استفاده از گازهای همراه- محدویت ها و راهکاری قابل بررسی

1- محدودیت ناشی از ظرفیت گاز

همانگونه که در پست قبلی اشاره شد، ظرفیت گازهای همراه موجود یکی از پارامترهای کلیدی تصمیم گیری در خصوص روش مناسب بازیابی گاز می باشد. در عمده موارد معرفی شده شرکت ملی نفت جهت بهره برداری، ظرفیت گاز همراه در حدی است که احداث واحدهای فرآورش،NGL، تولید و تزریق برق به شبکه و احداث واحدهای تبدیلی توجیه اقتصادی ندارد. در این شرایط به استفاده محلی از انرژی گازها و یا احداث واحهای کوچک GTL (محدویت دسترسی به سازندگان تجاری با توجه به تحریم ها )، تزریق گاز به شبکه در صورت وجود زیر ساختهای مورد نیاز و تزریق گاز به چاه محدود می شویم. 

یکی از راهکارهای عملیاتی جمع آوری گازهای چندین میدان و انجام فرایندهای تکمیلی در یک مجموعه واحد است که نظیر آن قبلاً توسط شرکت مناطق نفتخیز جنوب انجام شده است. اتخاذ تصمیم در خصوص اجرای این طرح منوط به انجام مذاکرات در سطح ملی و انجام مطالعات فنی-اقتصادی دقیق می باشد. 

2- محدودیت های تکنولوژیکی

علاوه بر ظرفیت، مساله دسترسی به دانش فنی خصوصاٌ در واحدهای فرآورش ( نمونه های مشابه در کشور وجود دارد)، لیسانس واحدهای تبدیلی، تجهیزات تولید برق و ... نیز می تواند با توجه به شرایط فعلی 

3- مشکلات ناشی از شفاف نبودن قوانین حمایتی و بازدارنده 

بررسی تجربیات موفق کشورهای دیگر نشان می دهد یکی از مهم ترین عوامل محرک اجرای پروژه های بازیابی گاز فلر، سیاستهای تشویقی و همچنین جرایم تعیین شده از طرف دولتها بوده است که متاسفانه در کشور ما به درستی اجرا نشده است. به عنوان مثال قیمت گازهای همراه مورد مزایده همچنان مورد انتقاد پیمانکاران بوده است. بر اساس شیوه نامه داد و ستد شرکت ملی نفت با خریداران گاز همراه - ابلاغ شده در سال 96- قیمت گاز بین نیم تا دو سنت دلار می باشد. قیمت گاز و تسهیلاتی و امکاناتی که شرکتهای وابسته به وزارت نفت به خریداران گاز ارایه می دهند از جمله ارایه سرویس ها جانبی، می تواند گام موثری در تشویق گروههای سرمایه گذاری خصوصی باشد. 

هر یک از عناوین ارایه شده در بخش بازیابی گاز فلر، می تواند سرفصل یک مطالعه تکمیلی باشد که خارج از بستر این وبلاگ قابل ارایه است. 

بسیار خرسندیم ازاینکه در آینده پذیرای نظرات و پیشنهادات و همچنین سوالات تکمیلی مخاطبین از طریق مسیرهای تماس مشخص شده خواهیم بود

نگاه اجمالی به پروژه های بازیابی گازهای همراه

وضعیت موجود

سابقه جمع آوری گازهای همراه و جداسازی NGL در ایران از 50 سال پیش وجود دارد. واحدهای NGL100/200/300 در سال 1348 با خوراک گازهای همراه آغاجری احداث شده اند. پس از آن و در طی این 50 سال، تعداد واحدها به 15 افزایش یافته که قابلیت فرآوری روزانه 190 میلیون متر مکعب ( نزدیک به ظرفیت 4 فاز استاندارد پارس جنوبی) را دارا می باشند. بخش قابل توجهی از خوراک این واحدهای از گازهای همراه تامین می گردد. 

چندین واحد NGL نیز با مشارکت هلدینگ های بزرگ پتروشیمی از جمله خلیج فارس و با مشارکت خود واحدهای پتروشیمی از جمله پتروشیمی امیر کبیر، بندر امام، دهلران و مسجد سلیمان در حال اجرا می باشد. کمبود خوراک واحدهای اولفین از طریق اتان و LPG قابل تولید در این واحدها، مهم ترین انگیزه شرکتهای سرمایه گذار می باشد. علاوه بر خوراک پتروشیمی گاز سبک خروجی از این واحدها قبل استفاده در موارد ذیل می باشد. شایان توجه است در همه موارد ذیل، فرآورش و تصفیه گاز همراه لازم نبوده و یا نیازمند سرمایه گذاری در حد و اندازه یک واحد NGL نمی باشد.

گازهای همراه ( گاز عاری از NGLs- در مواردی بدون جداسازی NGL) را می توان به 4 شکل مورد استفاده قرارداد:

1- تزریق به شبکه انتقال و توزیع گاز در کشور که در کشور انجام شده است. 

2-تزریق به چاههای نفت و گاز جهت بهبود برداشت و یا تثبیت شرایط مخزن که این مورد نیز در میادین کشور از جمله مارون، گچساران،کارون و ... در حال انجام است. 

3- تولید برق از گاز (Gas to Wire) 

از گاز فلر می توان به عنوان سوخت در موتورهای گاز سوز، توربین و میکروتوربین ها استفاده کرد که در این خصوص تجربه داخلی وجود ندارد ولیکن این تجربه در کشورهای تولید کننده نفت از جمله نیجریه با حمایت نهادهای بین المللی از جمله بانک جهانی انجام شده است. به طور کلی در تبدیل انرژی موجود در گازهای همراه توجه به این موارد ضروری است.

