کمتر) و در منازل (بیشتر) دارد متغیر بوده بطوری که در فصل گرم پروپان کمتر
و در فصل سرد پروپان بیشتر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبکتر بودن باعث تبخیر
بهتر سوخت میگردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین 10 الی 50 درصد متغیر است .
3 - کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H10 – مولکولهایی دارای اتمهای کربن
بیشتر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل میگردند. این ترکیبات را میتوان بمنظور صادرات پس از تثبیت
فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و بمحض
تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند. ولی این گروه از هیدرکربورها بلحاظ ارزشمندی بیشتری که نسبت به دیگر
محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوختهایی
تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاههای نفت از پالایش نفت خام حاصل میگردید ولی اینبار همراه با مزیتهایی
که خواهد آمد . با توجه به اینکه پالایشگاه 500 میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی
بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین مینماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای
پارس جنوبی و دیگر پالایشگاههای گاز کشور حاصل میگردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی
شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت
میباشد:
1 - تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت.
2 - بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده های تقطیر
مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل میگردد .
3 – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت میتوان
محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود .
4 - هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است.
5 - میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف میرسد.
6 - درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال 1390
نیازی به واردات بنزین نخواهد بود
درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده
قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر میگردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی
درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان میباشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها نیاز به فرایندهای
پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند
هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه 260 هزار بشکه نفت خام و 20 هزار بشکه مایعات
گازى را فرآورش میکند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده
شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت 360 هزار بشکه
احداث میگردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و
ساختمان نفت به پایان رسیده است .
قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران)
است که پیشینه 20 ساله دارد .
درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های
نفتی همچون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات
گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در
سال 1380طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (1380 )
مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح های پالایش گاز شرکت ملی گاز
ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبر ها حکایت از راه اندازی این تاسیسات دارد .
2- حذف دی اکسیدکربن و سولفور
بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت میگیرد که شامل جداسازی
دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط مقادیر متفاوتی از این دو ماده
را شامل میگردد.
فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن
و دی اکسید کربن را میتوان سوزاند و از گوگرد نیز صرفنظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست
میگردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن ((H2S قرار داردحا ل چنانچه میزان
سولفید هیدروژن موجود از مقدار 7/5 میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق میگردد.
و چنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمیباشد.
سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال،
گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه میسازد. تکنیکهای مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم
به «فرایند آمین» که متداولترین نوع در عملیات شیرین سازی میباشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و
فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین میباشد.
دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده
میگردد.
گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده میشود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با
سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث میگردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این
محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند
ابتدایی میگردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی
اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ
آلودگی هایی از خود بجا میگذارد که اجتناب ناپذیر میباشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال
به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنشهای گرمایی بنام فرایند کلاوس سولفور موجودرا بصورت
مایع آزاد مینماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار میشود این فرایند تا 97 درصد
سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت مینماید. این ماده که سولفور پایه نامیده میشود بشکل پودر زرد رنگ بوده و آن
را میتوان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمو د. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از
استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد .
مرکاپتان ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار میباشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال
مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی های مشترکین فاقد هشدار دهنده های نشت گاز میباشد
ضرورتآ و به همین منظور مقدار اندکی از آن که منجر به ضایعات در خطوط لوله نگردد را درترکیب گاز بجا میگذارند تا
بکمک این مواد بودار (بوی تخم مرغ گندیده ) مصرف کننده از وجود نشتی در لوله های گاز آگاه گردد.
در همین رابطه در ایستگاههای CGS نیز بطور جداگانه مقداری مرکاپتان به جریان گاز تزریق میگردد . گاز میادین پارس
جنوبی – نار و کنگان – سرخس و گاز همراه میدان آغاجاری از نوع ترش بوده و لذا حاوی مقدار معتنابهی گوگرد
میباشد.
گاز میادین تابناک - شانون، هما، وراوی و گاز همراه میادین مارون و اهواز از نوع شیرین بوده و طبعا بعلت فقدان
گوگرد و حذف فرایندهای مربوطه نسبت به گار میادین دیگر با ارزشتر میباشد.
3- نم زدایی یا رطوبت زدایی
رطوبت زدایی با محلول گلایکول:
علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش های جداسازی
ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. در حالیکه بخار آب موجود در محلول گاز میبایست طی فرایندی
بسیار پیچیده تحت عنوان عملیات نم زدایی و یا رطوبت زدایی از گازطبیعی تفکیک گردند .
در این فرایند بخار آب متراکم و موجود در سطح توسط ماده نم زدا جذب و جمع آوری میگردد. نوع متداول نم زدایی
جذب (absorption) با عنوان نم زدایی گلایکول که ماده اصلی این فرایند میباشد شناخته می شود. در این فرایند،
از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. دراین نوع فرایند
اغلب از دو محلول گلایکول باسامی دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) استفاده میگردد.
خواص ملکولی ماده گلایکول شباهت بسیاری با آب دارد لذا چنانچه در تماس با جریانی از گازطبیعی قرار گیرد،
رطوبت آب موجود در جریان گاز را جذب و جمع آوری مینماید. ملکولهای سنگین شده گلایکول در انتهای تماس دهنده
جهت خروج از نم زدا جمع و خارج میشو ند سپس گازطبیعی خشک نیزاز جانب دیگر به بیرون از نم زدا انتقال می یاید.
محلول گلایکول را از میان دیگ بخار به منظور تبخیر نمودن آب محلول در آن و آزاد کردن گلایکول جهت استفاده مجدد
آن در فرایندهای بعدی نم زدایی عبور میدهند. این عمل با بهره گیری از پدیده فیزیکی یعنی وجود اختلاف در نقطه
جوش آب تا 212درجه فارنهایت (100 درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا 400 درجه فارنهایت صورت میگیرد.
رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد:
رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند نیز با استفاده از روش جذب
سطحی صورت میگیرد . جهت این کار به حداقل دو برج یابیشتر نیاز میباشد که بکمک یک ماده خشک کننده جامد
شامل آلومینا یا ماده سیلیکاژل پرشده است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی
با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج ها، از بالا به پایین عبور داده میشوند. گازطبیعی
دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت های موجود در جریان گازطبیعی به سطح ذرات ماده
خشک کننده جذب میگردد و باتکمیل این فرایند تقریبا تمام آب توسط ماده خشک کننده جامد جذب شده و نهایتا
گاز خشک از انتهای برج خارج شود.
این نوع از سیستم نم زدایی از آنجاییکه در رابطه باحجم فراوان گاز تحت فشارهای بالا مناسب هستند معمولا در انتهای
یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این سیستم نیز همانند گلایکول در روش اول ماده خشک کننده
جامد بعد از اشباع شدن از آب جهت احیاء و استفاده های مکرر از سیستمهای گرمکن با درجه حرارت بالا جهت تبخیر
بخار آب موجود در گلایکول بکار گرفته میشوند .
گازطبیعی اینک با طی تمام مراحل تصفیه به طور کامل فرآورش و برای مصرف آماده گردید لذا در پایان با تقویت فشار آن
تا حدود 1000 psi و پس از محاسبه حجم آن توسط سیستم اندازه گیری به خط لوله خروجی پالایشگاه هدایت و تحویل
مدیریت منطقه عملیات انتقال گاز مربوطه میگردد.
آخرین ویرایش:
