گاز طبیعی و خالص سازی آن

پیرجو

مدیر ارشد
مدیر کل سایت
مدیر ارشد
گاز طبيعي مخلوطي از هيدروكربنهاي C5,C4,C3,C2,C1 و ناخالصي هاي H2S,CO2,H2O مي باشد. كه به طور طبيعي در مخازن زير زميني يافت مي شود . اين گاز به صورتهاي مختلف در زير مخازن وجود دارد :

1- محلول در نفت خام
2- در زير كلاهكهاي بالايي نفت خام
3- به شكل مستقل

نسبت گازهاي حل شده در نفت در ميدان هاي نفتي مختلف ، متفاوت بوده و حتي ممكن است حين توليد از يك مخزن در طول زمان برداشت ، تغيير كند.
پالايش گاز شامل جداسازي ناخالصيها ، هيدروكربنهاي مايع و نيز تفكيك هيدروكربنهاي سبك مي باشد. گازها بعد از تفكيك بصورت هاي ذيل به بازار عرضه مي شوند :
الف – گاز طبيعي (Natural gas) با علامت اختصاري N.G
ب – گاز طبيعي فشرده (Compressed Natural gas) با علامت اختصاري C.N.G
ج – گاز طبيعي مايع (Liquid Natural gas) با علامت اختصاري L.N.G
د – گاز نفتي مايع شده (Liquid petroleum gas) با علامت اختصاري L.P.G
چنانكه نسبت هيدروكربنهاي مايع شدني در گاز بالا باشد تركيبات سنگين تر از C4 كه شامل نفتاي سبك مي باشد بعنوان يك محصول به بازار عرضه مي شود. در هر حال گاز طبيعي تحويلي به خطوط لوله شامل اتان و متان (عمدتا متان) مي باشد. گاز نفتي مايع شامل C3 , C4 بوده كه در فصول مختلف سال درصد آن تغيير مي كند.

عمليات پالايش :

عمليات پالايش گاز شامل دو قسمت مي باشد :
1- جداسازي ناخالصي ها و تفكيك هيدروكربنها
2- بازيابي ناخالصي ها و موادي كه جهت جداسازي ناخالصي بكار مي رود ، جهت استفاده مجدد آنها در امر پالايش گاز :

قسمت اول بصورت هاي ذيل امكان پذير است :

الف – جذب در مايع (Absorption)
ب – جذب در جامد (Absorption)
ج – تبديل شيميايي
1- جذب در مايع (Absorption) :

اين روش مهمترين روش جداسازي ناخالصيها است و اكثر فرايندها بدين طريق انجام ميشود. مواد جذب شده ممكن است بطور فيزيكي در مايع حل شوند و يا واكنش شيميايي با آن صورت گيرد.
برجهاي جذب بصورتهاي Packed tawer , Plate tower , Spray tower است.
Packed tawer : بطور كلي اين نوع برجها در حالتي بكار مي رود كه مايع تمايل به ايجاد كف (Foem) داشته و نسبت دبي جريان مايع به گاز خيلي زياد باشد. ضمنا در مواردي كه افت فشار كم مورد نظر باشد . اين برجها برتري دارد . هزينه نصب و خوردگي نيز پايين است.
Plate tower : در اين برجها مي توان با سرعت زياد گاز كار كرد. در نتيجه برج با قطر كمتري لازم است. اين برجها براي مايعات غير كف زا ، غير خورنده با ميزان دبي جريان كم مايع مناسب است.
Spray tower : چنانكه افت فشار مهمترين مسئله باشد ، اين نوع برج برتر است.

2- جذب در جامد (Adsorption) :

در اين نوع برجها سطح تماس زياد است و بتدريج كه غلظت مواد در سطح جامد افزايش مي يابد گراديان غلظت كم شده و راندمان جذب كم مي شود.

3- تبديل شيميايي :

در اين روش از راكتور كاتاليستي با بستر ثابت استفاده مي شود و محاسبات شامل مرحله هاي انتقال جرم تا سطح كاتاليست ، جذب كاتاليست و واكنش شيميايي از سطح كاتاليست است. بقيه محاسبات مانند برج جذب در مايع است.

