شیرین سازی گاز ترش
مقدمه :
در این مقاله به صورت بسیار مختصر وچکیده در باره یکی از وظایف عمده پالایشگاه که همانا قابل مصرف کردن گازهای خام استحصالی از چاه های حوزه نار و کنگان است بحث می شود و به این سوال پاسخ داده می شود که منظور از گاز ترش و یا گاز شیرین چیست و چگونه گاز ترش شیرین می گردد ؟
وجود عوامل اسیدی هیدروژن سولفورو (H2S ) و گاز کربنیک ( CO2 ) با غلظت های متفاوت در مخلوطی ازگازها خصوصا گاز طبیعی را در صنعت گاز ترش نامیده اند و چنانچه این عوامل اسیدی از جریان گاز حذف نشوند صدمات قابل ملاحظه ای به شبکه انتقال به سبب وجود فرآیند خوردگی و دستگاه های مصرف کننده گاز وارد می گردد عمده گاز ترش از میادین گاز طبیعی استحصال می شود و عملیات حذف عوامل اسیدی از جریان گاز ترش را شیرین کردن گاز می گویند . منظور از شیرین سازی گاز طبیعی بهره گیری از یک ترکیب فرآیند شیمیایی فیزیکی برای جذب عوامل اسیدی از جریان گاز می باشد .
برخی از دلایل عمده برای شیرین کردن گاز ترش بشرح زیر اند :
1 – خوردگی : با حل شدن گازهای اسیدی در فاز مایع که در کف لوله ها ی خطوط انتقال و تجهیزات ضمن افت فشارجریان تشکیل می گردد محیط فاز مایع اسیدی شده (کاهش PH ) و دیواره فلزی خطوط و تجهیزات که اغلب از آلیاژهای آهن می باشند تحت تاثیرفرآیندخوردگی اسیدی قرار می گیرد و سبب خرابی وتوقف در جریان می شود و تداوم خوردگی به معنی از دست دادن سرمایه در صنعت محسوب می شود .
2 – نشت گاز سمی و بوی نامطبوع : نشت گاز ترش و استنشاق آن توسط جانداران خصوصا انسان سبب حمله گاز اسیدی H2S به مخاط بینی شده و در زمان بسیار کوتاهی کارایی یاخته های مخاط بینی را کاهش می دهد و درنتیجه حس بویایی را از کار می اندازد و در غلظت زیاد سبب مرگ می شود. در اغلب جریانات گاز طبیعی ترکیبات گوگردی دیگری بنام مرکاپتان ( R-S-S-R ) وجود دارند که با نشت گاز در محیط بوی نامطبویی پراکنده می شود و اثرات روانی بدی بر جا می گذارد البته از این خاصیت هم برای ردیابی نشت گازدر محل مصرف ضمن کنترل غلظت آن استفاده می گردد .
3 – کیفیت خوراک صنایع پایین دستی : بخش بزرگی از گاز طبیعی شیرین شده خوراک صنعت پتروشیمی می گردد غلظت بیش از حد استاندارد گاز های اسیدی فرآیند های پتروشیمیایی را با اختلال مواجه می کند .
طراحی فرآیند های شیرین سازی گاز ترش
در طراحی فرآیند های تصفیه گاز شروط امکان پذیری و اقتصادی بودن طرح مهمترین بخش طراحی می باشد تا کنون اقدامات بسیاری در این صنعت برای عملیاتی کردن و بدست آوردن شرایط بهینه انجام شده است و محققین ایده های جدیدی برای به روز رسانی فن آوری شیرین سازی گاز به بازار صنعت ارائه می نمایند به نظر می رسد تا کنون طرحی که شامل بهره گیری از یک حلال مایع در یک برج جذب باشد در منظر اقتصادی و راستای سهولت عملیاتی قابل رقابت ارائه نشده است .
انتخاب حلال مناسب اساسی ترین گزینه در طراحی می باشد . طراح با در نظر گرفتن حجم تصفیه گاز در روز ترکیبات گاز ترش ، میزان گازهای اسیدی و رسیدن به غلظت استاندارد حلال مناسب را انتخاب می کند .
انتخاب حلال مناسب: حلال مناسب تابع عواملی ازقبیل : قدرت بالای حلالیت گازهای اسیدی ، برگشت پذیری آسان واکنش بین حلال و عامل اسیدی ، فشار بخار حلال ، درجه خورندگی حلال ، هزینه خرید حلال ، ویسکوزیته حلال (اقتصادی بودن هزینه پمپاژ و انتقال) می باشد . از نظر خواص عمومی منجمله غیر سمی ، غیر قابل احتراق ، از نظر شیمیایی پایدار و نقطه شروع انجماد پایین هم بسیار مهم می باشد . .
تا کنون تجربه های عملیاتی ثابت کرده است که خانواده آلکانول آمین ها مجموعه خواص مذکور را دارا می باشند از خواص شاخص آمین ها علاوه بر دارا بودن خواص پیش گفته می توان به قلیایی بودن در محیط آب بدلیل وجودگروه آمینو N-H و وجود گروه O-H که سبب افزایش حل شوندگی در آب می گردد و وجود پیوند های هیدروژنی که فشار بخار مایع را کاهش می دهد و حضور گروه الفتیک Alphatic ، CH3 ) *n ) که بخش عمده ای از ساختار مولکول را تشکیل می دهد وخواص مواد هیدروکربنی را به همراه دارد اشاره کرد .
انتخاب نوع آمین به عوامل زیر بستگی کامل دارد :
– ظرفیت جذب گازهای اسیدی : فاکتوری که برای مقایسه بین آمین ها تعیین کننده است این است که هرگروه ازآمین ها بتواند با حجم کمتر بیشترین میزان جذب گازهای اسیدی را داشته باشد و از نظر عملیاتی و اقتصادی مورد تاییدباشد بالاترین امتیاز را به خود اختصاص خواهد داد .
– میزان هدر رفت آمین در فرآیند جذب و احیاء : هدر رفت آمین به مقدار فشار بخارآمین بستگی دارد که تابعی از درجه حرارت برج جذب می باشد چنانچه فشار بخار کم باشد بدیهی است مقدار آمین همراه جریان گازکه از برج خارج می شودکمتر خواهد بود .
میزان هدر رفت آمین به موارد عمده ای از قبیل تجزیه آمین براثر حرارت وتبدیل آن به مواد اسیدی ناخواسته ، ترکیب غیرقابل برگشت با گاز کربنیک و دورریز بواسطه اشکالات مکانیکی بستگی دارد . برای تعیین میزان هدررفت آمین که بر اثر تجزیه و یا تشکیل ترکیبات پایدارآمین وابسته است در آزمایشگاه از محلول آمین آنالیز کامل که شامل پایداری گرمایی نمک های همراه محلول ( H.S.S. ) بعمل می آیدکه در نتیجه در صد سطح محصولات حاصل از فساد آمین و همچنین آلودگی آمین محاسبه می شود .
آلکانول آمین ها
آلکانول آمین ها مواد قابل دسترس و فراوانی هستند و به دلیل سرعت واکنش با گازها ی اسیدی و همچنین تولید آنها با هزینه کم در صنعت شیرین سازی گاز به موقعیت بسیار مطلوبی رسیده اند . در نام گذاری آمین ها پیشوند مونو ( Mono ) و دی ( Di ) و تری (Tri ) به درجه ریشه رادیکالی عنصر نیتروژن بستگی دارد و گروه O-H ( ا'ل ) به نام آنها اضافه می گردد .
برای مثال واکنش های دی اتانول آمین که در برج تماس با گاز های اسیدی رخ می دهد به قرار زیرند :
-S ( R2NH2 ) 2 × 2× ( R2NH ) + H2-S
-S + H2-S 2 × ( R2NH2-HS ) 2× ( R2NH2 )
R2NH + H2O + CO2 2 × ( R2NH2 )- CO3 × 2
R2NH2 ) – CO3 + H2O + CO2 2 × ( R2NH2-H CO3 )) × 2
2× ( R2NH ) + CO2 R2N-COO-NH2R2
واکنش های فوق با درجه حرارت پایین و فشار بالا به سمت راست ( در برج جذب انجام می شود ) و با کاهش فشار و افزایش درجه حرارت ( در برج احیاء انجام می شود ) به سمت چپ گرایش می یابد .
