مخازن هیدروکربوری

از ویکی‌پدیا، دانشنامهٔ آزاد
پرش به: ناوبری، جستجو

ذخائر زیر زمینی نفت و گاز

سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه‌های 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 عمدتاً نیز بهمین صورت یافت می‌گردد و در این رابطه مولفه‌های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تأثیرات 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.گاهی درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده‌است.

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 می‌آید . 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[ویرایش]

در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج می‌نمایند .

۱ – میادین نفتی و گازی مسقل گازی - از قبیل میادین گاز نار و کنگانخانگیران - تابناک- حوزهای شانول، هما، وراوی و میدان گازی پازنان و غیره .

۲ – میادین نفتی - از قبیل میادین اهوازآغاجاریمارون - گچسارانبی بی حکیمه - - رامشیر و غیره . هنگامی که میزان نفت درون چاه کاهش می‌یابد از گاز دی اکسید کربن به‌عنوان گاز افزایش دهنده حجم استفاده می‌شود.

ترکیبات گاز طبیعی خام[ویرایش]

گاز طبیعی موجود در مخازن هیدروکربوری زیرزمینی به دو حالت می تواند از زمین خارج شده و در دسترس انسان قرار گیرد:

۱ - اگر بیشترین ماده موحود در مخزن زیرزمینی، گاز طبیعی باشد، به آن ”چاه مستقل گازی“ میگویند. گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج می‌گردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده‌است، از مواد مختلفی تشکیل گردیده است. این مواد به طور عمده شامل هیدروکربور متان (CH4) به همراه گاز اتان (CH3) و هیدروکربورهای دیگر به صورت سنگین و مایع مانند پروپان، بوتان و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی که ”میعانات گازی“ (Condensate) نامیده می شوند و حاوی ”بنزین طبیعی“ (Natural Gasoline) هستند و همچنین مقداری از ناخالصی‌های غیرهیدروکربوری شامل بخار آب (H2O)، دی اکسید کربن (CO2منواکسید کربن (CO)، نیتروژن (N)، سولفید هیدروژن (H2S)، هلیوم (HE) و گازهای دیگر می باشند که درصد هر کدام از این مواد در گاز طبیعی، بستگی به نوع مخزن، محل آن، عمق مخزن و عوامل دیگر دارد. این چاهها به صورت معمول قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها به نام گاز غیر همراه (Non-Associated Gas) نیز شناخته میشود. گازهای طبیعی خام استخراج شده از چاههای مستقل گازی یا هیچ نفتی همراه خود ندارند و یا مقدار نفت همراه آنها بسیار ناچیز میباشد؛ اما این گازها به دلیل اینکه از اعماق زمین به بالا آمده اند، در طول مسیر بالاآمدن، با خود مقداری شن و ماسه و آب شور را به همراه آورده اند. از اینرو، قبل از ارسال این گازها به پالایشگاه ها، جامدات همراه با آنها در محلهایی که به مجموعه تاسیسات سَرِچاهی شناخته می شوند، توسط دستگاه هایی به نام جداکننده (Separator) از گاز جدا میگردند. پس از این کار، گاز طبیعی که جامدات همراه خود را تا حد بسیار زیادی از دست داده است، توسط خطوط لوله به مراکز جمع آوری ( پالایشگاه ) انتقال می یابد. در طول مسیر لوله های انتقال، به دلیل کم شدن تدریجی فشار گاز، دمای آن کاهش می یابد و بر اثر این کاهش دما، آبهایی که همراه با گاز از اعماق زمین استخراج شده و همراه با آن به صورت بخار آب در حال حرکت می باشند (که آنها را هیدرات های گاز طبیعی می نامند)، کم کم به مایع تبدیل خواهند شد و اگر دما باز هم کاهش یابد، این آبها به صورت نیمه جامد یا جامد (کریستالهای یخ) درآمده و حرکت گاز را با مشکل مواجه می کنند و در حالت بدتر، امکان دارد که در نقاطی از مسیر، این جامدات به دیواره لوله بچسبند. در صورت بروز چنین پدیده ای، خیلی زود سایر مایعات یا جامداتی که به همین علت تشکیل شده و به همراه گازها در حال حرکت می باشند، به این نقطه خواهند پیوست و در زمان بسیار کوتاهی، حجم این توده به قدری بزرگ خواهد گردید که تقریباً به طور کامل، مانع از حرکت گاز در لوله می گردد. با توجه به سرعت و فشار بالای گازهای در حال عبور، گاز در پشت این نقطه متراکم شده و به راحتی می توان پیش ینی نمود که این اتفاق حتی ممکن است خط لوله انتقال گاز را دچار نشتی، ترکیدگی یا حتی انفجار کند. از اینرو، در نقاط خاصی از مسیر خط لوله بین چاهها تا مقصد، دستگاههای گرمکن (Heater) وجود دارند که دمای گاز را بالا می برند.

