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- 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....