خانواده آلکانول آمین ها که در صنعت شیرین سازی گاز بکار می روندبه ترتیب ساختار مولکولی چنین می باشند :
مونواتانول آمین ( MEA : HO-C2H4-NH2 )
دی اتانول آمین{ DEA : ( HO-C2H4 )2=NH }
تری اتانول آمین (( TEA : ( HO-C2H4 )3=N
دی گلا یکول آمین ( DGA : HO-C2H4-O-C2H4-NH2 )
دی ایزو پروپانول آمین{ DIPA : ( HO-C3H6)2=NH) }
متیل دی اتانول آمین{ MDEA : ( HO-C2H4)2=N-CH3 ) }
رنگ ظاهری اتانول آمین ها بی رنگ و شفاف با بوی تند و زننده و از لحاظ شیمیایی پایدارند و تحت تاثیر حرارت تا نقطه جوش تجزیه نمی شوند به استثنای تری اتانول آمین که زیر نقطه جوش در F 680 تجزیه می شود . برای اطلاع ازخواص فیزیکی آمین ها به جدول شماره ( 1 ) مراجعه فرمایید .
فرآیند شیرین سازی
درفرآیند شیرین سازی گاز ترش با بهره گیری از هرنوع آمین که پیش از این نام برده شد در مرحله عمل برای هدایت عملیات ظرافت ها و تمهیدات عملیاتی خاص خود را دارند ودر یک فرآیندمشخص حجم معینی از محلول آمین در یک سیکل بسته با درجه حرارت کنترل شده در گردش بین دو برج تماس و احیاء صورت می گیرد . برای آگاهی و درک بهتر از سیکل گردشی آمین لازم می دانم به صورت فشرده توضیحات مختصری ارائه نمایم .
محلول ساخته شده از آمین در مخزنی که انباره و یا سرج درام نامیده می شود به اندازه کافی شارژمی گرددعلاوه براین وظیفه دیگر این انباره تحمل تلاتم جریان که نسبت معکوسی با کاهش و یا افزایش سطوح برج ها داردمی باشد . محلول آمین از سرج درام به خنک کننده های هوایی با پمپ ارسال تا درجه حرارت کنترل شود وپس از آن محلول آمین توسط پمپ فشار قوی به بالای برج انتقال می یابد و وارد برج تماس با گاز روی اولین سینی می ریزد و پس از گذشتن از سینی های متعدد از پایین برج خارج می گردد وگاز ترش هم از پایین برج وارد و پس از گذشتن از تمامی سینی ها از بالای برج خارج می شود در این حرکت های معکوس گاز و محلول آمین فرآیند انتقال جرم انجام می شود و گازهای اسیدی توسط محلول آمین جذب و به اصطلاح آمین از گازهای اسیدی غنی می گردد ( Rich Amine ) وسپس وارد فلش درام می شود وبخشی ازگازهای جذب شده ضمن افت فشار آزاد می شوند وبمنظوردفع سالم به زباله سوزها منتقل می شود و جریان محلول آمین از زیرفلش درام پس از گذشتن از مبدل های حرارتی به سمت برج احیاء هدایت می گردد . برج احیاء در فشار کم و دمای بالا کار می کند وطبق معادلات واکنش برعکس شده و گازهای اسیدی از محلول آمین جدا می شود . از بخار اشباع در جوشاننده ها به منظور افزایش دما استفاده می شود . محلول آمین با کاهش بار اسیدی که به آن Lean Amine می گویند از پایین برج احیاءخارج می گرددو به مخزن یا انباره سرج درام وارد می شود .
عملا هر بخش از سیکل گردشی آمین مشکلات و توجهات خاص خودرا دارد به طوریکه محلول آمین پس از مدت زمانی که در سرویس باشد تحت تاثیر کیفیت گاز ترش آلوده شده و پدیده های خوردگی لوله ها و برج ها ، فساد آمین ، گرفتگی مسیر و کف کردن Foaming در جریان عملیات پدیدار می شوند و برای کنترل این عوامل مخرب که سبب کاهش تولید و از بین رفتن سرمایه می شود راه حل هایی اندیشیده شده است که با راهبردهای فنی و نظارت مستمر سرپرستان تحت کنترل قرار می گیرند . البته هریک از موضوعات که نامبره شد سر فصل های مقالات مهمی می تواند باشد که بطور مجزا به آنها می توان پرداخت .
شرکت پالایش گاز فجر جم دارای هشت واحد شیرین سازی گاز با ظرفیت طراحی 7 /11 میلیون مترمکعب در روز می باشدوبامطالعاتی که برای افزایش ظرفیت در سالهای گذشته انجام شدطرح افزایش ظرفیت اجرایی شد وهم اکنون ظرفیت هریک از واحدها به حدود 15 میلیون مترمکعب در رو افزایش یافته است ومجموعا امکان تصفیه گاز تا مرز 114 میلیون متر مکعب در روز فراهم شده است . نقطه شبنم گازشیرین ضمن عبورازواحدهای سرمایش تنظیم می گردد و پس از گذشتن از ردیف های اندازه گیری وارد خط لوله 56 اینچ سراسری دوم می شود وگازضمن عبوراز ایستگاه های تقویت فشارگاز به مبادی مصرف می رسد .
جدول شماره ( 1 ) خواص فیزیکی آمین ها
فرمول
واحد
MEA
DEA
TEA
DGA
DIPA
MDEA
وزن مولکولی
Mol Wt
08/61
14/105
19/148
14/105
19/133
17/119
نقطه جوش mmHg760
فارنهایت
9/338
2/516
680
430
7/479
477
نقطه ذوب
فارنهایت
9/50
4/82
3/72
5/9
6/107
8/5 –
اعداد ثابت در
شرایط بحرانی
فشار pSI
668
7/474
355
11/547
8/546
35/562
دما فارنهایت
662
8/827
7/957
6/756
5/750
65/611
دانسیته در 20 درجه سانتیگراد
gm / cc
018/1
095/1
124/ 1
058 /1
999 /0
0426/1
وزن مخصوص درF 60
Lb/gal
48/8
09/9
37/9
82/8
–
69/8
Sp gr در F 60
20/20
0179/1
0919/1
1258/1
0572/1
989/0
0418/1
گرمای ویژه در F 60
BTU/Lb
608/0
6/0
7/0
571/0
69/0
–
هدایت گرمایی در F 68
BTU/Hr
148/0
127/0
–
121/0
–
–
گرمای نهان تبخیر
BTU/Lb
355
288
230
14/219
185
223
گرانروی
cp
1/24
350
1013
40
870
101
شاخص مرجع Ref Ind
در F 68
4539/1
4776/1
4852/1
4598/1
4542/1
4685/1
نقطه آتشگیری COC
F
200
280
365
260
255
–
ثوابت معادله آنتوین
A
024021/8
12303/8
6586/9
6211/8
8698/9
23/16
B
6/1921
46/2315
05/4055
1/2721
3/3600
8/7456
C
3/203
3/173
67/237
54/249
54/265
71/311
ضرورت شیرین سازی گازهای ترش :
جداسازی ناخالصی های درون گازها ومایعات ازنقطه نظر ایمنی ، کنترل خوردگی ، تنظیم ترکیب استاندارد محصولات گازومایع ، پرهیزازتشکیل هیدرات ( یخ زدن ) دردماهای پائین ، کاهش هزینه های تقویت فشار گاز ، جلوگیری ازمسمومیت کاتالیزورهای کارخانجات دریافت کننده محصولات گازیامایع وبالاخره رعایت حدمجاز انتشار مواد آلاینده به محیط زیست ، الزامی می باشد .