الف- میزان و مدت زمان دسترسی به گاز همراه: حجم گاز موجود یکی از مهم ترین پارامترهای انتخاب روش بازیابی و استفاده از گاز است. از آنجاییکه مقدار گاز همراه در بیشتر میدان های نفتی کمتر از نیم میلیون متر مکعب می باشد تولید برق برای شبکه توجیه نداشته و انرژی تولیدی بهتر از جهت تامین برق مورد نیز میدان نفتی استفاده شود. در این خصوص یک راهکار جمع آوری گازهای چندین میدان نزدیک به هم و احداث یک نیروگاه مشترک می باشد. 

ب- کیفیت گاز: رطوبت، هیدورکربنهای مایع و ترکیبات گوگردی از جمله مهم ترین مواردی است که تعیین کننده سیستم های پیش تصفیه و یا جنس مواد توربین/موتور می باشد. به عبارت دیگر در صورتیکه مقدار این مواد بیش از محدوده مورد پذیرش سازنده سیستم تولید برق باشد، لازم است واحدهای شیرین سازی، نم زدایی و تنظیم نقطه شبنم نیز مورد نظر قرار گیرد که تاثیر قابل توجهی بر اقتصاد پروژه خواهد داشت. در غیر اینصورت از تجهیزات با مقاومت بالاتر در مقابل خوردگی و ... استفاده نمود که در تامین آنها با مشکل تامین با توجه به تحریم ها و همچنین قیمت بالا روبرو خواهیم بود.

3- تراکم گاز به شکل LNG و CNG

تراکم گاز به شکل CNG،با توجه به زیرساختهای موجود اعم از سازندگان تجهیزات و همچنین مصرف کنندگان بالفعل، خصوصاً در ظرفیتهای در محدوده یک نیم تا یک میلیون متر مکعب گاز همراه، توجیه پذیر می باشد. استفاده از این رویکرد می تواند به عنوان یک راهکار جایگزین خط لوله جهت انتقال گازهای همراه به واحدهای فرآورش مورد توجه قرار گیرد. ( تراکم گاز در محل چاه به عنوان ایستگاه مادر CNG، انتقال با استفاده از تانکرهای حمل CNG، تزریق آن به ورودی واحد فرآورش به عنوان ایستگاه دختر)

در خصوص LNG، اخیراً واحدهای micro-LNG به عنوان یک راه حل بازیابی های فلر در محدود نیم میلیون متر مکعب در روز گاز خوراک مورد توجه قرار گرفته اند. ولیکن در خصوص واحدهای بزرگ تر لازم است خوراک تخصیص داده شده بیش از یک میلیون متر مکعب باشد. در پست های آتی واحدهای  LNG را مورد بررسی بیشتر قرار خواهیم داد. 

4- تبدیل شیمیایی گاز سبک به محصولات با ارزش تر ( متانول و اولفین های پایین دست، GTL، آمونیاک و ...)

این رویکرد نیز در خصوص عمده میدان ها با توجه به ظرفیت کم گاز توجیه اقتصادی ندارد. در ادامه مباحث ضمن در بخش واحدهای پتروشیمی بیشتر به این مورد پرداخته خواهد شد. 

معرفی اجمالی فرایندهای جداسازی NGL- جمع بندی

 انتخاب فرایندهای بازیابی NGL

همان گونه که توضیح داده شد، روشهای مختلفی بر پایه سرمایش گاز خوراک غنی از هیدوکربنهای مایع، به منظور جداسازی گاز مایع شامل اتان، پروپان، بوتان و میعانات گازی (C5⁺) وجود دارد که با توجه به در نظر گرفتن ملاحظات زیر قابل تفکیک و انتخاب می باشد:

1- نوع استفاده از lean gas تولید شده در واحد بازیابی NGL

گاز عاری شده از هیدروکربنهای مایع به عنوان سوخت (Fuel gas)، تزریق به شبکه گاز رسانی ( pipeline gas) و یا خوراک واحد LNG قابل استفاده است. در شرایطی که تزریق گاز به خط لوله مورد نظر باشد می بایست فرایندی برای جداسازی NGL انتخاب شود که در آن ستون ها در حداکثر فشار ممکن کارکنند تا بدین نحوه هزینه های مربوط به تراکم مجدد گاز حداقل گردد. در این شرایط استفاده از روش های با دو ستون جداسازی و دارای توربو اکسپندر توصیه می شود.

2- فشار گاز ورودی

در صورتیکه فشار گاز ورودی کم بوده و تراکم آن قبل از ورود به واحد توجیه نداشته باشد نمی توان از روشهای سرمایش ژول- تامسون و توربواکسپندر استفاده نمود و جهت تبرید گاز، تنها استفاده از سیکل تبریدی پروپان امکان پذیر می باشد.

3- محل واحد

در صورتیکه واحد عملیاتی در نواحی دور دست یا فراساحل بدون نیروی انسانی باشد، مساله سهولت عملیات و کم  ترین نیاز به عملیات تعمیر و نگهداری از اهمیت ویژه ای برخوردار خواهد بود. در این شرایط مناسب است  از روش سرمایش ژول-تامسون بهره گرفته شود و حتی الامکان از تجهیزات ساده بهره گرفته شود. به عنوان مثال از مبدل های ساده پوسته و لوله علی رغم راندمان کمتر به جای مبدلهای فشرده با مکانیزم و عملکرد پیچیده استفاده شود.

