میعانات گازی

گاز طبیعی که از مخازن گازی استحصال می‌شود عمدتاً حاوی حجم قابل ملاحظه‌ای میعانات گازی است. مخصوصاً زمانی که حجم برداشت گاز از مخزن زیاد باشد. میعانات گازی به جریان هیدروکربنی مایع گفته می‌شود که در ذخایر گاز طبیعی وجود دارد و به صورت رسوب و ته‌نشین در گاز استخراجی یافت می‌شود.

میعانات گازی بیشتر از پنتان و هیدروکربن‌های سنگین تر (+C5) تشکیل شده و با توجه به موقعیت برداشت آن می‌تواند دارای گوگرد و نمک باشد و معمولاً عاری از انواع فلزات است و حدود نیمی از آن را نفتا تشکیل می‌دهد.

میعانات گازی بر خلاف بوتان و پروپان نیازمند شرایط ویژه برای مایع ماندن نیستند و به شیوه‌های مختلف قادر به تبدیل به گازوئیل، بنزین، نفت سفید، سوخت جت و... هستند. در مقایسه با پالایشگاه نفت خام، در پالایشگاه میعانات گازی، فرایندهای تبدیلی و پالایشی کمتر است بنابراین هزینه سرمایه‌گذاری آن کمتر از هزینه سرمایه‌گذاری پالایشگاه نفت خام است.

ارزش حرارتی ناویژه هر لیتر از میعانات گازی حدود۴/۳۲۷۰۶ بی تی یو که تقریباً معادل با ارزش حرارت ۸۲۶/. متر مکعب گاز طبیعی خط لوله اول سراسری است؛ بنابراین، این محصول به دلیل داشتن ارزش حرارتی بالا از اهمیت قابل توجهی برای صادرات برخوردار می‌باشد. به گونه‌ای که صادرات آن می‌تواند هزینه سرمایه‌گذاری اولیه یک پالایشگاه گازی را در ظرف مدت زمان کوتاهی برگرداند به شرط آنکه مشخصه فنی مطلوب را داشته باشد.

بیشترین میزان تولید میعانات گازی ایران از میدان گازی پارس جنوبی می‌باشد. این میدان گازی، بزرگ‌ترین منبع گازی است که بر روی خط مرزی مشترک ایران و قطر در خلیج‌فارس و در فاصله ۱۰۵ کیلومتری ساحل جنوبی ایران قرار دارد. مطالعات انجام شده نشان می‌دهد که بیش از ۱۴ تریلیون متر مکعب گاز طبیعی و افزون بر ۱۸ میلیارد بشکه میعانات گازی را در خود جای داده و روزانه ۲۰۰ هزار بشکه میعانات گازی توسط پالایشگاه‌های گازی پارس جنوبی تولید می‌شود.

بنا به گزارش خبرگزاری مهر به نقل از مدیر عامل شرکت نفت و گاز پارس جنوبی تا سال ۱۳۹۴ خورشیدی ۲۰۰ میلیون بشکه میعانات گازی از پارس جنوبی به ارزش ۱۰ میلیارد دلار صادر شده‌است.

بر اساس برآورد مؤسسه تحقیقات انرژی «فکتس»، مستقر در هانولولوی آمریکا، ظرفیت تولید میعانات گازی ایران از ۹۵ هزار بشکه در روز در سال ۲۰۰۱، نزدیک به یک میلیون بشکه در روز در سال ۲۰۱۳ خواهد رسید.

باتوجه به حجم عظیم میعانات گازی تولیدی در کشور، بررسی کاربردی برای رسیدن به یک مشخصه فنی مطلوب برای این محصول جهت استفاده بهینه بسیار ضروری است. در این نوشتار سعی شده به صورت خلاصه فرایندهای تثبیت میعانات گازی جهت رسیدن به شرایط فنی مطلوب بررسی و معرفی گردد.