پالايش گاز :

گاز توليد شده از چاه گاز و يا از دستگاه تفكيك كننده نفت و گاز ممكن است علاوه بر ناخالصي هاي ذكر شده داراي شن ريزه و گل رس نيز باشد. تنظيف كننده ها (Scrubbers) براي جدا كردن ذرات ناخالص بكار مي رود . اين كار بصورت مكانيكي توسط سرند يا غربال و يا عبور گاز از روي مايعات انجام مي شود.
گاز در مخازن طي ساليان متمادي مقداري بخار آب را در خود كه معادل فشار بخار آب در فشار و درجه حرارت مخزن است ، همراه دارد لذا مقدار آب همراه گاز بستگي به شرايط مخزن و تركيب اجزاء تشكيل دهنده گاز دارد. اگر دماي مخزن افزايش يابد يا فشار و جرم مولكولي گاز كاهش يابد مقدار آب همراه گاز زياد مي شود. چنانكه دما يا فشار گاز تغيير كند باعث ميعان بخار آب مي شود . در چنين شرايطي بعضي از مواد مانند C4,C3,C2,C1 توليد كريستال جامد مي كند كه اصطلاحا هيدرات ناميده مي شود . هر مولكول هيدروكربن با 6 يا 7 مولكول آب ايجاد باند مي كند. متان در درجه حرارت پايين تر ازoC 5/21 توليد CH4,5.6H2Oاتان در دماي 5/14 درجه سانتيگراد توليد C2H6,8.2H2O مي نمايد. پروپان پايين تر از 5/5 درجه سانتي گراد ، با 17 مولكول آب ايزوبوتان 5/2 و نرمال بوتان در 1 درجه سانتي گراد توليد هيدرات مي كند.
هيدرات بوجود آمده در خط لوله مانع عبور جريان گاز و گرفتگي لوله مي شود. براي جلوگيري از ايجاد هيدرات در خط لوله مي توان روشهاي ذيل را بكار برد.

1- گرم كردن گاز
2- سرچاه عمل آبزدايي انجام شود
3- كم كردن فشار گاز
4- تزريق متانول به جريان گاز

گاز از چاهها و مناطق مختلف به وسيله سيستم جمع آوري به واحد مركزي پالايش برده مي شود. گوگرد موجود در گاز توسط دستگاههاي شيرين كننده گرفته شده و اكثرا به عنوان محصول جانبي به بازار عرضه مي شود . ساير تجهيزات خالص كننده نيز جهت گرفتن گازهايي كه داراي ارزش زيادي در بازار هستند مورد استفاده قرار ميگيرد. اين گازها شامل گاز نيتروژن ، دي اكسيد كربن و هليم مي باشد.

جداسازي هيدروژن سولفوره و دي اكسيد كربن :

فرايندهاي آمين :


محلول برجهاي جذب واحد آمين يكي از محلول هاي زير مي باشد :

*
منو اتانول آمين MEA
*
دي اتانول آمين DEA
*
تري اتانول آمين TEA
*
دي ايزو پروپانول آمين DIPA فرمول شيميايي
*
دي گليكول آمين DGA (نام تجاري)

بجز TEA بقيه آمينها از نظر فرمول شيميايي پايدار مي باشند و تا دماي بالاتر از نقطه جوش تجزيه نمي شوند.
مقايسه انواع آمينها :
الف – منو اتانول آمين – MEA
فشار بخار آن از ساير آمين ها بيشتر است و با Carbony sulfide و Carbon disulfide بطور irreversible تركيب مي شود و ايجاد ذرات جامد و باعث هدر رفتن آمين مي شود. مقداري نيز به علت تبخير كم مي شود كه اگر گاز شيرين شده با آب شستشو شود مساله تبخير آمين از بين مي رود. MEA بيشترين جذب گازهاي اسيدي را بر واحد وزن دارد چون جرم مولكولي آن از ساير آمين ها كمتر است. MEA مقدار گازهاي اسيدي را براحتي تا 25/0 گرين مي رساند. ( يك پوند معادل 7000 گرين است)
ب – DEA
دي اتانول آمين عينا مانند منواتانول آمين عمل مي كند . با اين تفاوت كه واكنش براي CS2,COS با سرعت كمتري انجام مي شود .
DEA نسبت به non selective CO2, H2S است و هر دو را با هم جدا مي كند. و نيز چون فشار بخار كمتري از MEA دارد، هدر رفتن آمين به علت تبخير كمتر است مقدار جذب H2S را به 1/0 گرين بر 100 فوت مكعب مي رساند و بعد از احياء H2S كمتري نسبت به MEA دارد كه برتري آن محسوب مي شود.
ج – تري اتانول آمين
اولين آميني بودكه براي شيرين كردن گاز استفاده شد ولي اكنون DGA و DEA و MEA جايگزين آن شده است.
د – DGA
داراي فشار بخار كمتري از MEA است و به علت اينكه آمين نوع اول است داراي ميل تركيبي زياد با CO2,H2S است.
هـ - دي ايزوپروپانول آمين

براي جداسازي CO2 بكار مي رود.
و – متيل دي ايزوپروپانول آمين
يكي از انواع آمين هاست كه جديدا به بازار عرضه شده است و داراي Selective reactivity نسبت به H2Sدر مجاورت CO2 ميباشد.
واكنش هاي شيميايي در پروسس آمين