4- محصولات هدف

در صورتیکه حداکثر بازیابی اتان مورد نظر باشد باید شرایط به نحوی در نظر گرفته شود که در ستون دوم بیشترین مقدار گاز اتان در پایین برج قرار گرفته تا در جداسازی های تکمیلی از مواد دیگر جدا شود. این شرایط با به کارگیری سیکل تبریدی و جریانهای رفلاکس انجام می شود. مشابه آنچه در فرایند GSP و residue gas recycle توضیح  داده شد.

در شرایطی که اتان بازار قابل توجهی نداشته باشد، سناریوی تزریق مجدد اتان اتخاذ می شود. در این شرایط نیز لازم است جهت رسیدن به حداکثر مقدار پروپان تغییراتی در واحد داده شود. بیشینه سازی بازیابی پروپان در فرایندهای با دو ستون جداسازی با اعمال تغییرات عملیاتی امکان پذیر است و تعدادی از واحدهای موجود صرفاً با این رویکرد طراحی شده اند. در مجموع هزینه واحدهای با رویکرد بازیابی اتان از بازیابی پروپان بیشتر است. در مواردی چون تکنولوژی TRAP امکان عملیات سناریوهای مختلف اعم از بازیابی اتان و تزریق آن با حفظ شرایط حداکثر بازیابی پروپان وجود دارد.

6- تغییرات مقدار و ترکیب درصد گاز ورودی

این مساله از دو جنبه قابل بررسی است. در خصوص میزان انعطاف پذیری نسبت به میزان خوراک ورودی همان گونه که توضیح داده شد، روش سرمایش ژول-تامسون مناسب ترین روش می باشد. سایر روشها که از توربو اکسپندر و چیلر پروپان استفاده می کنند، معمولا انعطاف پذیری کمتری در این خصوص دارند. در واحدهای پالایشگاه گاز که چندین واحد مشابه فرایند بازیابی NGL دارند ( واحد 105 مشابه NGL و 111 سیکل پروپان) میزان حداقل ظرفیت قابل پذیرش 40% ظرفیت تعریف شده می باشد که به نظر می رسد در فرایندهای توضیح داده شده  این بخش نیز به جز فرایند اول صادق باشد. جهت انجام عملیات در این شرایط جایگزینی شیر ژول- تامسون و یا استفاده از دو تجهیز به جای یکی قابل اعمال است تا در شرایط افت خوراک، تنها یکی از آنها در مسیر فرایند قرار گیرد.

حساسیت تجهیزات نسبت به ترکیب درصد و ناخالصی های خوراک نیز در روشهای مبتنی بر کمپرسور و اکسپندر بیشتر است. تغییرات مربوط به ناخالصی ها نظیر رطوبت و دی سولفید هیدروژن را می توان با ساخت تاسیسات نم زدایی وشیرین سازی با در نظر گرفتن بدترین شرایط به حداقل رساند. ولیکن در خصوص تغییرات قابل توجه در میزان NGL مساله نیازمند بررسی موردی می باشد.

7- سیال تبرید

در شرایطی که به منظور سرمایش گاز از سیکل سرمایشی استفاده می شود، ترجیح با به کار گیری پروپان به جای تبرید آبشاری و یا مخلوط مواد مبرد می باشد.

ملاحظه موارد فوق نشان می دهد اتخاذ تصمیم در خصوص روش مناسب بازیابی NGL، تابع بازار عرضه و تقاضای محصولات، نوع و شرایط خوراک ورودی، میزان سرمایه گذاری، محل قرارگیری واحد و ... می باشد که با توجه به شرایط هر پروژه می بایست مورد بررسی قرار گیرد.

در ادامه مباحث این بخش، وضعیت NGL ها در ایران و جهان، تحلیل تکنولوژِی های بازیابی NGL مورد بررسی قرار خواهد گرفت. 

معرفی اجمالی فرایندهای جداسازی NGL- بررسی فرایندها

همان طور که در بخش قبلی توضیح داده شد، مطابق با روشهای مرسوم و تجاری، ترکیبات موسوم به NGL طی یک عملیات کاهش دمایی به شکل سیکل تبریدی Refrigeration یا سیستم کاهنده فشار ( سرمایش ژول تامسون و یا توربو اکسپندر ) و به دنبال آن یک یا دو ستون جداسازی، از جریان گاز جدا می شوند. به بیان دیگر این ترکیب، ساختار اصلی واحدهای بازیابی NGL را شکل می دهد. در این بخش روشهای بازیابی به اختصار توضیح داده می شود. 