علاوه برترکیبات هیدروکربنی سنگین وبخارآب ، گازطبیعی دراغلب موارد حاوی ترکیبات مضری نظیرH2S ، CO2 وترکیبات گوگردی بوده وجداسازی آنها تاحدمطلوب ضروری می باشد .
گازهای اسیدی ترکیبات بسیارخورنده وسمی بوده وبه تجهیزات ومحیط زیست صدمات جدی واردمی سازد . ازترکیب H2S وCO2 با آب ترکیباتی نظیر اسیدسولفوریک واسیدکربنیک تولید می گردد . ازاین رو ، به آنها گازهای اسیدی ( ACID GASES ) اطلاق می شود .
گازطبیعی حاوی H2S ودیگرترکیبات گوگردی راگازترش ( SOUR GAS ) گویند ودرصورت کمتربودن میزان ترکیبات فوق درگازطبیعی ازحدمجاز به آن گازشیرین ( SWEET GAS ) گفته می شود .
حضور H2S وCO2 درگازطبیعی موجب بروزخوردگی وکاهش ارزش حرارتی گاز ( ودرنتیجه نزول قیمت آن ) شده واثرات مخربی برمحیط زیست می گذارد .
ترکیبات گوگردی آلاینده گازها ومایعات هیدروکربنی عبارتند از :
HYDROGEN SULPHIDE
H-S-H
H2S
CARBONYL SULPHIDE
O=C=S
COS
MERCAPTAN SULPHIDE
R-S-H
RSH
DIALKYL SULPHIDE
R-S-R
R2S
DIALKYL DISULPHIDE
R-S-S-R
R2S2
RING SULPHUR
SS
S ELEMENTALSULPHUR
CS2 S=C=S CARBON DISULPHIDE
یکی ازراههای تشخیص لزوم شیرین سازی گازهای ترش محا سبه فشــار جزئـی
(PARTIAL PRESSURE ) گازهای اسیدی می باشد که ازطر یق رابطه زیر بدست می آید :
جزء مولی گازاسیدی × فشار سیستم = (P.P)فشار جزئی گازاسیدی
درصورت افزایش فشار جزئی گازCO2 درمخلوط گازهیدروکربنی به بیش از30 ( PSIA ) خورندگی CO2 ( درحضورآب ) بوقوع می پیوندد . دما ، فشار وغلظت آب ازعوامل تشدید خوردگی CO2 می باشند . افزایش فشارسیستم موجب افزایش حلالیت CO2 وافزایش دما باعث کاهش حلالیت آن می گردد .
لذا درصورت عدم استخراج CO2 ( به اندازه کافی ) ازدرون گازطبیعی ، استفاده ازموادضدخوردگی با انتخاب جنس ویژه جهت تجهیزات وخطوط لوله انتقال گازضروری خواهد بود . درصورتی که فشار جزئی CO2 پائین تر از15 ( PSIA ) باشد ، خورندگی CO2 رخ نمی دهد .
علاوه برمواردفوق ، مشکلات عملیاتی ناشی ازحضور CO2 درترکیب خوراک فرآیندهای شیمیائی ، مسائل اقتصادی انتقال گازطبیعی حاوی مقدارزیادی CO2 ازطریق خطوط لوله درمسافت های طولانی وهمچنین جداسازی وتزریق CO2 به میادین نفتی ( بازیافت مجدد نفت خام ) جهت جلوگیری ازتاثیرگلخانه ای گاز CO2 دراتمسفر زمین ازجمله مواردقابل توجه می باشند .
انجماد CO2 درفرآیند مایع سازی گازطبیعی ( LNG PLANTS) موجب انسداد خطوط لوله ، مبدل های حرارتی وغیره می گردد .
شیرین سازی گازطبیعی دراثر افزایش فشارجزئی H2S به بیش از05/0(PSIA ) الزامی خواهدبود
منحنی های فشارسیستم دربرابر جزء مولی H2S که توسط انجمن ملی مهندسان خوردگی * (NACE ) منتشرگردیده است . وضعیت SULPHIDE STRESS CRACKING درسیستم های تک فازی ( گاز ) ودوفازی ( گاز/مایع ) رانشان می دهد . اثرات بشدت خطرناک وکشنده گازH2S استخراج آن را ازدرون گازطبیعی الزامی می سازد . جداول (1و2) مدت زمان ، حدمجازH2S درهوا وتبعات آن برروی انسان را مشخص می نمایند . شایان توجه است دربرخی ازفرآیندهای شکست ملکولی ( CRACKING ) دردمای بالا ، ازگازH2S جهت غیرفعال کردن ( PACIFY) لوله های کوره ( بعنوان مثال : واحد OLEFIN ) استفاده می شود .
سولفید کربنیل ( COS ) در برشهائی بانقطه جوش پائین ظاهر می گردد . این ماده دراثرترکیب گازهای H2S وCO2 ، همچنین تجزیه ترکیبات گوگردی درعملیات شکست ملکولی درفرآیندهای کاتالیستی وگرمایشی ( THERMAL & CATALYTIC ) بوجود می آید .
حضور سولفید کربنیل درهیدروکربن های سبک معمولاً مشکلی بوجود نمی آورد . مگر آنکه ترکیب هیدروکربن حاوی سولفید کربنیل بعنوان خوراک واحدهای شیمیائی ( سینتیک ) مورداستفاده قرارگیرد . بعنوان مثال ، سولفید کربنیل باعث مسمومیت کاتالیزور فرآیند تولید آمونیاک می گردد . همچنین درصورت تفکیک مایعات گازی ( NGL ) به برش های مختلف ، بخش اعظم سولفید کربنیل ( بیش از90 درصدآن ) درمحصول پروپان ظاهر می گردد ودرصورت هیدرولیزاین ماده ( تحت شرایط خاص ) ترکیباتی نظیر CO2 وH2S تولید شده که باعث شکست آزمایش خوردگی نوار مسی (COPPER STRIP CORROSION TEST )می گردد . به عبارتی دیگر محصول پروپان تحت چنین شرایطی خاصیت خورندگی پیدامی کند . درفرآیند مایع سازی گاز طبیعی (LNG PLANTS ) ، سولفید کربنیل همچون CO2 ممکن است بصورت منجمد درآید ومشکلات مشابه ای را بوجود آورد . همچنین ، سولفید کربنیل میزان کل ترکیبات گوگردی درون گاز ومایعات هیدروکربنی که حدمجاز معینی دارند – افزایش می دهد .
مرکپتان ها ( R-SH ) بخودی خودباعث شکست آزمایش COPPER STRIP نمی گردند . لیکن ، بدون آنکه رنگ نوارمسی راتغییردهند باعث خوردگی آن می شوند . مرکپتان ها ازطریق فرآیند تقطیرقابل جدا شدن نمی باشد ومعمولاً با استفاده ازحلال های شیمیائی ( بعنوان مثال : سود سوزآور )ویاجاذب های جامد ازدرون ترکیبات هیدروکربنی استخراج می گردند .
دی سولفید کربن ( CS2 ) بعنوان مسموم کننده کاتالیست مراکس شناخته می شود .
دی سولفید دی الکیل ( R2S2 ) در برابر حرارت پایدار نبوده و در محدوده دمای 150-175 ( C ) به H2S ویک ترکیب الفینی تجزیه می شود .
ترکیبات گوگردی حلقوی دربرش نفتا ( C5 ) باعث شکست DOCTOR TEST می شوند . لذا این مواد بوسیله محلول اسید سولفوریک غلیظ در دستگاه E LECTRO STATIC PRECIPITATOR از درون نفتا جدا می گردد .
حضور نیتروژن درگازطبیعی باعث کاهش ارزش حرارتی آن گردیده وازنقطه نظراقتصادی ، هزینه های سرمایه گذاری وعملیاتی انتقال گازطبیعی را افزایش می دهد . بهرحال ارزیابی اقتصادی استخراج یا عدم استخراج نیتروژن ازدرون گازطبیعی باید مد نظر قرارگیرد .