غلظت محلول هاي آمين

در واحدهاي MEA ، غلظت 10 تا 20 درصد وزني در آب بكار مي رود. در واحدهاي DEA نيز 10 تا 20 درصد بكار مي رفت ولي امروزه 30 درصد و گاهي بيشتر بكار مي رود. DIPA.MDEA غلظت 30 تا 50 درصد وزني در آب و براي محلول DGA غلظت آن بين 40 تا 70 درصد وزني استفاده مي شود.
شرح واحد شيرين كردن گاز توسط محلول آمين

اين واحد شامل يك برج جذب (Absorption) و برج عريان كننده (Stripping Column) به انضمام مبدل هاي حرارتي و لوله هاي رابط و دستگاههاي جدا كننده گاز ترش مي باشد.
در شكل 2 يك نمونه از واحد اتانول آمين مشخص شده است. همانطور كه در اين شكل مشاهده مي شود در ابتدا ، گاز وارد يك Scrubber مي شود و يا ناخالصي هاي جامد آن گرفته مي شود . سپس گاز از پايين برج جذب وارد شده و آمين از بالاي برج مي ريزد. گازهاي ترش توسط محلول آمين ، جدا شده و گاز شيرين از بالاي برج خارج مي شود . اين گازها به اندازه فشار بخار آب در دماي برج داراي بخار آب مي باشد كه بايد به واحد آب زدايي (Dehydration unit) فرستاده شود. آمين خروجي از برج جذب حاوي گازهاي ترش مي باشد. (Rich Amine) ابتدا واردFlash tank شده و گازهاي سبك جذب شده جدا مي شود . سپس وارد مبدل حرارتي آمين-آمين مي شود . آميني كه از برج عريان كننده خارج مي شود دماي آن بالاست با آمين خروجي برج جذب تبادل حرارتي كرده ضمن سرد كردن Lean Amine ، خود نيز مقداري حرارت جذب مي كند و بعد از آن وارد Stripper مي شود و گازهاي ترش و بخار آب خارج مي شود. قسمت اعظم بخار آب در كندانسور (Condenser) تبديل به آب شده و به عنوان مايع برگشتي Reflux به برج بر مي گردد. آمين احيا شده پس از گذشتن از مبدل آمين-آمين توسط كولر تا دماي حدود 100 درجه فارنهايت سرد مي شود. اگر درجه حرارت آمين از اين حد بيشتر باشد قدرت جذب گازهاي اسيدي در آمين كم مي شود.





مسائل كلي واحد آمين General Operating problem
مسائلي كه در واحد آمين وجود دارد بستگي به نوع آمين نداشته و به سه دسته تقسيم مي شوند :
1- خوردگي
2- كف زايي Foaming
3- تجزيه محلول آمين Solution degradation
1- خوردگي

آمين ها بطور كلي در هر غلظت و دمايي خوردگي ندارند و حتي به عنوان Corrosion inhibitor (بازدارنده خورندگي) بكار مي رد زيرا در دماهاي مختلف داراي PH قليايي است ولي پس از جذب گازهاي اسيدي موقع رها شدن گازها از آمين ، PH بطور سريع نقصان مي يابد مخصوصا در مواقعي كه High loading باشد. (Loading نسبت مول جذب شده اسيد به مول آمين است)
در PH , Reboiler محلول اسيدي مي شود. درست است كه گازهاي اسيدي خوردگي ايجاد مي كند ولي اجتناب ناپذير است.فقط مي توان شرايط عمل را در حدي برد كه خوردگي محدود و به حداقل برسد خوردگي در محل هايي كه درجه حرارت بالا و غلظت اسيد حداكثر است حاد مي شود اين نقاط شامل مبدلهاي حرارتي آمين-آمين و Striping Column است.
2- تجزيه آمين Solution degration
محلول آمين در مجاورت اكسيژن هوا بتدريج اكسيد شده و اين مواد اكسيد شده ايجاد خوردگي مي نمايند. بمنظور جلوگيري از عمل اكسيداسيون آمين ، مي توان با بكار بردن گازهاي بي اثر بر روي مخازن آمين از اكسيداسيون جلوگيري كرد. تركيب مستقيم آمين با COS,CS2 ايجاد نمك غير محلولي مي نمايد كه واكنش در اين حرارت برگشت پذير نيست. DEA با COS تركيب مي شود ولي در اثر حرارت برگشت پذير مي باشد. محلول آمين به مرور زمان در اثر جذب و احيا قدرت جذب اوليه خود را از دست مي دهد.
3- Foaming يا كف زايي
مواردي كه باعث كف زايي در محلول مي شوند عبارتند از :
الف) ذرات معلق جامد
ب) هيدروكربنهاي مايع
ج) موادي كه از تجزيه آمين توليد مي شود.
د) تقريبا هر ماده خارجي كه وارد محلول آمين شود از قبيل گريس كه به شيرهاي مسير گاز زده مي شود ناخالصي هاي موجود در آب كه براي تهيه محلول آمين مصرف مي شود.
كف زايي مشكلات زير را بوجود مي آورد :
الف – راندمان جذب پايين مي آيد و مقدار H2S باقيمانده در گاز شيرين شده ممكن است به حدي برسد كه مطابق استاندارد خط لوله نباشد.
ب- ميزان هدر رفتن آمين به طور قابل ملاحظه اي افزايش مي يابد.
ج- ظرفيت گاز ورودي به واحد تقليل مي يابد.
براي جلوگيري از تجمع مواد كف زا در محلول آمين مي توان با گذاشتن ***** و بازيافت آمين (Amine reclaiming) ، مواد كف زا و ناخالصي ها را جدا كرد.