روشهای جداسازی NGL

1- روش سرمایش Joule-Thompson

همان گونه که در بخشهای قبلی اشاره شد، به دلیل راندمان پایین، هدف اصلی از انتخاب این فرایند تنظیم نقطه شبنم جریان گاز می باشد. در این روش گاز پس از عبور از یک مبدل حرارتی سرد می شود و پس از آن در شرایطی که شیر ژول تامسون عایق باشد، از شیر عبور داده می شود. در این شرایط فشار و دمای گاز کاهش می یابد و بخشی از جریان گاز به مایع تبدیل می شود. گاز و مایع در یک جداکننده از هم جدا می شوند. جریان گاز غنی از متان ( سبک ترین هیدروکربن ) پس از عبور از مبدل ورودی واحد و تبادل حرارت با گاز ورودی، جهت استفاده به خط لوله هدایت می شود. از آنجاییکه فشار گاز در شیر ژول تامسون افت داشته است، جهت انتقال گاز به خط لوله لازم است فشار گاز مجدداً افزایش یابد.( لزوم استفاده از کمپرسور که به معنی افزایش هزینه ثابت و عملیاتی است). مایع جداشده نیز به منظور جداسازی گاز باقیمانده به برج تثبیت فرستاده می شود. در برج تثبیت با اعمال گرما از طریق مبدل پایین برج، باقیمانده ترکیبات سبک تر ( عمدتاً متان ) از ترکیبات مایع جداشده و با جریان گاز جداشده قبل مخلوط می گردد. مایع غنی از ترکیبات سنگین تر Y-Grade NGL از پایین برج خارج می شود. این برش ارزش قابل توجهی نداشته و به منظور جداسازی تکمیلی به ستون های جداساز اتان زدا، پروپان زدا و بوتان زدا ارسال می شود.

لازم به توضیح است در عمده روشهای مورد بررسی لازم است رطوبت موجود در گاز قبل از ورود به واحد گرفته شود تا از ایجاد هیدرات گازی در زمان کاهش دما ممانعت گردد. در این فرایند کافی است رطوبت با استفاده از حلال تری اتیلن گلایکول گرفته شود. شکل زیر نمودار این واحد  رانشان می دهد. [منیع: کتاب Handbook of Natural Gas Transmission and Processing]

2- روش تبرید با سیکل پروپان 

روش سرمایش ژول- تامسون در شرایطی مناسب است که فشار گاز ورودی بالا باشد. در شرایطی که فشار گاز بالا نبوده و یا افت فشار گاز مطلوب نباشد، می توان سیکل سرمایشی پروپان را جایگزین روش قبل نمود. با این جایگزینی با دو پیامد اصلی روبرو خواهیم شد، نخست کاهش هزینه های مربوط به تراکم گاز و دیگر افزایش راندمان جداسازی ترکیبات مایع و اتان با توجه به افت دمای بیشتر. با وجود جذابیت های ناشی از این روش می بایست به هزینه های مربوط به سیکل پروپان و ملاحظات انتقال و ذخیره سازی پروپان مایع توجه ویژه داشت. 

3- روش کاهش نقطه شبنم عمیق Deep dew pointing

در این روش ترکیبی از سیکل پروپان و شیر ژول-تامسون استفاده می شود. در نتیجه ایجاد سرمایش بیشتر، مقادیر بیشتری از هیدوکربنهای سنگین از متان جدا می شود. دمای گاز ورودی ابتدا با تماس گاز متان سرد جداشده در واحد و پس از آن در سیکل پروپان کاهش می یابد. گاز و مایع در جداکننده دما پایین از هم جدا می کند. دمای گاز باقیمانده مجدداً پس از عبور از شیر ژول-تامسون تا 40- درجه سانتی گراد کاهش یافته و وارد ستون جداسازی اول Absorber می شود. در این ستون مایعات ایجاد شده بعد از شیر، از گاز جدا می شود. گاز جدا شده از این مرحله پس از تبادل حرارتی با گاز خوراک، متراکم شده و به خط لوله ارسال می گردد. در ستون دوم که نقش اتان زا De-ethanizer یا تثبیت کننده را دارد، باقیمانده متان و بخشی از ترکیبات سنگین تر به صورت بخار از ستون خارج شده و به عنوان جریان برگشتی (reflux)به بالای ستون اول برگردانده می شود. انجام این کار باعث می شود در اثر تماس این جریان با بخارات سرد ستون اول بخش دیگری از هیدروکربن های سنگین تر به صورت مایع در آید. جریان برگشتی به عنوان نوآوری این فناوری در سال 2001 توسط شرکت fluor corporation به شماره US 20040025535ثبت شده است. شکل زیر نمودار این فرایند را نشان می دهد. [منیع: کتاب Handbook of Natural Gas Transmission and Processing]

4- جداسازی NGL با استفاده از turboexpander

در این روش توربواکسپندر که در مقدمه این بخش توضیح داده شد، جایگزین سیستم تبرید و شیر ژول- تامسون می شود. البته ممکن از این گزینه ها نیز در کنار توربواکسپندر استفاده شود. مشابه فرایندهای قبلی سرمایش اولیه گاز در مبدل حرارتی gas-gas و از طریق گاز خروجی از ستون جداسازی تامین می شود. پس از سرمایش اولیه، ترکیبات مایع جدا شده و گاز به اکسپاندر ارسال می شود. دمای گاز پس از انبساط کاهش یافته و گاز سرد شده به همراه مایعات به بخش بالایی ستون جداسازی با نقش متان زدایی وارد می شود ( مشابه یک جریان رفلاکس ) . مایعات جداشده در جداکننده ها مایع/گاز نیز به قسمت های میانی برج هدایت می شود. در برج متان زدا، جریان غنی از متان به صورت بخار از ستون خارج شده و پس از تبادل حرارتی با گاز ورودی توسط کمپرسور توربواکسپندر متراکم شده و به خط لوله ارسال می گردد. به این ترتیب از انرژی آزاد شده گاز در زمان انبساط به شکل مناسب استفاده می شود. 

مبدل های حرارتی این واحدها نیز با توجه به اهمیت مساله انتقال حرارت معمولاً به صورت مبدلهای صفحه ای از جنس آلیاژهای خاص می باشد. مساله دیگری که در خصوص این واحدها مطرح است حساسیت توربین و کمپرسورها به کیفیت و مقدار گاز خوراک می باشد. به همین جهت یک مسیر موازی (bypass) نیز با بکارگیری شیر ژول-تامسون تعبیه می شود تا در شرایط بروز تغییرات جایگزین مسیر توربواکسپندر شود. 