میعانات گازی پس از جداسازی از گاز طبیعی حاوی عناصر فراری از هیدروکربنهای سبک همچون متان، اتان و... می‌باشد که چنانچه در شرایط محیطی مناسب قرار گیرند، می‌توانند از فاز مایع جدا شده و باعث دو فازی شدن سیستم و پیوستن به فاز گازی شوند که این امر اثرات نامطلوبی در کیفیت محصول، نگهداری و انتقال به همراه خواهد داشت؛ بنابراین به منظور رسیدن به شرایط مطلوب جهت نگهداری، انتقال و فروش بایستی به صورت پایدار تک فازی مایع در آید. به مجموعهٔ این عملیات پایدارسازی اصطلاحاً Condensate Stabilization، یا تثبیت میعانات گازی گفته می‌شود، این عملیات به سه دلیل انجام می‌شود:

• حذف هیدرروکربنهای سبک وقابل تبخیر (عناصر فرار) یا به عبارت دیگر بازیافت متان، اتان، پروپان و تاحدود زیادی بوتان یا LPG از جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) می‌باشد.
• کاهش فشار بخار سیال و رساندن آن به یک (Reid Vapor Pressure) RVP معین به عنوان یک مشخصه فنی، به گونه‌ای که بتوان از دو فازی شدن سیال جلوگیری به عمل آورد.

RVP روش خاصی برای مشخص کردن نوع برشهای هیدروکربنی است، در روش Reid سیال هیدروکربنی در یک محفظه با فشار متغیر قرار می‌گیرد و تا دمای 73.8 درجه سلسیوس حرارت داده می‌شود، پس از مدتی فشار بالای این سیال ثابت می‌گرددکه این فشار، RVP سیال را مشخص می‌کند. به عبارت دیگر RVP را می‌توان به عنوان فشار بخار سیال در تعادل با فاز مایع در دمای (164.8 درجه فارنهایت) 73.8 درجه سلسیوس، که کمتر از فشار محیط می‌باشد تعریف کرد به گونه‌ای که در شرایط انتقال و نگهداری در ناحیه تک فازی مایع قرار گیرد. میزان RVP در فصول گرم و سرد سال به علت تغییر در مقدار ترکیبات تشکیل دهنده جریان هیدروکربنی متفاوت خواهد بود این میزان برای فصل زمستان حدود psia ۱۲و برای فصل تابستان حدود psia۱۰ می‌باشد.

• کاهش میزان آب همراه با میعانات به کمتر از ppmw ۵۰۰ و حذف مرکپتان و عناصراسیدی از سیال (البته قابل ذکر است که میعانات گازی به صورت طبیعی حاوی مقادیرخیلی کمی از، H2S CO۲ نسبت به جریان هیدروکربنی گازی می‌باشند)

عمده‌ترین روشهایی که برای تثبیت میعانات گازی استفاده می‌شوند عبارت‌انداز جداسازی براساس ایجاد شرایط تعادل فازی بین بخار ومایع (Flash Vaporization) و جداسازی برپایه اختلاف نقطه جوش هیدروکربنها(Stabilization by Fraction).

• Flash Vaporization:

در این روش، تثبیت میعانات گازی بر اثر عمل تفکیک عناصر فرار از هیدروکربنهای سنگینتر براساس تعادل فازی بین بخار و مایع در یک سری Flash Tank تارسیدن به یک RVP معین صورت می‌پذیرد. پس از جداسازی جریان مایع از جریان گازی درون Slugcatcher، جریان مایع برای عمل تفکیک میعانات گازی از آب و محلول MEG (که به منظور جلوگیری از یخ زدگی جریان گاز به خطوط لوله تزریق می‌شود) و گازهای باقی‌مانده وارد یک جداکننده سه فازی می‌شود. جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) جداشده، که در اثر افت فشار ناگهانی با عبوراز یک شیر فشار شکن به صورت دو فازی درآمده، وارد اولین Flash Tank می‌شود سپس عمل تفکیک دو فاز بر اساس تعادل فازی بین بخار و مایع در دما و فشار نهایی جریان، درون Flash Tank صورت می‌پذیرد. بدین گونه می‌توان عناصر فرار را از جریان اصلی مایع حذف نمود. جریان مایع خروجی برای جداکردن عناصر سبک بیشتر، وارد Flash تانک بعدی که در فشار پایین‌تری عمل می‌کند می‌شود و این عملیات تا رسیدن به یک RVP معین تکرار می‌گردد. جریانهای گازی جدا شده از بالای Flash Tankها که شامل عناصر سبک هیدروکربنی می‌باشد پس از تأمین فشار در کمپرسورها به سیستم فراورشی گاز فرستاده می‌شود و جریان آب و محلول گلایکول جدا شده از جداکننده سه فازی به منظور احیای گلایکول به واحد MEG Recovery ارسال می‌شود همچنین به عنوان یک مشخصه فنی میزان آب همراه با میعانات گازی تثبیت شده نبایستی بیشتر ازppmw ۵۰۰ باشد. شکل ۲ یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Flash Vaporization نشان می‌دهد.