۲ - چاههای نفت نیز به طور معمول حاوی مقادیری گاز می باشند. گاز طبیعی خام موجود در چاههای نفت، به دو صورت می تواند استخراج گردد:

الف - چنانچه گاز به صورت محلول در نفت خام باشد، گازِ محلول (Solution Gas) نامیده می شود.

ب - اگر گاز در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد، به آن گازِ همراه (Associated Gas) می گویند.

مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی[ویرایش]

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 تقریباً معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید می‌باشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با ۲۵۲ کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد می‌نماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه می‌باشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+۲ 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 ۸۴۰۰ تا ۱۰۲۰۰ کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می‌باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با ۲۲۲۰۰ کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با ۲۸۵۰۰ کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌باشد . گاز طبیعی شامل ۸۵ درصد گاز متان و ۱۲ درصد گاز اتان و ۳ درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می‌باشد گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص ۹۸ درصد می‌باشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت‌ها 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 سوخت‌های فسیلی یافته‌ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co۲ در گاز طبیعی ۶/۵۳ درصد، پروپان ۶۷ درصد، بنزین ۷/۷۲ درصد، نفت گاز ۷۶/۲ درصد، نفت کوره ۳/۷۹ درصد و زغال سنگ ۱/۸۲ درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co۲/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 ۶۴۹ درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان ۴۹/ ۱۶۱ 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 ۱۰ مترمکعب می‌باشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می‌باشد.


فرآورش گازطبیعی[ویرایش]

مجموعه عملیات پیچیده‌ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتاً متان به‌عنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص ۸۰ تا ۹۷ می‌باشد را به‌عنوان 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 می‌آیند جداسازی می‌گردند.

تفکیک گاز و نفت


گاز همراه با نفت[ویرایش]

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 می‌شود .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 تصفیه‌ای 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[ویرایش]

در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تأثیر 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 می‌شوند.

۱– تفکیک مایعات گازی

این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام می‌باشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله‌ای 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 پایه‌ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتاً متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می‌شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می‌باشد . ضمن آنکه می‌توان فرآورده‌های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارت‌اند از .

۱- ۱ اتان

ماده‌ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع‌های 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 مزیت‌های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می‌شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای ۴و۵ پارس جنوبی بکارگرفته می‌شود

۱- ۲ 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 می‌شود . 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 . معمولاً درصد پروپان در گاز مایع بین ۱۰ الی ۵۰ درصد متغیر است .

۱- ۳ کاندنسیت یا چگالیده ( condensate)

شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H۱۰ – مولکولهایی دارای اتمهای کربن بیشتر و حالت مایع درشرایط را شامل می‌گردند. این ترکیبات را می‌توان بمنظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطهٔ 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 صرفه‌است 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 ۵۰۰ 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 پالایشگاه‌های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت می‌باشد .

۱ - تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت. ۲ - بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده‌های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل می‌گردد . ۳ – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه‌های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت می‌توان محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود . ۴ - هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است. ۵ - میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف می‌رسد. ۶ - درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده‌های دیگر اضافه شود، تا سال ۱۳۹۰ نیازی به واردات بنزین نخواهد بود

درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه‌ها 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 فراورده‌ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه ۲۶۰ هزار بشکه نفت خام و ۲۰ هزار بشکه مایعات گازی 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 ۳۶۰ 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 رسیده‌است . قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه ۲۰ ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده‌های نفتی همچون حلال‌های 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 ۱۳۸۰طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (۱۳۸۰ ) مشغول ساخت دستگاه‌های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح‌های پالایش گاز شرکت ملی گاز ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می‌رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبرها حکایت از راه اندازی این تأسیسات دارد .

۲- 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 می‌شود. 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 ۷/۵ میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق می‌گردد. وچنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمی‌باشد. سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس‌های 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 محلول‌های آمین می‌باشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (اداره مبارزه با مواد مخدر آمریکا ) استفاده می‌گردد. گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده‌است جریان داده می‌شود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث می‌گردد تا بخش عمده‌ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجدداً قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی می‌گردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب‌های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی‌هایی 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 ۹۷ 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 می‌گردد . مرکاپتان‌ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار می‌باشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی‌های مشترکین فاقد هشدار دهنده‌های 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 لوله‌های 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.

۳- نم زدایی یا رطوبت زدایی ۳– ۱ - رطوبت زدایی با محلول گلایکول علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش‌های جداسازی ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می‌شود. 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 می‌شود. در این فرایند، از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می‌شود. 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 می‌یاید. 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 ۲۱۲درجه فارنهایت (۱۰۰ درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا ۴۰۰ درجه فارنهایت صورت می‌گیرد.

۳– ۲ رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولاً 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 پرشده‌است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج‌ها، از بالا به پایین عبور داده می‌شوند. گازطبیعی دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت‌های 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 معمولاً 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 استفاده‌های 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 ۱۰۰۰ 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.

منابع[ویرایش]

گاز از خام تا فرآورده: سید مرتضی سعیدیان

shana.ir - nigc.ir - RIPI.ir - assaluyeh.com tehran-gas.ir - نشریه ندای گاز