5- روش جذب با حلال رقیق lean oil absorption : این روش با توجه به هزینه های بالای سرمایه گذاری و عملیاتی به ندرت استفاده می شود، به همین جهت از توضیح آن در این بخش پرهیز می شود. 

تا این مرحله به روش های پایه ای و ابتدایی اشاره شده است. همان طور که قبلاً نیز اشاره شد، محصولات هدف و تغییرات در بازار عرضه و تقاضای آنها نقش به سزایی در انتخاب روش بازیابی NGL ایفا می کند. در ادامه به بررسی اجمالی روشهایی پرداخته می شود که با ترکیب تجهیزات فوق الاشاره و تکنیک های مختلف عملیاتی در ستون های جداسازی، جداسازی یک یا چند جزء را بیشینه می سازد.

6- فرایند Dual column reflux

در این روش که مشابه روش 3 از نظر تعداد ستون جداسازی می باشد، سرمایش با استفاده از سیکل پروپان و همچنین توربو اکسپندر ایجاد می شود. گاز ورودی در یک مبدل صفحه ای چند جریانی که به عنوان Cold box نیز شناخته می شود ضمن تبادل با چند جریان سرد از جمله پروپان مایع سرد می شود. مایع از گاز جدا شده و گاز به توربواکسپندر هدایت می شود. مخلوط گاز-مایع خروجی اکسپندر به قسمت های میانی ستون اول ارسال می شود. رفلاکس هر دو ستون نیز از بخارات سرد شده ستون دوم تامین می شود. دانش فنی این تکنولوژی توسط شرکت شرکت flour توسعه داده شده و به شماره US 6837070 در سال 2004 ثبت شده است. شکل توسعه یافته این فرایند توسط همین شرکت و با نام تجاری Cryo-Gas process ارایه شده است.

مساله برجسته این تکنولوژی ترکیب روش سرمایشی پروپان با اکسپندر و برگرداندن بخارات ستون دوم به عنوان رفلاکس به هر دو ستون می باشد.

7- روش (Gas Sub-cooled process(GSP 

 در این روش هدف بازیابی حداکثری اتان است. شرکت Ortloff توسعه دهنده این فرایند می باشد که از دهه 70 تا سالهای اخیر بر روی آن کار کرده است. در این فرایند از یک ستون با نقش متان زدایی استفاده می شود و جریان مایع پایین ستون عاری از متان، جهت جداسازی اتان و ترکیبات مایع به جداسازی های تکمیلی ( خارج از محدوه واحد مورد بررسی ) ارسال می گردد. گاز خوراک این واحد در ابتدا وارد مبدل صفحه ای چند جریانی شده و ضمن تبادل حرارتی با جریان گاز متان و پروپان خنک می شود. جریان باقیمانده گاز به دو بخش تقسیم می شود. بخشی به اکسپندر فرستاده شده و پس از آن به برج فرستاده می شود. بخش دیگر ضمن تبادل با بخارات غنی از متان (de-methanizer overhead) خنک شده و به عنوان رفلاکس به قسمت بالایی برج ارسال می شود. به منظور بهینه سازی حرارتی چندین جریانی میانی از برج خارج شده و در مبدل اولیه واحد با جریانهای دیگر تبادل حرارتی می کند. این اقدام باعث کاهش مصرف پروپان در مبدل اول و همچنین بهینه سازی ریبویلر پایین برج می گردد ( اثر اقتصادی مطلوب با کاهش ابعاد و هزینه های سرمایشی و گرمایشی). جریان مایع جداشده قبل از برج پس از تبادل حرارتی در مبدل ورودی، به برج ارسال می شود. تنظیم شرایط برج و سیستم های سرمایشی به نحوی است که بیشترین مقدار متان از هیدروکرینها از جدا شود و به عبارت دیگر مقدار اتان در جریان بالای برج حداقل شود. مشابه این الگو در واحد 105 پالایشگاه گاز موسوم به ethane recovery unit انجام می شود. شکل زیر طرح شماتیک این واحد را نشان می دهد. [منیع: کتاب Handbook of Natural Gas Transmission and Processing]

این شرکت فرایندی دیگر با نام (Single Column Overhead recycle (SCORE را نیز توسعه داده است که هدف از آن بازیابی 99% پروپان می باشد. این دو فرایند از نظر نحوه سرمایش گاز و جریان رفلاکس تفاوت دارند. در اینجا از توضیح بیشتر فرایند دوم پرهیز می شود. 

8- فرایند Residue gas recycle

شرکت ABB Lummus یکی از توسعه دهندگان این فرایند است که هدف اصلی آن جداسازی حداکثر مقدار اتان می باشد و به عنوان روش مرسوم بازیابی اتان شناخته می شود. در شرایطی که حداکثر بازیابی اتان مورد نظر باشد، لازم است شرایط سرمایش بیشتری بر روی گاز رفلاکس اعمال شود. با این آرایش می توان  اتان را تا 95% بازیابی کرد. در این روش رفلاکس برج از جریان برگشتی بالای برج  که در اکسپندر متراکم شده، فراهم می شود. سرمایش بیشتر ( به عنوان لازمه بازیابی اتان ) با کاهش فشار برج یا افزایش میزان گاز برگشتی محقق می شود. در شرایطی که مقدار دی اکسید کربن همراه با گاز بالا باشد، امکان یخ زدن این ماده نیز در این شرایط وجود دارد. با استفاده از این فرایند با توجه به ملاحظات اقتصادی پیش رو در بازگرداندن گاز به برج، بازیابی تا 95% اقتصادی خواهد بود.