بازياب آمين (Amine Reclaiming) :

شامل يك سيتم تقطير Batch است كه به طور نيمه پيوسته كار مي كند. و هدف آن جدا كردن آب و آمين از محلول آلوده مي باشد. نمكهاي ايجاد شده تركيبات آمين ، ذرات جامدي كه در محلول آمين وارد شده ، تركيبات تجزيه آمين كه باعث كف و خوردگي مي شود از آمين و آب جدا مي شود . حدود سه درصد از كل جريان آمين (Circulation rate) وارد بازياب ميشود.
بعضي از ذرات جامد مخصوصا سولفور آهن به سختي از جدا كننده ها كه در ابتداي واحد تعبيه شده است جدا مي شوند سولفور آهن در محلول آمين وارد مي شود. لذا احتياج به ***** كردن محلول و جداسازي تا ذرات به قطر 1 ميكرون مي باشد. اين عمل خيلي پرخرج مي شود به همين دليل ابتدا گاز بعد از Absorber وارد *****ي مي شود كه ذرات باقطر 10 تا 15 ميكرون را جدا كند. تمام جريان گاز وارد ***** مي شود (Full stream filter) و حدود 10 تا 20 درصد جريان وارد ***** ذغال فعال (Side stream activated charcol) مي شود كه مي تواند ذرات ريزتر را جدا كند. ضمنا ذغال فعال هيدروكربنهاي مايع وتركيبات تجزيه شده آمين (Degradation product) را نيز جدا مي كند كه باعث بهتر شدن كيفيت آمين مي شود.
بازدارنده كف (Foaming inhibitor)
در بعضي از مواقع ***** كردن و Reclaiming مسئله كف زايي را حل نمي كند در چنين حالتي استفاده Foam inhibitor ضروري است چنانكه Foam inhibitor بيش از حد لازم اضافه شود خود باعث كف زايي بيشتر مي گردد لذا ابتدا بايد در آزمايشگاه تست شود و غلظت لازم بدقت مشخص گردد اين يك راه حل موقت است. Foam inhibitor شامل الكل هاي با نقطه جوش بالا و يا تركيبات سيليكان مي باشد. در مواردي كه خوردگي حاد مي باشد بازدارنده خوردگي (Corrosion inhibitor) به محلول MEA اضافه ميشود.
احياء محلول آمين (Amine Regeneration) :
در قسمت احياء آمين خطر خوردگي زياد است چون دما بالا بوده و درصد گازهاي اسيدي نيز زياد است. در قسمت Stripper هر اندازه فشار افزايش يابد دماي پايين برج Striper نيز افزايش مي يابد در دماي بالاتر عمل Stripping كامل تر انجام مي شود ولي اشكال آن اين است كه تجزيه شيميايي آمين بيشتر شده و خوردگي نيز شديد تر خواهد بود. دما نبايد از F 260 تجاوز نمايد از اين رو حداكثر فشار برج Psia 25 انتخاب مي شود و دما حدود 230 تا 240 درجه فارنهايت است.
جداسازي تركيبات آلي گوگردي Removal of organic sulfur
اثر گازهاي طبيعي علاوه بر CO2,H2S داراي مقدار كمي COS,CS2 و نيز مركاپتان مي باشد اگر اين مواد درصد قابل ملاحظه اي را تشكيل دهند علاوه بر CO2,H2S اين مواد نيز بايد جدا شوند. مركاپتانها زياد اسيدي نبوده وميل تركيبي با آمين ندارند فقط به اندازه حلاليت فيزيكي در محلول حل مي شوند كه مقدار آن خيلي كم است . لذا اگر گاز به اندازه قابل ملاحظه اي مركاپتان داشته باشد بايد Caustic Washشود. نظر به اينكه RSH ميل تركيبي با آمين ندارد براي محلول آمين بي ضرر است.
 