جیوه ( HG ) درفرآیند مایع سازی گازطبیعی باعث خوردگی فلزآلومینیم مبدل های حرارتی می گردد . درجه( غلظت ) اشباع جیوه درفازگاز درحدود 10-20 ( PPb ) می باشد . حتی درچنین غلظتی جیوه باعث خوردگی آلومینیم می شود .
گوگرد عنصری ( S ) دراثرترکیب سولفید هیدروژن با اکسیژن تولید می گردد . حضور گوگرد درمشتقات نفتی باعث خورندگی آهن گردیده وآزمایش COPPER STRIP CORROSION TEST راباشکست مواجــــــه می سازد . همچنین بدنبال تبخیر ترکیبات هیدروکربنی ، گوگرد رسوب نموده ومشکلات عملیاتی بوجود می آورد .
مشخصات استاندارد گازشیرین :
مشخصات گازطبیعی طبق استاندارد شرکت ملی گازایران وایالت متحده آمریکا به قرارزیرمی باشد :
ایالت متحده آمریکا
شرکت ملی گازایران
0.25 GRAIN/100SCF(MAX)
4.8MG/SCUM(MAX)
H2S
MAX))*0.5%
MAX))*2.5%
CO2
0.2 GRAIN/100scf(MAX)
15mg/cum(MAX)
R-SH
1.5 GRAIN/100SCF(MAX)
141mg/cum(MAX.AVE.)
TOTAL SULPHUR CONTENT.
47
NOT OVER-10C
H2O
950
GROSS HEATING VALUE .
+15
@ 800 PSIG
-10
@56KG/CM2
HYDROCARBON DEW POINT .
MAX)) 82%
C1
MAX)) 7%
C2
MAX)) 2.7%
C3
MAX)) 1.3%
C4
* بنا به قراردادفی مابین فروشنده وخریدار گازطبیعی ، درصد CO2 می تواند تغییریابد .
فرآیند شیرین سازی گازها
فرآیند شیرین سازی دربسترهای جامد :
جداسازی گازهای اسیدی دربسترهای جامدازطریق واکنش شیمیائی باایجاد پیوند یونی صورت می پذیرد . درطی فرآیند ، گازترش ازمیان بسترجامد عبورنموده وگازهای اسیدی جذب بستر می شوند . پس ازاشباع بسترازگازهای اسیدی ، مخزن حاوی بسترجامد ازمدارعملیات خارج وبرای احیاء سازی یاتخلیه بستروجایگزین موادجامد ، آماده می گردد . به همین منظور مخزنی باظرفیت مشابه پس از خارج شدن مخزن اولی درمدار عملیات قرارمی گیرد .
فرآیند شیرین سازی دربسترهای جامدشامل مواردزیرمی باشند :
v فرآیند آهن اسفنجی ( IRON SPONGE )
v فرآیند غربال ملکولی ( MOLECULAR SIEVE )
v فرآیند اکسیدروی
بنا به دلیل استفاده از فرایند غربال مولکولی در پالایشگاه گازوگاز مایع 1200 ،در این جزوه فقط به شرح این فرایند پرداخته میشود .
v فرآیند غربال ملکولی :
درفرآیند غربال ملکولی ، جداسازی آب ، ترکیبات گوگردی وآلاینده های دیگر ازدرون گازومایعات ترش صورت می پذیرد .
غربالهای ملکولی کریستال های متشکل ازALKALIMETAL ALUMINO SILICATES با شبکه متصل سه بعدی سیلیکان وALUMINA TETRAHEDRA بوده وبصورت دانه های ریزوگلوله های کوچک ساخته می شوند . نام غربال ملکولی ازآنجا ناشی می شود که اندازه روزنه ها وتخلخل غربال ملکولی درحدی است که ملکول های کوچک ازآن عبور نموده ولی ملکول های بزرگ قادر به نفوذ به درون آنها نمی باشند .
ساختمان کریستالی غربال های ملکولی تعداد کثیری بارقطبی ( POLAR CHARGE ) معروف به مناطق فعال بوجود می آورند . ملکول های قطبی نظیر H2S ، آب ، COS ومرکپتان ها وارد منافذ غربال های ملکولی گردیده وپیوندهای یونی ضعیفی درمناطق فعال تشکیل می دهند . ملکول های غیرقطبی مانند هیدروکربن های پارافینی قادربه تشکیل پیوند درمناطق یادشده نمی باشند . اندازه ملکول CO2 تقریباً نزدیک به اندازه H2S بوده ، لیـکن بدلیـل غیـرقطبـی بـودن قادربـه تشکیـل پیوند درمناطـق فعال
( ACTIVE SITES ) نمی باشد . مقدارکمی CO2 ، بدلیل ایجاد پیوند H2S وH2O با مناطق فعال درداخل منافذ حبس شده وبدین سبب راه خروج CO2 ازدرون منافذ مسدود ودرداخل بسترباقی می ماند . تازمانی که تمامی سطوح غربال ملکولی توسط ملکول های H2S ، آب وغیره پوشانده نشده باشد . غربال ملکولی قادربه جذب ملکول های فوق خواهدبود .
عملیات احیاءسازی بسترغربال های ملکولی بوسیله گازگرم صورت می پذیردوسردکردن بسترمذکورپس ازعملیات احیاءسازی به آن منظورانجام می شود که غربال های ملکولی دردمای بالا قادربه جذب H2S ، آب و… نمی باشند . لذا قبل ازقرارگرفتن بستراحیاءشده درمدارعملیات ، دمای بسترتوسط گازسردکاهش می یابد . گرم کردن بستردرمرحله احیاء باعث شکستن پیوندهای یونی گردیده وترکیبات H2S ، H20 و… ازدرون منافذ غربال های ملکولی خارج می شوند . دمای احیاء بسترمعمولاً درمحدوده 400-300 ( F ) می باشد. هرچند که شرایط بهینه فرآیند جذب سطحی ( ADSORPTION ) وتشکیل پیوند یونی درفشاری حدود 450 ( PSIG ) حاصل می شودلیکن غربال های ملکولی درطیف وسیعی ازفشارها کارآئی مناسبی دارند .
غربال های ملکولی همواره درمقابل تجزیه شیمیائی ومکانیکی آسیب پذیرند . ازاین رو حفاظت ازغربال های ملکولی دربرابرخردشدن بسیارمهم است . مهمترین عامل آسیب دیدگی مکانیکی غربال های ملکولی تغییرات ناگهانی فشارو یا دما که به هنگام تغییر شرایط عملیاتی بسترازحالت جذب به حالت احیاء رخ می دهد ، می باشد .
غربال های ملکولی معمولاً برای شستشوی نهائی گازهای ترش ( POLISHING ) بکارمی روند وعموماً پس از واحدشیرین سازی اصلی گازترش قرارمی گیرند . بعنوان مثال بابکارگیری غربال های ملکولی ، COS درون پروپان را می توان تا حد 2 ( PPM ) کاهش داد . معایب غربال های ملکولی برای شیرین سازی مایعات گازی(جداسازی H2S وCO2 ) به قرار زیر می باشد :
V
محدودیت حجم خوراک ورودی به بستر
v بالابودن هزینه عملیاتی نسبت به مابقی فرآیندهای شیرین سازی
v دمای بالا جهت احیاء سازی بستر
v حجم سرمایه گذاری بالا بدلیل احداث مخازن موازی ( مخزنی یدک ومخزن درحال احیاء ) جهت عملیات مداوم .
معروف ترین شرکتهای سازنده غربال های ملکولی ، شرکت های UNION CARBIDE وUOP می باشند .
انواع غربال های ملکولی شرکت UNION CARBIDE عبارتند از :
1/16" PELLETS
PK-29
1/16" PELLETS
1 13X
OTHERS ( VARIOUS FORMULATION,SUITABLE FOR EACH CASE )
ازغربال های ملکولی فوق برای استخراج H2S ، مرکتپان ، آب و COS ازدرون گازها ، گازمایع خانگی ( LPG ) وگازطبیعی مایع ( LNG ) استفاده می شود .