9- فرایند Fluor Twin column high absorber (TCHAP)

در شرایطی که لازم است گاز جداشده در ستون اول ( غنی از متان) به فشار بالا خط لوله انتقال برسد، مناسب است ستون متان زدا در بالاترین فشار عملیاتی ممکن کار کند که این مساله با در نظر گرفتن طراحی مرسوم متان زدا منطقی نمی باشد. در برج های مرسوم، شرایط به گونه ای است که با افزایش فشار، دما نیز افزایش می یابد و این پدیده جداسازی متان- اتان را با مشکل روبرو می کند. به عبارت دیگر میزان اتان همراه با متان در بالای ستون بیشتر می شود.  جهت رفع این مشکل، شرکت fluor ستون های دو قلو را طراحی کرده است. برج اول در فشار عملیاتی حدود psig 600 به عنوان ستون جذب و ستون دوم به عنوان متان زدا یا اتان زدا عمل می کند.  با این رویکرد می توان تراکم گاز متان را به حداقل رساند و هزینه مربوط به آن را کاهش داد. راندمان جداسازی اتان در این روش 80% و برای پروپان 99% می باشد. جهت بهبود در راندمان جداسازی NGLجریان بخار بالای ستون دوم با استفاده از یک کمپرسور، پس از سرمایش به ستون اول ارسال می گردد.

10- Fluor Twin reflux absorption process

در این فرایند تمهیداتی دیده شده است که در صورت عدم تمایل به فروش اتان، این گاز همراه با متان به خط لوله ارسال گردد. در این وضعیت شرایط برج به نحوی تنظیم می شود که در ستون دوم که دیگر اتان همراه با ترکیبات مایع از پایین جدا نشود و به صورت یک جزء سبک از بالای ستون دوم جدا شود. در این شرایط همراه بری پروپان نیز افزایش یافته و راندمان بازیابی پروپان کاهش می یابد. این فناوری با اعمال تغییراتی در فرایند از کاهش بازیابی پروپان در شرایط پس زنی اتان ethane rejection جلوگیری می نماید. عبارت Twin Reflux به این معنی است که رفلاکس ستون اول از دو جریان قابل تامین است. جریان اول بخشی از جریان گاز خوراک می باشد که قبل از ورود به اکسپندر از جربان اصلی جدا می شود. جریان دوم هم بخارات ستون دوم است که پس از عبور از چیلر پروپان به برج اول ارسال می شود. دو محل برای ورود جریان بالای ستون دوم به ستون اول تعبیه شده است که اصلی ترین تفاوت این روش با فرایندهای دیگر نیز مربوط به همین بخش است. 

در حالت بازیابی اتان ستون دوم به عنوان متان زدا عمل می کند. در این شرایط بخار مخلوط متان/اتان و... بالای ستون دوم، بدون عبور از چیلر پروپان به منظور جداسازی حداکثری متان/اتان به پایین ستون اول ارسال می گردد. به این ترتیب مقدار بیشتری اتان و ترکیبات سنگین تر در پایین ستون دوم از متان جدا می شود.

در حالت تزریق مجدد اتان به خط گاز ( پس زنی اتان) ستون دوم نقش اتان زدا را ایفا می کند. در این حالت بخارات بالای ستون دوم از چیلر پروپان عبور کرده پس از سرد شدن ( کمک به جدا شدن ترکیبات سنگین ) به عنوان رفلاکس به قسمت فوقانی ستون اول ارسال می گردد. در این حالت ستون اول دو رفلاکس دارد و به این نحوه با افزایش سرما ترکیبات سنگین بیشتری به قسمت پایین برج هدایت شده و راندمان جداسازی پروپان و بوتان همزمان با پس زنی اتان در حداکثر میزان طراحی شده باقی می ماند. این فرایند با نام تجاری TRAPتوسط شرکت Fluor توسعه داده شده است و اختراع مربوط به آن با شماره US 20040261452 ثبت شده است. بر اساس ادعای این شرکت راندمان جداسازی پروپان 99% و اتان حداکثر 90% می باشد. نمودار شماتیک فرایند در شکل زیر نشان داده شده است. [منبع : پتنت مورد اشاره ]

روشهای دیگری نیز بر مبنای روش غشایی، سرعت سوپرسونیک و جذب سطحی نیز وجود دارد که عمدتاً برای جداسازی ترکیبات سنگین در مقادیر کم مناسب می باشد و به عنوان یک روش NGL recovery محسوب نمی شود. 

در بخش بعدی بر اساس توضیحات داده شده معیارهای انتخاب روش مناسب ارایه می گردد. 

معرفی اجمالی فرایندهای جداسازی NGL- مقدمه

روشهای جداسازی هیدوکربنهای مایع و اتان از گاز طبیعی از چندین جنبه قابل ملاحظه می شود. تنظیم نقطه شبنم گاز غنی از متان که باعث سهولت در عملیات انتقال و ممانعت از آسیب دیدن تجهیزات شبکه انتقال می شود و همچنین ایجاد ارزش افزوده از جداسازی ترکیبات مایع و ارسال این مواد به واحدهای پتروشیمی به عنوان خوراک که در مورد بازیابی گازهای فلر نیز این جنبه حائز اهمیت می باشد. بررسی ها نشان می دهد فرایندهای جداسازی NGL از ده ها سال پیش آغاز شده و در طی این سالها دستخوش تغییرات زیادی شده است. در این بخش روشهای مختلف جداسازی و بازیگران اصلی توسعه این فرایندها معرفی شده و ضمن بیان مزایا و معایب هر یک از روشها، خط راهنمای اولیه جهت انتخاب روش مناسب ارایه می گردد. 