payam8453

عضو جدید
گاز طبيعي مخلوطي از هيدروكربنهاي C5,C4,C3,C2,C1 و ناخالصي هاي H2S,CO2,H2O مي باشد. كه به طور طبيعي در مخازن زير زميني يافت مي شود . اين گاز به صورتهاي مختلف در زير مخازن وجود دارد :

1- محلول در نفت خام
2- در زير كلاهكهاي بالايي نفت خام
3- به شكل مستقل

نسبت گازهاي حل شده در نفت در ميدان هاي نفتي مختلف ، متفاوت بوده و حتي ممكن است حين توليد از يك مخزن در طول زمان برداشت ، تغيير كند.
پالايش گاز شامل جداسازي ناخالصيها ، هيدروكربنهاي مايع و نيز تفكيك هيدروكربنهاي سبك مي باشد. گازها بعد از تفكيك بصورت هاي ذيل به بازار عرضه مي شوند :
الف – گاز طبيعي (Natural gas) با علامت اختصاري N.G
ب – گاز طبيعي فشرده (Compressed Natural gas) با علامت اختصاري C.N.G
ج – گاز طبيعي مايع (Liquid Natural gas) با علامت اختصاري L.N.G
د – گاز نفتي مايع شده (Liquid petroleum gas) با علامت اختصاري L.P.G
چنانكه نسبت هيدروكربنهاي مايع شدني در گاز بالا باشد تركيبات سنگين تر از C4 كه شامل نفتاي سبك مي باشد بعنوان يك محصول به بازار عرضه مي شود. در هر حال گاز طبيعي تحويلي به خطوط لوله شامل اتان و متان (عمدتا متان) مي باشد. گاز نفتي مايع شامل C3 , C4 بوده كه در فصول مختلف سال درصد آن تغيير مي كند.

عمليات پالايش :

عمليات پالايش گاز شامل دو قسمت مي باشد :
1- جداسازي ناخالصي ها و تفكيك هيدروكربنها
2- بازيابي ناخالصي ها و موادي كه جهت جداسازي ناخالصي بكار مي رود ، جهت استفاده مجدد آنها در امر پالايش گاز :

قسمت اول بصورت هاي ذيل امكان پذير است :

الف – جذب در مايع (Absorption)
ب – جذب در جامد (Absorption)
ج – تبديل شيميايي
1- جذب در مايع (Absorption) :

اين روش مهمترين روش جداسازي ناخالصيها است و اكثر فرايندها بدين طريق انجام ميشود. مواد جذب شده ممكن است بطور فيزيكي در مايع حل شوند و يا واكنش شيميايي با آن صورت گيرد.
برجهاي جذب بصورتهاي Packed tawer , Plate tower , Spray tower است.
Packed tawer : بطور كلي اين نوع برجها در حالتي بكار مي رود كه مايع تمايل به ايجاد كف (Foem) داشته و نسبت دبي جريان مايع به گاز خيلي زياد باشد. ضمنا در مواردي كه افت فشار كم مورد نظر باشد . اين برجها برتري دارد . هزينه نصب و خوردگي نيز پايين است.
Plate tower : در اين برجها مي توان با سرعت زياد گاز كار كرد. در نتيجه برج با قطر كمتري لازم است. اين برجها براي مايعات غير كف زا ، غير خورنده با ميزان دبي جريان كم مايع مناسب است.
Spray tower : چنانكه افت فشار مهمترين مسئله باشد ، اين نوع برج برتر است.

2- جذب در جامد (Adsorption) :

در اين نوع برجها سطح تماس زياد است و بتدريج كه غلظت مواد در سطح جامد افزايش مي يابد گراديان غلظت كم شده و راندمان جذب كم مي شود.

3- تبديل شيميايي :

در اين روش از راكتور كاتاليستي با بستر ثابت استفاده مي شود و محاسبات شامل مرحله هاي انتقال جرم تا سطح كاتاليست ، جذب كاتاليست و واكنش شيميايي از سطح كاتاليست است. بقيه محاسبات مانند برج جذب در مايع است.

پالايش گاز :