• Stabilization by Fraction

در این روش جدایش عناصر سبک و قابل تبخیر از هیدروکربنهای سنگین براساس اختلاف در نقطه جوش هیدروکربنها صورت می‌پذیرد. این سیستم از یک جداکننده سه فازی که Stabilizer Feed Drum نیز نامیده می‌شود، یک برج تثبیت‌کنندهStabilizing Tower (که می‌تواند به صورت سینی دار یا پر شده از پکینگ باشد)، یک Reboiler در پایین برج، یک خنک‌کننده (Condenser) در بالای برج ویکسری مبدلهای حرارتی و پمپها تشکیل شده‌است. جریان مایع جداشده از جریان اصلی گاز در قسمت Slugcatcher که شامل میعانات گازی، آب و گلایکول می‌باشد به یک جداکننده سه فازی ارسال می‌گردد وجریان هیدروکربنی پس از تفکیک به عنوان خوراک اصلی به قسمت بالای برج تثبیت Stabilizer Column فرستاده می‌شود. این برج به گونه‌ای است که فضا و زمان لازم برای تبادل جرم و انرژی بین دو فاز مایع و بخار را فراهم می‌کند. چنانچه برج از نوع سینی دار باشد، سینیهای بالای سینی خوراک، نقش تقطیری و سینیهای زیر سینی خوراک نقش جداسازی یا دفع هیدروکربنهای ناپایدار و سبک را از جریان هیدروکربنی دارد. دمای Reboiler در این سیستم به گونه‌ای تنظیم شده که سبکترین هیدروکربن در قسمت تحتانی برج (به عنوان جریان محصول) پنتان و سنگین‌ترین هیدروکربن درجریان گازی بالای برج، بوتان باشد. جریان خروجی پایین برج بعد از تبادل انرژی با جریان خوراک ورودی و رسیدن به دما و فشار معین به عنوان محصول نهایی تثبیت شده، شناخته می‌شود. قسمتی از جریان بخار بالای برج که پس از تبادل حرارتی در قسمت خنک‌کننده به صورت مایع درآمده برای تنظیم دمای جریان بالای برج و کنترل خلوص جریان به عنوان Reflux به برج برگشت داده می‌شود و بخارات باقی‌مانده بعد از تبادل حرارتی در خنک‌کننده به عنوان جریان هیدروکربنی سبک که عمدتاً شامل متان، اتان، پروپان و بوتان می‌باشد به سیستم فراورشی گاز فرستاده می‌شود. قابل ذکر است که جریان هیدروکربنی قبل از ورود به برج ابتدا نمک زدایی شده و با استفاده از انرژی جریانهای گرم در مبدل‌های حرارتی افزایش دما پیدا می‌کند. ناگفته نماند که جریان خروجی از پایین برج Debutanizer که اکثراً شامل C۵+می‌باشد، می‌تواند به عنوان جریان خوراک دوم وارد برج تثبیت گردد. با مقایسه بین این دو روش می‌توان گفت: روش Fractionنسبت به روش قبل برای رسیدن به یک RVP معین، دقیق تر و از لحاظ اقتصادی به صرفه می‌باشد ولی در گذشته به دلیل سادگی کار عمدتاً روش Flash Vaporization متداول بوده.

1. GPSA; “Gas Processors Suppliers Association”, Tenth Edition, copy right at ۲۰۰۰
2. John M .Campbell, Volume 1 Seventh Edition; “Gas Conditioning and Processing”, second Printing, October 1994.
3. IPS; "Iranian Petroleum Standard", IPS-E-PR-500; دسامبر ۱۹۹۷
4. API (American Petroleum Institute);"Technical Data Book-Petroleum Refining", Sixth Edition, آوریل ۱۹۹۷

• پالایشگاه‌های گاز پارس جنوبی

شیرین‌سازی با NAOH