نام تجارتی یکی ازغربال های ملکولی شرکت UOP ، MOLSIV می باشد .
2. فرآیندهای شیرین سازی گاز با حلال های شیمیائی :
عملیات شیرین سازی گازهای ترش درفرآیندهای فوق بواسطه واکنش شیمیائی محلول ( آبی ) بازضعیف با گازهای اسیدی صورت می پذیرد .
نیروی محرک انتقال جرم درفرآیندهای فوق درنتیجه تفاوت فشارجزئی ( PARTIAL PRESSURE ) بین فازهای گازومایع پدید می آید . واکنش شیمیائی دراین نوع فرآیند باتغییر دما یافشارسیستم برگشت پذیر است . ازاین رو ، حلال های شیمیائی با تغییرپارامترهای عملیاتی یادشده قابل احیاء بوده ودرداخل یک سیستم بسته به گردش درمی آید . حلال های شیمیائی بصورت زیردسته بندی می شوند :
v فرآیندهای آمینی
v فرآیندهای کربناتی
v حلال های شیمیائی ویژه – فرآیند ناپیوسته ( BATCH )
درمجتمع های پالایشگاهی گازوگاز مایع 1200و1300از محلول آمین (E. A D.)جهت شیرین سازی استفاده میگردد.بنابرین در این بخش فقط به شرح فرایندهای آمینی پرداخته میشود .
i. فرآیندآمینی :
آلکانو آمین ها براساس تعدادگروه های الی متصل به اتم نیتروژن طبقه بندی می شوند .
v آمین های نوع اول :
مثال : منواتانول آمین ( MEA ) ، دی گلیکول آمین ( DGA )
v آمین های نوع دوم :
مثال : دی اتانول آمین ( DEA ) ، دی ایزوپروپانول آمین ( DIPA )
v آمین های نوع سوم :
مثال : تری اتانول آمین ( TEA ) ، متیل دی اتانول آمین ( MDEA )
واکنش عمومی آلکانو آمین ها با گازهای اسیدی به قرارزیراست :
R-NH2+H2S R-NH3 +HS
R-NH2+CO2 RNHCO2 +H
نمک بی کربنات ( واکنش کند ) NH2+H2O+CO2 RNH3 HCO3 R-
محلول های آمین بازهای آلی ضعیف هستند . آمین های نوع اول بازهای قوی تری نسبت به آمین های نوع دوم بوده وتمایل بیشتری جهت واکنش با H2S وCO2 ازخود نشان داده وپیوندهای محکمتری با گازهای اسیدی تشکیل می دهند . ازاین رو ، درجه واکنش پذیری آمین مستقیماً برطراحی وعملیات برج جذب تاثیرمی گذارد. بعنوان یک قاعده کلی ، خاصیت قلیائی و واکنش پذیری ( با H2S وCO2 ) آمین نوع اول بیشتر ازآمین نوع دوم و آمین نوع دوم بیشترازآمین نوع سوم می باشد .
در واحدهای شیرین سازی با فشار بالا ، آمین های نوع اول و دوم قادر به شیرین سازی گاز تاحد 25/0 ( ) می باشند . لیکن ، درواحدهای شیرین سازی با فشارکمتراز100 (PSIG ) ، آمین های نوع اول به لحاظ واکنش پذیری ونیروی محرک انتقال جرم بیشتر، مناسبتر می باشند . بهرحال عملیات احیاء سازی آمین های نوع اول ( نسبت به آمین های نوع دوم ) بدلیل خاصیت واکنش پذیری بیشتر، مشکلترمی باشد . گرمای حاصل ازواکنش بین گازهای اسیدی باآمین های نوع اول حدود 25 درصد بیش ازآمین های نوع دوم است .
همچنین درجه واکنش پذیری آمین بربارآمین غنی ( RICH AMINE LOADING ) مستقیماً تاثیرمی گذارد . ازاین روآمین های نوع اول ظرفیت حمل (بار)گازهای اسیدی بیشتری رانسبت به ، آمین های نوع دوم دارا می باشند . ازآنجائیکه دراثرجذب گازهای اسیدی گرما تولید می شود ، افزایش درجه حرارت گازترش ورودی به برج جذب ( بویژه درسیستمهای فشار پائین ) کاهش بارآمین غنی رابهمراه خواهد داشت .
v فرآیند MEA :
مونواتانول آمین ( آمین نوع اول ) بسهولت گازترش راتاحد مشخصات ( استاندارد ) گازخط لوله سراسری شیرین می سازد .
واکنش شیمیائی MEA با گازهای اسیدی به قرارزیرمی باشد :
2
(RNH2)+H2S (RNH3)2S
(RNH3)2S+H2S 2(RNH3)HS
2(RNH2)+CO2 RNHCOONH3R
(R=HO-CH2-CH2, MEA=RNH2)
MEA با سولفید کربنیل و CS2 ترکیب شده و نمک های مقاوم دربرابرگرما ( بعنوان مثال: HEED یا (N-(2 HYDROXYETHYL) ETHYLENE DIAMINE) تولید می کند .
تجزیه MEA توسط ترکیبات فوق موجب افزایش هزینه های مربوط به سرمایه گذاری
اولیه ، تسهیلات جانبی وحلال آمین، بواسطه هرز رفت آن دردستگاه RECLAIMER ، می گردد . بهرحال ، حدود 1 تا3 درصد ازمحلول MEA ازپائین برج احیاء ( STRIPPER ) منشعب گردیده وجهت بازیافت MEA به درون دستگاه RECLAIMER منتقل می گردد .
محلول MEA برای سیستم های شیرین سازی گازهای ترش با فشارهای کمتراز200 (PSIG ) موثرتر می باشد .
غلظت وبار(LOADING ) گازهای اسیدی محلول MEA به نسبت H2S/ CO2 بستگی دارد . با افزایش نسبت H2S/ CO2 درگازترش ، غلظت وبارمجازمحلول افزایش می یابد . دلیل این امردرواکنش H2S باآهن نهفته است که منجربه تولید سولفید آهن ( FES وFE2S3 ) وتشکیل فیلم محافظ سیاه رنگی برروی سطح فولاد می گردد . لیکن ، سرعت زیاد سیال باعث جداشدن فیلم مذکورشده وافزایش خوردگی داخلی سیستم را بهمراه خواهد داشت . ازاین رو ، کنترل سرعت سیال اهمیت زیادی دارد . خوردگی درمحل های تحت تنش فولاد کربنی بوقوع می پیوندد . درنقاطی مانند : (HAZ )HEAT AFFECTED ZONE درنزدیکی محل جوش ها ، محل های تماس فلزبا گازهای اسیدی درغلظت بالا یا درسطوح فصل مشترک گازگرم بامایع ( INTERFACE ) ، نیزخوردگی رخ می دهد . دراین ارتباط ، تنش زدائی تجهیزات پس ازعملیات جوشکاری الزامی بوده ودرمواردی ، ازآلیاژهای مخصوص ( فولاد ضدزنگ ) درمحل هائی نظیر قسمت های فوقانی برج احیاء یا لوله های جوش آوراستفاده می شود .
بمنظور تقلیل خوردگی ، استفاده ازغلظت ها وبارگازهای اسیدی ، درطراحی واحدهای شیرین سازی با محلول MEA ، به شرح زیرتوصیه می شود :
محدوده غلظت محلول آمین ( درصدوزنی ) 25-15
محدوده بارگازهای اسیدی آمین غنیMOLE MEA)) /(MOLE ACID GAS) 4/0-3/0
محدوده بارگازهای اسیدی آمین سبک MOLE MEA)) /(MOLE ACID GAS) 12/0
درصورت افزایش نسبت غلظت H2S به CO2 درگازترش ، ازمحلول آمین باغلظت بالاترمی توان استفاده نمود . بکارگیری بارگازهای اسیدی بالا مستلزم استفاده ازفولاد ضدزنگ درمحلهای بحرانی کارخانه می باشد .