گاز توليد شده از چاه گاز و يا از دستگاه تفكيك كننده نفت و گاز ممكن است علاوه بر ناخالصي هاي ذكر شده داراي شن ريزه و گل رس نيز باشد. تنظيف كننده ها (Scrubbers) براي جدا كردن ذرات ناخالص بكار مي رود . اين كار بصورت مكانيكي توسط سرند يا غربال و يا عبور گاز از روي مايعات انجام مي شود.
گاز در مخازن طي ساليان متمادي مقداري بخار آب را در خود كه معادل فشار بخار آب در فشار و درجه حرارت مخزن است ، همراه دارد لذا مقدار آب همراه گاز بستگي به شرايط مخزن و تركيب اجزاء تشكيل دهنده گاز دارد. اگر دماي مخزن افزايش يابد يا فشار و جرم مولكولي گاز كاهش يابد مقدار آب همراه گاز زياد مي شود. چنانكه دما يا فشار گاز تغيير كند باعث ميعان بخار آب مي شود . در چنين شرايطي بعضي از مواد مانند C4,C3,C2,C1 توليد كريستال جامد مي كند كه اصطلاحا هيدرات ناميده مي شود . هر مولكول هيدروكربن با 6 يا 7 مولكول آب ايجاد باند مي كند. متان در درجه حرارت پايين تر ازoC 5/21 توليد CH4,5.6H2Oاتان در دماي 5/14 درجه سانتيگراد توليد C2H6,8.2H2O مي نمايد. پروپان پايين تر از 5/5 درجه سانتي گراد ، با 17 مولكول آب ايزوبوتان 5/2 و نرمال بوتان در 1 درجه سانتي گراد توليد هيدرات مي كند.
هيدرات بوجود آمده در خط لوله مانع عبور جريان گاز و گرفتگي لوله مي شود. براي جلوگيري از ايجاد هيدرات در خط لوله مي توان روشهاي ذيل را بكار برد.

1- گرم كردن گاز
2- سرچاه عمل آبزدايي انجام شود
3- كم كردن فشار گاز
4- تزريق متانول به جريان گاز

گاز از چاهها و مناطق مختلف به وسيله سيستم جمع آوري به واحد مركزي پالايش برده مي شود. گوگرد موجود در گاز توسط دستگاههاي شيرين كننده گرفته شده و اكثرا به عنوان محصول جانبي به بازار عرضه مي شود . ساير تجهيزات خالص كننده نيز جهت گرفتن گازهايي كه داراي ارزش زيادي در بازار هستند مورد استفاده قرار ميگيرد. اين گازها شامل گاز نيتروژن ، دي اكسيد كربن و هليم مي باشد.

جداسازي هيدروژن سولفوره و دي اكسيد كربن :

فرايندهاي آمين :


محلول برجهاي جذب واحد آمين يكي از محلول هاي زير مي باشد :

*
منو اتانول آمين MEA
*
دي اتانول آمين DEA
*
تري اتانول آمين TEA
*
دي ايزو پروپانول آمين DIPA فرمول شيميايي
*
دي گليكول آمين DGA (نام تجاري)

بجز TEA بقيه آمينها از نظر فرمول شيميايي پايدار مي باشند و تا دماي بالاتر از نقطه جوش تجزيه نمي شوند.
مقايسه انواع آمينها :
الف – منو اتانول آمين – MEA
فشار بخار آن از ساير آمين ها بيشتر است و با Carbony sulfide و Carbon disulfide بطور irreversible تركيب مي شود و ايجاد ذرات جامد و باعث هدر رفتن آمين مي شود. مقداري نيز به علت تبخير كم مي شود كه اگر گاز شيرين شده با آب شستشو شود مساله تبخير آمين از بين مي رود. MEA بيشترين جذب گازهاي اسيدي را بر واحد وزن دارد چون جرم مولكولي آن از ساير آمين ها كمتر است. MEA مقدار گازهاي اسيدي را براحتي تا 25/0 گرين مي رساند. ( يك پوند معادل 7000 گرين است)
ب – DEA
دي اتانول آمين عينا مانند منواتانول آمين عمل مي كند . با اين تفاوت كه واكنش براي CS2,COS با سرعت كمتري انجام مي شود .
DEA نسبت به non selective CO2, H2S است و هر دو را با هم جدا مي كند. و نيز چون فشار بخار كمتري از MEA دارد، هدر رفتن آمين به علت تبخير كمتر است مقدار جذب H2S را به 1/0 گرين بر 100 فوت مكعب مي رساند و بعد از احياء H2S كمتري نسبت به MEA دارد كه برتري آن محسوب مي شود.
ج – تري اتانول آمين
اولين آميني بودكه براي شيرين كردن گاز استفاده شد ولي اكنون DGA و DEA و MEA جايگزين آن شده است.
د – DGA
داراي فشار بخار كمتري از MEA است و به علت اينكه آمين نوع اول است داراي ميل تركيبي زياد با CO2,H2S است.
هـ - دي ايزوپروپانول آمين

براي جداسازي CO2 بكار مي رود.
و – متيل دي ايزوپروپانول آمين
يكي از انواع آمين هاست كه جديدا به بازار عرضه شده است و داراي Selective reactivity نسبت به H2Sدر مجاورت CO2 ميباشد.
واكنش هاي شيميايي در پروسس آمين


