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

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.