محل های بحرانی کارخانه عبارتنداز: بسته لوله مبدل حرارتی آمین های سبک / غنی ، لوله خروجی مبدل حرارتی آمین های سبک /غنی تابرج احیاء ، قسمت بالای برج احیاء کندانسوربالای برج احیاء وبسته لوله جوش آور .
پدیده کف کردن محلول آمین دربرج های جذب واحیاء ازجمله مشکلات جدی فرآیند MEA می باشد که باعث افزایش هرز رفت محلول آمین می گردد . محصولات ناشی از تجزیه MEA ، موادجامدمانند کربن وسولفور آهن ، مواد ضدخوردگی ، گریس شیرآلات وغیره موجب کف کردن محلول میشوند .
ازجمله راه حل های موثردرکنترل کف ، نصب مخزن جداکننده مایع ازدرون گازترش ورودی به برج جذب ، بازیافت وجداسازی مواد دردستگاه RECLAIMERو جداسازی موادمختلف درفیلترهای واحدشیرین سازی می باشد . محلول آمین درمخازن ذخیره ومخزن نوسان گیر(SURGE DRUM ) توسط گازپوششی محافظت شده وازاکسیده شدن MEA جلوگیری می شود .
منو اتانول آمین دارای پائین ترین نقطه جوش وبالاترین فشاربخاردرمیان آمین ها می باشد. این ویژگی باعث هرز رفت MEA تا حدود 1 تا3 پوند به ازای هرمیلیون فوت مکعب گاز( استانــــدارد) می شود .
b ) فرآیند DEA :
دی اتانول آمین (آمین نوع دوم ) همچون MEA به آسانی گازتـرش راتاحدمشــخصات
( استاندارد ) گاز شیرین تصفیه نموده ودرفشارهای بالاتر از200 ( PSIG ) خوردگی کمتری نسبت به MEA ایجاد می کند . واکنش های شیمیائی DEA باگازهای اسیدی مشابه MEA می باشد . لیکن میزان خوردگی آن به شدت خوردگی درفرآیند MEA نیست .
واکنش های دی اتانول آمین ( DEA ) با گازهای اسیدی ( H2S وCO2 ) به قرارزیراست :
R2-NH+H2S HS R2NH2 AMINE HYDROSULFIDE
فعل وانفعال فوق باسرعت زیادصورت می پذیرد .
2R2-NH+CO2 R2NCOO R2NH2 AMINE CARBAMATES
سرعت واکنش فوق متوسط می باشد .
CO2+H2O H2XO3 CARBONIC ACI
CO2+OH HCO3 BICARBONATE
سرعت واکنش CO2 با آب وOH کند می باشد .
R=CH2-CH2-OH
محدوده غلظت وبارگازهای اسیدی برای محلول DEA به شرح زیر می باشد .
محدوده غلظت ( درصدوزنی ) 35-25
محدوده بارگازهای اسیدی آمین غنی MOLE MEA)) /(MOLE ACID GAS) 65/0-35/0
محدوده بارگازهای اسیدی آمین سبک MOLE MEA)) /(MOLE ACID GAS) 08/0
واکنش شیمیائی دی اتانول آمین با COS وCS2 محصولاتی تولید می کند که دربرج احیاء قابل برگشت است وازاین نظرنسبت به MEA بدون آنکه موجب هرز رفت DEA شوند ، ازسیستم خارج می گردند وبهمین دلیل هیچ نیازی به استفاده ازدستگاه RECLAIMER نمی باشد .
فشاربخاردی اتانول آمین به مراتب پائین تر ازMEA بوده وهرز رفتن آن معمولاً بین 25/0 تا 5/0 پوند به ازای هرمیلیون فوت مکعب گاز( استاندارد ) می باشد . بدلیل پائین تربودن گرمای واکنش ومیزان جریان آمین درگردش ( وبالا بودن غلظت ) ، صرفه جوئی حدود 20 درصد درسوخت مصرفی یک واحد DEA نسبت به یک واحد MEA ، درشرایط مساوی ، به دست می آید . مزایای فوق الذکر باعث گردیده است که ازسال 1971 به بعد ازحلال DEA درسطح گسترده ای درصنعت شیرین سازی گازهای ترش استفاده شود .
بالاترین حد بارگازهای اسیدی برای گازهای ترش حاوی مقدارزیادی H2S استفاده شده وحدپائینی آن برای گازهای ترش که مقدارCO2 آنها نسبت به مابقی ناخالصی ها بیشتر است ، بکارمی رود . جداسازی حدود70 درصدCOS بوسیله آمین های نوع دوم ( بعنوان مثال DEA ) ازطریق هیدرولیزمیسراست . این مقدار با استقرار یک برج کوچک دربعداز برج جذب و SCRUBBING گازشیرین ، به 100 درصد قابل افزایش است .
( درواحدشیرین سازی گازخانگیران حدود60 درصد COS با DEA جدا می شود ) .
فرآیند شیرین سازی با حلال های آمینی :
روش های طراحی ونوع تجهیزات بکار رفته درسیستمهای شیرین سازی DEA وMEA نسبت زیادی با یکدیگر دارند . هرچند که انجام محاسبات مربوط به موازنه انرژی ومواد فرآیندهای آمینی با استفاده ازنرم افزارهای موجود امکان پذیراست ( بعنوان مثال : نرم افزارPROII ) ، لیکن کسب اطلاعات مربوط به طراحی تفضیلی برای فرآیندهای نظیر (DGA) FLUOR ECONAMINE و SHELL ADIP ( DIPA ) وMDEA ، تنها ازطریق تصاحب دانش فنی ازصاحبان امتیازاین فرآیندها ، میسرمی باشد .
مهمترین اطلاعات موردنیازطراحی تجهیزات فرآیند شیرین سازی عبارت است از:
v میزان حداکثرجریان گازترش ،
v میزان حداکثر غلظت گازهای اسیدی (H2S,CO2)
v حداکثرفشارگازورودی به برج جذب
درهمین ارتباط ، اندازه وحجم تجهیزات درفرآیندهای آمینی معمولاً تابعی ازمیزان آمین درگردش وبه طبع آن ، تابعی ازحجم گازهای اسیدی درون گازترش می باشد .
برج جذب ( CONTACTOR ) :
استقرار یک مخزن جداکننده مایعات ازدرون گازترش درابتدای واحدشیرین سازی کمک بسزائی به راندمان جداسازی وعملیات برج جذب می نماید . این مخزن معمولاً به فیلترهای نوع جورابی مجهز می باشد . دربرخی موارد ، برج های جذب به گونه ای طراحی می شوند که جداسازی مایعات درون گازترش درقسمت پائین برج – معروف به INLET GAS SCRUBBER صورت می پذیرد .
برج جذب ، حاوی سینی یا آکنه ( PACKING ) ، دستگاهی است که درآن محلول آمین با گازترش بطور کامل تماس حاصل می نماید . آکنه های فولادی ضدزنگ معمولاً برای برج های ( قطر ) کوچک وسینی های فولادی ضدزنگ برای برج های ( قطر ) بزرگ – غالباً 20 عددسینی بکارگرفته می شوند .
معمولاً درطراحی برج های جذب ازMIST ELIMINATOR دربالای برج ، جهت جلوگیری ازهرز رفت محلول آمین استفاده می شود . بهرحال ، درواحدهای شیرین سازی با حجم زیاد گاز وجریان آمین درگردش ، یک عدد ظرف مایع گیر ( SCRUBBER ) درمسیرگازشیرین خروجی ازبرج جذب نصب گردیده ومایعات خروجی همراه گازشیرین CARRY OVER که دراثرکف کردن محلول آمین به خارج ازبرج منتقل گردیده است ، جمع آوری ومجدداً به درون سیستم آمین درگردش بازگردیده می شود .
گازشیرین خروجی ازبرج ازبخارآب اشباع بوده ودرصورت انتقال به خط لوله سراسری نم زدائی DEHYDRATION ) )آن ضروری خواهد بود .