غلظت محلول هاي آمين

در واحدهاي MEA ، غلظت 10 تا 20 درصد وزني در آب بكار مي رود. در واحدهاي DEA نيز 10 تا 20 درصد بكار مي رفت ولي امروزه 30 درصد و گاهي بيشتر بكار مي رود. DIPA.MDEA غلظت 30 تا 50 درصد وزني در آب و براي محلول DGA غلظت آن بين 40 تا 70 درصد وزني استفاده مي شود.
شرح واحد شيرين كردن گاز توسط محلول آمين

اين واحد شامل يك برج جذب (Absorption) و برج عريان كننده (Stripping Column) به انضمام مبدل هاي حرارتي و لوله هاي رابط و دستگاههاي جدا كننده گاز ترش مي باشد.
در شكل 2 يك نمونه از واحد اتانول آمين مشخص شده است. همانطور كه در اين شكل مشاهده مي شود در ابتدا ، گاز وارد يك Scrubber مي شود و يا ناخالصي هاي جامد آن گرفته مي شود . سپس گاز از پايين برج جذب وارد شده و آمين از بالاي برج مي ريزد. گازهاي ترش توسط محلول آمين ، جدا شده و گاز شيرين از بالاي برج خارج مي شود . اين گازها به اندازه فشار بخار آب در دماي برج داراي بخار آب مي باشد كه بايد به واحد آب زدايي (Dehydration unit) فرستاده شود. آمين خروجي از برج جذب حاوي گازهاي ترش مي باشد. (Rich Amine) ابتدا واردFlash tank شده و گازهاي سبك جذب شده جدا مي شود . سپس وارد مبدل حرارتي آمين-آمين مي شود . آميني كه از برج عريان كننده خارج مي شود دماي آن بالاست با آمين خروجي برج جذب تبادل حرارتي كرده ضمن سرد كردن Lean Amine ، خود نيز مقداري حرارت جذب مي كند و بعد از آن وارد Stripper مي شود و گازهاي ترش و بخار آب خارج مي شود. قسمت اعظم بخار آب در كندانسور (Condenser) تبديل به آب شده و به عنوان مايع برگشتي Reflux به برج بر مي گردد. آمين احيا شده پس از گذشتن از مبدل آمين-آمين توسط كولر تا دماي حدود 100 درجه فارنهايت سرد مي شود. اگر درجه حرارت آمين از اين حد بيشتر باشد قدرت جذب گازهاي اسيدي در آمين كم مي شود.





مسائل كلي واحد آمين General Operating problem
مسائلي كه در واحد آمين وجود دارد بستگي به نوع آمين نداشته و به سه دسته تقسيم مي شوند :
1- خوردگي
2- كف زايي Foaming
3- تجزيه محلول آمين Solution degradation
1- خوردگي

آمين ها بطور كلي در هر غلظت و دمايي خوردگي ندارند و حتي به عنوان Corrosion inhibitor (بازدارنده خورندگي) بكار مي رد زيرا در دماهاي مختلف داراي PH قليايي است ولي پس از جذب گازهاي اسيدي موقع رها شدن گازها از آمين ، PH بطور سريع نقصان مي يابد مخصوصا در مواقعي كه High loading باشد. (Loading نسبت مول جذب شده اسيد به مول آمين است)
در PH , Reboiler محلول اسيدي مي شود. درست است كه گازهاي اسيدي خوردگي ايجاد مي كند ولي اجتناب ناپذير است.فقط مي توان شرايط عمل را در حدي برد كه خوردگي محدود و به حداقل برسد خوردگي در محل هايي كه درجه حرارت بالا و غلظت اسيد حداكثر است حاد مي شود اين نقاط شامل مبدلهاي حرارتي آمين-آمين و Striping Column است.
2- تجزيه آمين Solution degration
محلول آمين در مجاورت اكسيژن هوا بتدريج اكسيد شده و اين مواد اكسيد شده ايجاد خوردگي مي نمايند. بمنظور جلوگيري از عمل اكسيداسيون آمين ، مي توان با بكار بردن گازهاي بي اثر بر روي مخازن آمين از اكسيداسيون جلوگيري كرد. تركيب مستقيم آمين با COS,CS2 ايجاد نمك غير محلولي مي نمايد كه واكنش در اين حرارت برگشت پذير نيست. DEA با COS تركيب مي شود ولي در اثر حرارت برگشت پذير مي باشد. محلول آمين به مرور زمان در اثر جذب و احيا قدرت جذب اوليه خود را از دست مي دهد.
3- Foaming يا كف زايي
مواردي كه باعث كف زايي در محلول مي شوند عبارتند از :
الف) ذرات معلق جامد
ب) هيدروكربنهاي مايع
ج) موادي كه از تجزيه آمين توليد مي شود.
د) تقريبا هر ماده خارجي كه وارد محلول آمين شود از قبيل گريس كه به شيرهاي مسير گاز زده مي شود ناخالصي هاي موجود در آب كه براي تهيه محلول آمين مصرف مي شود.
كف زايي مشكلات زير را بوجود مي آورد :
الف – راندمان جذب پايين مي آيد و مقدار H2S باقيمانده در گاز شيرين شده ممكن است به حدي برسد كه مطابق استاندارد خط لوله نباشد.
ب- ميزان هدر رفتن آمين به طور قابل ملاحظه اي افزايش مي يابد.
ج- ظرفيت گاز ورودي به واحد تقليل مي يابد.
براي جلوگيري از تجمع مواد كف زا در محلول آمين مي توان با گذاشتن ***** و بازيافت آمين (Amine reclaiming) ، مواد كف زا و ناخالصي ها را جدا كرد.