تفاوت در نقطه جوش و میعان، مشخصاتی از ترکیبات هیدروکربنی هستند که به طور معمول از تفاوت مقادیر این خواص در مواد مختلف به منظور جداسازی بهره گرفته می شود. مسیر توسعه ای فرایندهای بازیابی اتان، پروپان، بوتان و برش ترکیبات سنگین تر موسوم به میعانات گازی در راستای به کارگیری روشهای اقتصادی و ساده تر ایجاد سرمایش و همچنین تقطیر مواد موجود در گاز بوده است. به منظور ایجاد سرمایش و تبرید گاز از دو مکانیزم کلی بهره گرفته شده است: 

الف - سرمایش با استفاده از سیکل پروپان ، سیکل آبشاری پروپان-اتان و همچنین سیکل تبرید با سیال متشکل از چند هیدروکربن

نمونه ساده سیکل تبرید در یخچال های خانگی قابل ملاحظه است. در این سیکل عامل تبرید در حالت مایع با جریان گرم تر تبادل حرارتی کرده و به شکل بخار در می آید. بخار در یک کمپرسور مجدداً به حالت مایع در آمده و در تماس با جریان گرم قرار می گیرد. امروزه با توجه به مشکلات زیست محیطی CFC ها به عنوان عامل تبرید مرسوم، استفاده از دیگر مواد از جمله پروپان خصوصا در واحدهای صنعتی رایج شده است. پروپان و ترکیبات مشابه اثرات زیست محیطی کمتری دارند ولیکن از نظر ایمنی با توجه به خطر آتش گیری، نگهداری و بکارگیری آنها با ملاحظات ایمنی خاصی همراه می باشد. 

مهم ترین مزایا و معایب این روش به این قرار است:

مزیت اصلی : امکان ایجاد سرمایش مطلوب به حدی که شرایط جداسازی اتان فراهم گردد

معایب :

• هزینه بالای سرمایه گذاری 
• شرایط ویژه نگهداری و استفاده از پروپان 
• پیچیدگی سیستم های کنترلی 

ب - سرمایش با انبساط گاز Gas expansion

فشار گاز در صورتیکه از یک شیر اختناق موسوم به ژول-تامسون و یا یک Expander عبور کند، کاهش یافته و متناظر آن در شرایط کنترل شده دما نیز کاسته می شود. در این روشها جهت کاهش دما لازم نیست از سیکل سرمایشی استفاده شود و هزینه های مربوط به سیستم چیلر پروپان حذف می شود. ولیکن با توجه به کاهش فشار گاز، در صورتی لازم باشد گاز به مکان دوردست یا شبکه انتقال ترزیق شود، هزینه مربوط به کمپرسورهای تراکم مجدد اضافه می شود. شرایط کار در خصوص هر یک از دو روش کاهش فشار مورد اشاره یکسان نمی باشد. چرا که انرژی آزاد شده ناشی از کاهش فشار در شیرهای ژول-تامسون قابل بازیابی نبوده در حالیکه در خصوص expander می توان با اتصال یک کمپرسور به این تجهیز از انرژی آزاد شده انبساط گاز به عنوان نیرو محرکه تراکم مجدد گاز بهره گرفت. به ترکیب Expander و کمپرسور Turbo Expaner گفته می شود. 

مهم ترین مزایا و معایب سیستم ها سرمایشی با مکانیزم کاهش فشار :

مزایای روش سرمایش ژول تامسون:

• سادگی عملیات 
• عدم حساسیت به ترکیب درصد و میزان جریان گاز با توجه به نبود تجهیزات پیچیده و وابسته به این شرایط 

معایب روش سرمایش ژول-تامسون 

• راندمان پایین 
• احتمال بروز عوارض و حوادث در خط انتقال با توجه به دمای پایین گاز و ریسک میعان مواد هیدروکربنی باقیمانده 
• امکان بروز آسیب به تجهیزات خط انتقال با توجه به وجود مواد هیدروکربنی مایع 
• لزوم استفاده از کمپرسور به منظور تراکم مجدد گاز عاری ازNGL

مزایای روش توربو اکسپندر 

• فراهم سازی امکان  جداسازی هیدروکربنهای موجود در گاز با راندمان بالا
• امکان جداسازی نیتروژن 
• استفاده از انرژی آزاد شده از انبساط گاز به منظور تراکم مجدد

معایب روش توربو اکسپندر

• حجم بالای تجهیزات همراه با توربو اکسپندر
• هزینه سرمایه گذاری بالا ( به عنوان مثال قیمت تنها یک توربو اکسپندر پالایشگاه های گاز بالاتر از یک میلیون دلار است )
• هزینه تعمیر و نگهداری بالای توربین گازی

بررسی مزایا و معایب هر یک از این روشها نشان می دهد انتخاب روش های مبتنی بر این تجهیزات نیازمند بررسی شرایط خاص پروژه مورد نظر می باشد. مواردی که در بخش سوم همین مبحث به آن پرداخته خواهد شد.