میزان آمین درگردش ( AMINE CIRCULATION RATE ) :
محاسبه میزان آمین درگردش با اطلاع درمقدار گازهای اسیدی درون خوراک ورودی واحد وانتخاب غلظت محلول آمین درگردش ودر ( LOADING ) گازهای اسیدی میسر می باشد .
C=WEIGHT FRACTION OF AMINE
MEA CIRC. RATE(gpm ) =
P=AMINE SOL . DENSITY (ib/GAL )
DEA CIRC. RATE(gpm )=
=MOLE FRACTION OF ACID GAS IN SOUR GAS
Al=ACID GAS LAODING(MOLE ACID GAS)/(MOLE AMINE)
درطراحی واحدهای شیرین سازی DEA وMEA ، استفاده ازغلظت های محلول آمین و بار گازهای اسیدی پیشنهادی زیر، جهت تقلیل میزان خوردگی سیستم ، موثرمی باشد :
بارگازهای اسیدی (MOLE ACID GAS)/(MOLE AMINE)
غلظت محلول (%W/W )
0.3-0.4
0.35-0.65
15-25 MEA
25-35 DEA
میزان آمین درگردش محاسبه شده ازطریق روابط (1) و(2) ، معمولاً 15-10 درصد افزایش داده می شود . این افزایش جهت تجهیزات وخطوط لوله و حدآمین بکار گرفته می شود .
علی ایحال دربرجهای جذب حاوی آکنه که دارای قطر بزرگی ( 2 تا3 متر ) هستند ، میزان جریان آمین درگردش درحدود25 درصدبیش ازمیزان برآورده شده درنظرگرفته می شود .
گرمای واکنش ( HEAT OF REACTION ) :
واکنش محلول های بازی MEA وDEA با H2S وCO2 گرمازا بوده ونمک وگرما تولید می نمایند . گرمای واکنش با تغییربارگازهای اسیدی وغلظت محلول آمین تغییر می کند. بعنوان مثال :
HEAT OF REACTION OF CO2 ABSORBED
HEAT OF REACTION OF H2S ABSORBED
غلظت محلول ( )
( ) 700-620
( ) 670-550
25-15 محلول MEA
( ) 650-580
( ) 600-500
25-35 محلول DEA
به هنگام برقراری اولین تماس محلول آمین با گازترش و واکنش گازهای اسیدی با آمین ، گرمای واکنش زیادی تولید می شود . لذا ، بیشترین گرمای حاصل ازواکنش درقسمت پائین برج جذب ( بین سینی های 1 تا5 ) و درنزدیکی محل ورود گازترش تولید می گردد . دراثرحرکت جریان گاز به سمت بالای برج ، تبادل حرارت بین فازهای مایع وگاز صورت پذیرفته ونهایتاً ، گازشیرین دردمائی ( کمی ) بالاتر ازدمای آمین سبک ( ورودی ) ازبالای برج جذب خارج می شود . دمای آمین سبک ورودی به برج معمولاً 10 درجه فازنهایت گرمتر ازگازترش ورودی درنظر گرفته می شود .
مخزن تبخیر ( FLASH TANK ) :
محلول آمین غنی خروجی ازبرج جذب واردمخزن تبخیرشده ودراثرکاهش فشار ، بخش اعظم هیدروکربنهای جذب شده ازدرون آن تبخیرومقداری ازمایعات هیدروکربنی نیزدراین مخزن جدامی شود . ازاین رو ، پیش بینی نصب امکانات ضروری درمخزن تبخیرجهت جداسازی وتخلیه مایعات هیدروکربنی الزامی می باشد .
زمان توقف محلول آمین غنی درمخزن تبخیر ، که تانصف آن پرازمایع باشد ، معمولاً درحدود2 تا3 دقیقه درنظر گرفته می شود .
جوش آور آمین ( AMINE REBOILER :
گرمای مورد نیازبرج احیاء که باعث تغییرجهت واکنش شیمیائی ونتیجتاً خروج گازهای اسیدی ازدرون محلول آمین غنی می گردد . دردستگاه جوش آور فرآهم می شود . جوش آورآمین ممکن است ازنوع KETTLE TYPE REBOILER یا DIRECT FIRED HEATER باشد .
ظرفیت حرارتی جوش آورهای آمین با نوع طراحی سیستم تغییرمی نماید . بالارفتن ظرفیت حرارتی جوش آور باعث افزایش ظرفیت حرارتی کندانسور بالای برج احیاء خواهدشد . این پدپده موجب افزایش مایع برگشتی ( REFLUX RATIO ) گردیده وکاهش تعداد سینی های برج احیاء را به همراه خواهدداشت . بالعکس درصورت کاهش ظرفیت حرارتی جوش آور REFLUX RATIO نیزکاهش یافته وبرج احیاء به سینی های بیشتری نیازخواهد داشت .
ظرفیت حرارتی جوش آور ، بعنوان مثال برای برج احیاء حاوی 20 عدد سینی ، به قرار زیرمی باشد :
( BTU GAL LEAN SOL )
1000-1200
واحدشیرین سازی MEA
900-1000
واحدشیرین سازی DEA
بنابراین :
(3)
(4)
(gpm= و ، )
دمای عملیاتی جوش آور تابعی ازفشار عملیاتی برج احیاء وغلظت محلول آمین سبک می باشد . دامنه دمای عملیاتی سیستمهای موردبحث به قرار زیرمی باشد :
225-260 F
جوش آور MEA
230-250 F
جوش آور DEA
مثال برای برج احیاء با فشار عملیاتی psig100 ومحلول 20 درصد وزنی MEA ، دمائی معادل 245 ( F) درطراحی جوش آور منظور می گردد و برای برج احیاء بافشار مشابه 10 psig ومحلول 35 درصد وزنی DEA دمای 250 ( F) برای طراحی جوش آور درنظرگرفته می شود .
برج احیاء آمین ( AMINE STRIPPER ) :
عملیات عریان سازی محلول آمین با استفاده ازگرمای جوش آور وتبخیر CO2و H2S وتولید مقداری بخار آب دربرج احیاء تکمیل می گردد . برج احیاء معمولاً دارای 20 عدد سینی ودرفشار عملیاتی (PSIG ) 15-10 کارمی کند وآمین غنی درقسمت بالای برج یا چهارمین سینی ( ازبالا ) واردبرج می شود .
کندانسوربالای برج احیاء ومخزن تجمع مایع برگشتی
کندانسوربالای برج احیاء معمولاً ازنوع خنک کننده های هوائی می باشد پس از تعیین ظرفیت حرارتی جوش آور ، محاسبه ظرفیت حرارتی کندانسوریادشده با انجام موازنه انرژی دراطراف برج احیاء میسرمی گردد .
گازهای خروجی ازبالای برج احیاء ابتدا درداخل کندانسور سردشده وسپس بخشی ازبخارآب موجود درآن میعان می یابد . دمای خروجی کندانسورمعمولاً درحدود 145-130 درجه فارنهایت بالاتر ازحدماکزیمم دمای محیط منظور می گردد .
پس ازتعیین دمای خروجی کندانسور وفشار عملیاتی مخزن مایع برگشتی ( معمولاً PSIG 5-0) پائین تر ازفشار عملیاتی جوش آور ، میزان بخارات خروجی کندانسور به قرار زیرمحاسبه می شود .
(5)
میزان بخارات خروجی کندانسور
فشار مخزن مایع برگشتی
میزان مول های گازاسیدی
AG=(1bmol/day)
فشار جزئی آب دردمای خروجی کندانسور
میزان مایع برگشتی به برج احیاء را می توان ازطریق محاسبه مقدار بخار آب میعان شده درکندانسور بدست آورد. درصورتی که دمای بخارات خروجی ازبالای برج احیاء درحدود 210 ( F) فرض گردد . محاسبه ظرفیت حرارتی موردنیازجهت خنک کردن بخارات خروجی کندانسور از210 ( F) تادمای خروجی کندانسور میسر می شود . ظرفیت حرارتی باقیمانده کندانسور مربوط به میعان بخارآب می باشد .
