گزارش پایانی دوره کارآموزی (آشنایی کامل با فازهای پارس جنوبی)

بدضعیفمتوسطخوبعالی (4.50 از 5)
Loading...Loading...

میدان گازی پارس جنوبی با مساحت ۳ هزار و ۷۰۰ کیلومتر مربع در ۱۰۵ کیلومتری جنوب غربی بندر عسلویه در آب های خلیج فارس قرار دارد . بنادر عسلویه و تمبک به ترتیب در ۲۷۰ و ۲۲۰ کیلومتری جنوب شرقی بوشهر به عنوان منطقه ساحلی برای ایجاد تأسیسات خشکی و توسعه مرحله ای این میدان انتخاب شده اند . این میدان بالغ بر ۱۴ میلیون متر مکعب گاز را به همراه ۱۸ میلیارد بشکه میعانات در لایه های مختلف خود جای داده است.
تأسیسات پالایشگاهی فازهای ۲ و ۳ شرکت مجتمع پارس جنوبی در شهریور سال ۸۱ راه اندازی شد و با ظرفیت اسمی ۵۰ میلیون متر مکعب گاز شیرین و ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد در روز وارد مرحله بهره برداری شد . پس از آن با تلاش و فعالیت مدیران و مهندسان متخصص و کارشناس این شرکت، پالایشگاه با ظرفیتی معادل ۱۵ درصد بالاتر از ظرفیت اسمی یاد شده )روزانه ۵/۵۷ میلیون متر مکعب گاز، ۹۳ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۵۰ تن گوگرد ) بهره برداری می شود. نحوه انتقال گاز و میعانات گازی از سکوهای دریایی به پالایشگاه به صورت سه فاز است..
برای دانلود این جزوه بی نظیر با لینک مستقیم از سایت ایران پتروتک، اینجا کلیک کنید
پسورد فایل :www.iranpetrotech.com

بخش هایی از این جزوه به صورت رندوم انتخاب شده ….

شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
-۱ مقدمه
میدان گازی پارس جنوبی با مساحت ۳ هزار و ۷۰۰ کیلومتر مربع در ۱۰۵ کیلومتری جنوب غربی
بندر عسلویه در آب های خلیج فارس قرار دارد . بنادر عسلویه و تمبک به ترتیب در ۲۷۰ و ۲۲۰
کیلومتری جنوب شرقی بوشهر به عنوان منطقه ساحلی برای ایجاد تأسیسات خشکی و توسعه
مرحله ای این میدان انتخاب شده اند . این میدان بالغ بر ۱۴ میلیون متر مکعب گاز را به همراه ۱۸
میلیارد بشکه میعانات در لایه های مختلف خود جای داده است.
تأسیسات پالایشگاهی فاز ۲ و ۳ شرکت مجتمع پارس جنوبی در شهریور سال ۸۱ راه اندازی شد و
با ظرفیت اسمی ۵۰ میلیون م تر مکعب گاز شیرین و ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن
گوگرد در روز وارد مرحله بهره برداری شد . پس از آن با تلاش و فعالیت مدیران و مهندسان
متخصص و کارشناس این شرکت، پالایشگاه با ظرفیتی معادل ۱۵ درصد بالاتر از ظرفیت اسمی یاد
۵۷ میلیون متر مکعب گاز، ۹۳ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۵۰ تن گوگرد ) بهره / شده (روزانه ۵
برداری می شود . نحوه انتقال گاز و میعانات گازی از سکوهای دریایی به پالایشگاه به صورت سه فاز
است. تأسیسات دریایی شامل دو سکوی سه چاهی برای حفر ۲۰ حلقه چاه توسعه ای، دو رشته
۴ اینچ جهت انتقال مخلوط منواتلین گلایکل / خط لوله زیردریایی ۳۲ اینچ و دو رش ته خط لوله ۵
از ساحل به سکوها است که هر یک به طول ۱۰۵ کیلومتر است. (MDEA) و آمین (MEG)
تأسیسات پالایشگاه گازی این دو فاز شامل چهار ردیف عملیاتی در ساحل به ظرفیت ۵۰ میلیون
متر مکعب احداث شده که شامل واحدهای دریافت و ج داسازی گاز و میعانات گازی، تثبیت
میعانات گازی و هم چنین شیرین سازی، نم زدایی، تنظیم نقطه شبنم، مرکپتان زدایی و تراکم
جهت (MEG) گازی جهت انتقال، بازیافت و انجماد گوگرد و واحد احیای منواتیلن، گلایکال
۴ اینچ به سکوها و تزریق به خطوط لوله انتقال گاز ۳۲ اینچ می باشد . / انتقال با خطوط لوله ۵
محصول گاز پالایشگاه با استفاده از خط لوله ۵۶ اینچ به خط لوله سراسری سوم انتقال گاز در
منطقه کنگان ارسال می شود.