بازياب آمين (Amine Reclaiming) :

شامل يك سيتم تقطير Batch است كه به طور نيمه پيوسته كار مي كند. و هدف آن جدا كردن آب و آمين از محلول آلوده مي باشد. نمكهاي ايجاد شده تركيبات آمين ، ذرات جامدي كه در محلول آمين وارد شده ، تركيبات تجزيه آمين كه باعث كف و خوردگي مي شود از آمين و آب جدا مي شود . حدود سه درصد از كل جريان آمين (Circulation rate) وارد بازياب ميشود.
بعضي از ذرات جامد مخصوصا سولفور آهن به سختي از جدا كننده ها كه در ابتداي واحد تعبيه شده است جدا مي شوند سولفور آهن در محلول آمين وارد مي شود. لذا احتياج به ***** كردن محلول و جداسازي تا ذرات به قطر 1 ميكرون مي باشد. اين عمل خيلي پرخرج مي شود به همين دليل ابتدا گاز بعد از Absorber وارد *****ي مي شود كه ذرات باقطر 10 تا 15 ميكرون را جدا كند. تمام جريان گاز وارد ***** مي شود (Full stream filter) و حدود 10 تا 20 درصد جريان وارد ***** ذغال فعال (Side stream activated charcol) مي شود كه مي تواند ذرات ريزتر را جدا كند. ضمنا ذغال فعال هيدروكربنهاي مايع وتركيبات تجزيه شده آمين (Degradation product) را نيز جدا مي كند كه باعث بهتر شدن كيفيت آمين مي شود.
بازدارنده كف (Foaming inhibitor)
در بعضي از مواقع ***** كردن و Reclaiming مسئله كف زايي را حل نمي كند در چنين حالتي استفاده Foam inhibitor ضروري است چنانكه Foam inhibitor بيش از حد لازم اضافه شود خود باعث كف زايي بيشتر مي گردد لذا ابتدا بايد در آزمايشگاه تست شود و غلظت لازم بدقت مشخص گردد اين يك راه حل موقت است. Foam inhibitor شامل الكل هاي با نقطه جوش بالا و يا تركيبات سيليكان مي باشد. در مواردي كه خوردگي حاد مي باشد بازدارنده خوردگي (Corrosion inhibitor) به محلول MEA اضافه ميشود.
احياء محلول آمين (Amine Regeneration) :
در قسمت احياء آمين خطر خوردگي زياد است چون دما بالا بوده و درصد گازهاي اسيدي نيز زياد است. در قسمت Stripper هر اندازه فشار افزايش يابد دماي پايين برج Striper نيز افزايش مي يابد در دماي بالاتر عمل Stripping كامل تر انجام مي شود ولي اشكال آن اين است كه تجزيه شيميايي آمين بيشتر شده و خوردگي نيز شديد تر خواهد بود. دما نبايد از F 260 تجاوز نمايد از اين رو حداكثر فشار برج Psia 25 انتخاب مي شود و دما حدود 230 تا 240 درجه فارنهايت است.
جداسازي تركيبات آلي گوگردي Removal of organic sulfur
اثر گازهاي طبيعي علاوه بر CO2,H2S داراي مقدار كمي COS,CS2 و نيز مركاپتان مي باشد اگر اين مواد درصد قابل ملاحظه اي را تشكيل دهند علاوه بر CO2,H2S اين مواد نيز بايد جدا شوند. مركاپتانها زياد اسيدي نبوده وميل تركيبي با آمين ندارند فقط به اندازه حلاليت فيزيكي در محلول حل مي شوند كه مقدار آن خيلي كم است . لذا اگر گاز به اندازه قابل ملاحظه اي مركاپتان داشته باشد بايد Caustic Washشود. نظر به اينكه RSH ميل تركيبي با آمين ندارد براي محلول آمين بي ضرر است.

سلام
درمورد انواع فیلتر در خالص سازی آمین در واحد های شیرین سازی مقاله ای ندارید؟
 

Similar threads

بالا