در نهایت ضمن به کارگیری یک یا ترکیبی از این روش ها دمای گاز غنی از هیدروکربنهای مایع Rich gas کاهش می یابد. گام بعدی جداسازی گاز/مایع می باشد. در همین راستا شرکتهای مختلف فرایندهای جداسازی NGL را با رویکردهای مختلف از جمله تنظیم نقطه شبنم، حداکثر بازیابی اتان و یا حداکثر بازبابی پروپان ارایه داده اند. بخش دوم این بخش به بررسی این روشها اختصاص داده شده است.

بازیابی گازهای ارسالی به فلر- فرصتهای پیش رو

مقدمه 

بررسی ها نشان می دهد روزانه مقدار قابل توجهی مخلوط گاز طبیعی از طریق فلر پالایشگاه و واحدهای بهره برداری نفت سوزانده می شود. سوزاندن این گاز از دو جهت قابل ملاحظه می باشد:

1. جنبه های اقتصادی : با توجه به روند افزایشی قیمت گاز، سوزاندن این مخلوط هیدروکربنی با ارزش، همراه با زیان اقتصادی است. در حالیکه با به کارگیری فرایندهای تکمیلی که در ادامه این مبحث به آن پرداخته می شود، می توان از گاز ارسالی به فلر ارزش افزوده نیز ایجاد نمود. 

2. جنبه های زیست محیطی: اگرچه محصولات حاصل از احتراق گاز نسبت به متان اثر کمتری بر پدیده گرم شدن زمین دارند، ولیکن دی اکسیدکربن به عنوان محصول احتراق همچنان در زمره گازهای گلخانه ای قرار دارد. علاوه بر این گازهای دیگر تولید شده نظیر دی اکسید گوگرد، دوده و ... نیز دارای اثرات مخرب زیست محیطی و بهداشتی می باشند. در همین راستا معاهدات بین المللی کشورها را ملزم به کاهش تولید گازهای گلخانه ای کرده که کاهش میزان فلرینگ یکی از بخشهای آن است. شکل زیر میران فلرینگ گاز در ایران و سایر کشورهای جهان بر اساس اطلاعات GGFR بانک جهانی نشان می دهد. (Global gas flaring reduction)

 بر اساس این آمار در سال 2016 میزان فلرینگ ایران بیش از 16 میلیارد متر مکعب بوده که مقدار روزانه آن بیش از 40 میلیون متر مکعب و نزدیک به میزان تولید دو فاز پارس جنوبی می باشد. اگر هر متر مکعب این گاز تنها 3 سنت ارزش داشته باشد، ارزش گاز سوزانده شده معادل نیم میلیارد دلار خواهد بود. فلرینگ گاز در ایران در دو بخش اصلی گازهای همراه با نفت(Associated petroleum gas(APG و فلر در پالایشگاه های گاز رخ می دهد و پس از آن در پالایشگاههای نفت و واحدهای پتروشیمیایی نیز بخشی از هیدوکربن ها به علت بروز مشکل در عملیات نرمال،تعمیرات و ... به فلر ارسال شده و سوزانده می شود. از آنجا که دو بخش اول سهم بیشتری بر روی میزان فلرینگ دارند بررسی های تکمیلی بر روی این دو بخش متمرکز شده است. با توجه به آمار منتشر شده شرکت ملی نفت در حدود 20 میلیون متر مکعب در روز گازهای همراه با نفت  در مناطق نفتی کشور سوزانده می شود ( تقریبا معادل یک فاز پارس جنوبی ). گازهای همراه حاوی مقادیر قابل توجه اتان، پروپان و بوتان می باشد که می تواند به عنوان خوراک واحدهای پتروشیمی مورد استفاده قرار گیرد که در ادامه بحث به بررسی تکمیلی فرایندهای مربوطه پرداخته می شود. بخش مهم دیگر فلرینگ گاز، در پالایشگاههای گازی است که در این خصوص شرکت نفت و گاز پارس و شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی برنامه ریزی و فعالیت هایی به جهت برگرداندن گاز به پالایشگاه به جای سوزاندن انجام داده اند که به آن اشاره خواهد شد. 

در مجموع روشهای زیر برای بازیابی گاز فلر Flare gas recovery وجود دارد:

1- برگرداندن گاز به چاه های نفت به منظور ازدیاد برداشت پس از تراکم مجدد که با توجه به وجود ترکیبات با ارزش مایع در ترکیب گاز، این عملیات بدون جداسازی ترکیبات مایع Natural gas liquids به اختصار NGLs و میعانات گازی + C5 ، در نگاه اولیه منطقی به نظر نمی رسد. شایان ذکر است این روش به عنوان روش مطلوب در بازیابی گاز فلر در پالایشگاه های گاز مورد توجه قرار گرفته و در واحدهای FGRU که در حال حاضر در پالایشگاههای گاز کشور مطرح شده است از این روش استفاده می شود. 

2- جداکردن ترکیبات سنگین تر از متان گاز موسوم به NGL و استفاده از آن به عنوان سوخت یا خوراک پتروشیمی. متان جدا شده در این روش قابلیت تولید انرژی، تبدیل به هیدروکربنهای سنگین تر نظیر دیزل با روش GTL و همچنین تولید LNG را دارا می باشد. که هر کدام از این موارد دارای جنبه های فنی و اقتصادی خاص خود است. در مطالب آتی به اختصار به این موارد اشاره خواهد شد.

3- استفاده به عنوان سوخت جهت تولید برق 

4- عامل محرک توربین با رعایت ملاحظات خاص 

تمرکز ما در این بحث بر روی موارد 1و 2 خواهد بود. 

این مبحث ادامه دارد....