۱-۱ شرکت گاز پارس جنوبی
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی یکی از شرکت های وابسته به شرکت ملی گاز ایران است که در
سال ۷۷ به موازات طرح توسعه میدان گازی پارس جنوبی با مسئولیت بهره برداری از فازهای ۱ تا
۱۰ تأسیس شده است . که حوزه فعالیت این شرکت، بهره برداری از تأسیسات فرا ساحلی شامل
سکوهای دریایی، خطوط لوله زیردریایی و پالایشگاه پارس جنوبی است.
تولیدات این پالایشگاه عبارتند ا ز: گاز شیرین تصفیه شده، میعانات گازی و گوگرد، اتان و گاز مایع
که گاز تصفیه شده جهت مصارف داخلی کشور و صادرات تحویل خطوط لوله سراسری شرکت ملی
گاز می شود . هم چنین میعانات گازی به منظور صادرات از طریق خط لوله زیردریایی به گویه
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
ارسال شده و از آنجا برای بارگیری به کشتی های نفتکش تحویل می شود . امور (SBM) شناور
بین الملل شرکت ملی نفت و شرکت پایانه ها هماهنگی کارها را عهدار هستند . گوگرد تولیدی نیز
به صورت دانه بندی شده جهت صادرات در اسکله عملیاتی، انبار و توسط شرکت بازرگانی
پتروشیمی بازاریابی و صادر می شود.
نیز به عنوان خوراک کارخانجات پتروشیمی مطرح است . سکوهای فازهای (LPG) اتان و گاز مایع
و … نام گذاری شده اند و هر Spp- Spp- 4 , 3 تا فاز ۱۰ به ترتیب با نام های اختصاری ۳ ، ۲
کدام دارای ظرفیت پذیرش ۱۵ چاه هستند که در این مرحله ۱۰ حلقه چاه حفاری شده و کل
تأسیسات اتوم اتیک هر سکو که شامل ۴ پایه چهار پل، دکل میانی، مشعل گازی و مشعل مایعات،
شیرهای اتوماتیک، تنظیم جریان گاز خروجی از هر چاه مولدهای برق، کمپرسورهای هوای ابزار
دقیق، پمپ های تزریق گلایکل و اتاق کنترل سیستم های کنترل ابزار دقیق، مدارات برق،
سیستم های اطفاء حریق ، سیستم ارسال توپک و سیستم های مخابراتی ماهواره ای جهت انتقال
اطلاعاتی را شامل هستند . ایجاد ارتباط از راه دور و از طریق اتاق کنترل مرکزی پالایشگاه ها انجام
می گیرد که به غیر از سکوی بهره برداری فاز یک بقیه سکوها به صورت بدون نفر در حال بهره
برداری است.
۱-۲ صنایع گاز
ذخایر نفت و گاز ایران در سال ۸۱ معادل ۲۷۰ میلیارد بشکه معادل نفت خام برآورد گردیده است
که ۳۷ درصد ان به نفت خام و ۶۳ درصد آن به گاز طبیعی اختصاص یافته است ۴۸ .درصد در
مناطق خشکی می باشند. منابع و ذخایر گاز طبیعی ایران عمدتا در مناطق جنوبی کشور و در
نزدیکی آبهای خلیج فارس قرار گرفته اند.تولید گاز طبیعی در جهت پاسخگویی به تقاضای داخلی
و یا صادراتی عمدتا از منابع گازی مستقل انجام می گیرد و گازهای همراه تولیدی از منابع مشترک
نفت و گاز عمدتا جهت تزریق به میادین نفتی مورد استفاده قرار می گیرند . بهره گی ری از مزیت
نسبی گاز طبیعی در جهت تامین انرژی داخل کشور و نیز گسترش برنامه های مبادلات بین المللی
گاز طبیعی در راستای ارتقای جایگاه ایران در بازارهای بین المللی از اهداف مهم و استراتژیک
صنعت از کشور در آینده بشمار می رود.