(6)
ظرفیت حرارتی کندانسور
ظرفیت حرارتی موردنیازجهت خنک کردن بخارات خروجی کندانسورازدمای ورودی تاحددمای خروجی کندانسور
آنتالپی بخاردردمای ورودی کندانسور
آنتالپی آب دردمای خروجی کندانسور
گازهای اسیدی وبخارات میعان یافته درکندانسور واردمخزن تجمع مایع برگشتی شده ودوفازمایع وگازازیکدیگر جدا می شوند . برای طراحی مخزن یادشده معمولاً زمان توقف مایع درآن درحدود 3 دقیقه منظور می گردد .
دربرج احیاء معمولاً نسبت تعدادمول های آب درگازهای خروجی ازبالای برج احیاء به تعداد مول های گازهای اسیدی خروجی ازسیستم را " نسبت مایع برگشتی (REFLUX RATIO ) " می نامند .
میزان نسبت مایع برگشتی درطراحی برج احیاء معمولاً بین 3 : 1 تا 1 : 1 درنظرگرفته می شود که به درجه خلوص گاز ، ترکیب گاز ( به عبارت دیگرنسبت H2S به CO2 ) نوع آمین مصرفی وارتفاع برج احیاء بستگی دارد . بیشترین نسبت مایع برگشتی متعلق به MEA می باشد ونسبت مایع برگشتی درفرآیند شیرین سازی DEA به مراتب کمترازMEA است .
بهرحال بخشی ازآب درون محلول آمین به همراه گازشیرین وگازهای اسیدی ازواحدشیرین سازی خارج می شود . لذا ، بمنظور تنظیم غلظت محلول آمین ، همواره مقداری آب تازه به سیستم آمین درگردش اضافه می گردد . آب تازه ( MAKE -UP ) معمولاً بصورت STEAM CONDENSATE یا آب مقطرازطریق پمپ مایع برگشتی وازبالای برج احیاء وارد سیستم می شود .
مبدل حرارتی آمین های سبک / غنی ( RICH /LEAN AMINE EXCH ) :
مبدل حرارتی فوق معمولاً ازنوع پوسته ای ولوله ای بوده وجریان محلول ( خورنده ) آمین غنی ازمیان لوله ها عبور می کند . هدف ازبکارگیری این مبدل ، کاهش ظرفیت حرارتی جوش آور وبازیافت گرما ازدرون جریان آمین سبک می باشد .
طراحی بهینه این مبدل ازنظراقتصادی بالحاظ کردن حدود30 ( F) بعنوان TEMP APPROACH ، میسر می گردد . ظرفیت حرارتی این مبدل به قرار زیرمحاسبه می شود :
(7) Q=500L*SG*CP*DT
Q=EXCH. DUTY(BTU/HR)
L=AMINE CIRC. RATE (gpm)
( AMINE SPECIFIC HEAT ( BTU ib F
( F) TEMP. CHANGE
SG=SPECIFIC GRAVITY OF AMINE
مبدل خنک کننده محلول آمین سبک ( LEAN AMINE COOLER ) :
تنظیم دمای آمین سبک ورودی به برج جذب جهت کنترل مناسب عملیات برج ضروری می باشد . این مبدل معمولاً ازنوع خنک کننده هوائی می باشد. دمای آمین سبک ورودی به برج جذب همواره باید10-5 ( F) بالاتر ازدمای گازترش ورودی به برج بوده تا ازمیعان ترکیبات سنگین هیدروکربنی که موجب کف کردن وهرز روی محلول آمین وهمچنین کاهش راندمان
جداسازی گازهای اسیدی می گردد ، جلوگیری بعمل آید . ازطرف دیگر دمای بالا برای آمین سبک ورودی به برج جذب موجب افزایش فشار بخارآمین گردیده وهرز رفت حلال ومیزان آب درون گازشیرین خروجی را افزایش می دهد .
شایان توجه است افزایش آب درون گازشیرین خروجی برج جذب موجب افزایش در ( ( LOAD تجهیزات واحد نمزدائی ( DEHYDRATION ) بعداز سیستم شیرین سازی می شود .
نحوه محاسبه ظرفیت حرارتی خنک کننده هوائی محلول آمین سبک به قرار زیراست :
(8)
=LEAN AMINE CIRC.RATE(GPM)
=(BUT/ib F)
T1/T2=INLET /OUTLET TEMP. ( F )
فیلتراسیون / تصفیه محلول آمین (AMINE FILTRATION) :
دراثر وقوع واکنش های شیمیائی جانبی وتجزیه حلال ، موادزاید گوناگونی درسیستم آمین درگردش تجمع می نمایند . تعیین روش جداسازی این مواد به مقدارزیادی به نوع حلال مصرفی بستگی دارد . درفرآیند MEA درصورتی که COS وCS2 درگازترش ورودی وجود داشته باشند وبوسیله حلال MEA جذب گردند ، واکنش های جانبی نامطلوبی بوقوع می پیوندد که به موجب آنها نمک های مقاوم دربرابرحرارت تولید می شود . جداسازی این مواد درفرآیند MEA با استفاده ازدستگاه RECLAIMER صورت می پذیرد . دستگاه RECLAIMER تشابه زیادی به جوش آور نوع kETTLE داشته وجریان ورودی به آن بخش کوچکی ازآمین سبک می باشد . درهرحال ، مقداری ازحلال MEA به همراه ناخالصی ها ازسیستم خارج می گردد .
درفرآیند DEA هیچ نیازی به دستگاه RECLAIMER نمی باشد . زیرا که ترکیبات COS وCS2 که دراثرواکنش باحلال ازدرون گازترش جدا می گردند . دراثرحرارت دربرج احیاء به همراه گازهای اسیدی ازسیستم خارج می شوند . مقدار کمی موادزاید حاصل ازترکیب CO2 با حلال تشکیل می شوند که ازطریق عبوربخش کوچکی ازمحلول آمین سبک ازمیان بسترکربنی ، به خارج ازسیستم هدایت می گردد .
پمپاژ محلول آمین ( PUMPING OF AMINE SOL . ) :
بخش اعظم انرژی الکتریکی مصرفی درواحدهای شیرین سازی آمینی به پمپاژ محلول آمین اختصاص دارد . پمپاژ محلول آمین معمولاً دردومرحله توسط پمپ تقویت فشار ( BOOSTER PUMP ) وپمپ اصلی آمین درگردش صورت می پذیرد .پمپ تقویت فشاردرمسیرآمین سبک خروجی ازپائین برج احیاء مستقر گردیده ومعمولاً فشارجریان آمین درگردش را تا حدود
40-25 (PSI ) افزایش می دهد . این فشار برای عبور آمین سبک ازمیان فیلتر و مبدل حرارتی آمین های سبک و غنی ، خنک کننده آمین سبک ونهایتاً به مخزن نوسـان گـیر ( SURGE TANK ) کافی می باشد . پمپ تقویت فشار معمولاً ازنوع گریز ازمرکزوباصد درصد یدک انتخاب می گردد محاسبه توان مورد نیازپمپ تقویت فشار به قرار زیرمی باشد :
(9) BHP=
BHP=BRAKE HORSEPOWEWR (HP )
=DIFF. PRESS. (PSI )
L =LEAN AMINE CIRC. RATE(GPM)
e=PUMP EFFICIENCY
e=0.7 FOR CENTRIFUGAL PUMPS
e=0.9 FOR RECIPROCATING PUMPS
پمپ اصلی آمین درگردش بعداز مخزن نوسان گیر قرارگرفته وفشار آمین سبک را تاحدفشار عملیاتی برج جذب افزایش می دهد .
دراین راستا با توجه به فشارو دبی حجمی آمین سبک ، ازپمپ های گریز ازمرکزیا رفت وبرگشتی استفاده می شود ومعمولاً ازسه عدد پمپ هریک باظرفیت 50 درصد ( 50 درصد یدک ) می توان بهره گرفت .