با توجه به روند مصرف گاز طبیعی در کشور سهم گاز طبیعی در سبد انرژی مصرفی کشور از ۲۶
درصد در سال ۱۳۷۰ به ۴۶ درصد در سال ۸۰ افزایش یافته است ( و در مقابل سهم فراورده های
نفتی در این دوره از ۶۴ درصد به ۴۷ درصد کاهش یافت ) رشد مصرف گاز طبیعی در ایران در طی
دهه اخیر همواره بیش از رشد مصرف جهانی گاز بوده است. مصرف گاز طبیعی در ایران در طی
۸۰ از متوسط رشد سالانه ای به میزان ۱۲ درصد برخوردار بوده است و این امر در حالی – دهه ۷۰
است که مصرف جهانی گاز در این دوره تنها دارای رشد سالانه ای به میان ۱,۸ درصد می باشد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
در راستای تحقق سیاست جایگزینی گاز با سایر حاملهای انرژی تلاشهای گسترده ای جهت توسعه
هر چه بیشتر سیستم گازرسانی در کشور انجام گرفته است شرکت ملی گاز ایران از طریق ایجاد
سیستم گازرسانی در بسیاری از مناطق مختلف کشور عهده دار تامین این هدف می باشد.ویژگیهای
سیستم گازرسانی در کشور متاثر از ویژگیهای خاص جغرافیایی میادین نفت و گاز است و لذا با
توجه به این امر در حال حاضر ایران از یک سیستم بهم پیوسته گسترده گازرساین برخوردار
می باشد توسعه این سیستم در جهت تحقق و هدف جایگزینی گاز با سبد حاملهای انرژی و در
راستای تامین امنیت عرضه انرژی همچنان در برنامه های آینده شرکت ملی گاز ایران مد نظر
خواهد بود.
ظرفیت پالایش و نم زدائی گاز طبیعی ایران با برخورداری از متوسط رشد سالانه ۹ درصدی در دهه
اخیر در سال ۱۳۸۰ به ۲۱۱ میلیون متر مکعب در روز رسدیه است . با توجه به تمرکز قابل
ملاحظه میادین گاز کشور در مناطق جنوبی امکانات پالایشی و نم زدائی کشور نیز عمدتا در این
۲۲ میلیون متر مکعب در روز پالایشگاه فجر / ناحه مستقر می باشند.پالایشگاه بید بلند با ظرفیت ۵
۱ میلیون متر مکعب / با ظرفیت ۱۱۰ میلیون متر مکعب در روز و پالایشگاه سرخون با ظرفیت ۷
ظرفیت نم زدائی در مناطق جنوبی و پالایشگاه شهید هاشمی نژاد با ظرفیت ۴۴,۵ میلیون متر
مکعب در روز در شمال شرق کشور از جمله مهمترین تاسیسات پالایشی کشور به شمار می روند.بر
اساس پیش بینی های انجام شده در برنامه پنج ساله توسعه ظرفیت پالایش و نم زدائی گاز کشور
در سال ۱۳۸۳ با متوسط رشد سالانه به میزان ۱۸ درصد به ۳۴۵ میلیون متر مکعب در روز خواهد
رسید .برخی از طرحهای پالایشی که طی برنامه پنجساله سوم توسعه به اجرا درخواهد امد به شرح
زیر است.
– احداث پالایشگاه های گازی عسلویه جهت بهره برداری از مخزن گاز پارس جنوبی.
-احداث پالایشگاه دوم بیدبلند به ظرفیت ۵۶ میلیون متر مکعب در روز به منظور پالایش گازهای
حوزه پازنان ، گچساران و بی بی حکیمه این طرح در سال ۱۳۸۴ به بهره برداری خواهد رسید
– احداث پالایشگاه پارسیان ( فاز اول ) به ظرفیت ۵۵ میلیون در روز که در سال ۸۴ به بهره
برداری خواهد رسید
– احداث پالایشگاه پارسیان ( بخش اول از فاز دوم ) به ظرفیت ۲۱ میلیون متر مکعب در روز
-احداث پالایشگاه پارسیان ( بخش دوم از فاز دوم ) به ظرفیت ۲۰ میلیون متر مکعب در روز که
در برنامه پنجساله چهارم به بهره برداری خواهد رسید.
۶ میلیون متر مکعب در روز جهت بهره برداری از منابع / – احداث پالایشگاه ایلام به ظرفیت ۸
گازی تنگ بیجار
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
– احداث پالایشگاه گشوی جنوبی به ظرفیت ۱۴ میلیون متر مکعب در روز که در دست مطالعه
می باشد.
۱-۳ سیستم انتقال گاز طبیعی
سیستم انتقال گاز کشور شامل خطوط انتقال فشار قوی و ایستگاه های تقویت فشار گاز نیز طی
دهه های اخیر از افزایش قابل ملاحظه ای برخوردار بوده است .بطوریکه خطوط انتقال گاز کشور
طی دهه اخر با متوسط رشد سالانه به میزان ۸,۲ درصد در پایان سال ۸۰ به ۱۵,۳ هزار کیلومتر
(IGAT رسیده است. ایران در حال حاضر دارای سه خط لوله اصلی فشار قوی سراسری
می باشد و احداث خطوط چهارم و پنجم سراسری نیز در مرحله اجرا قرار دارد. ضمنا I&II&III)
مطالعات مربوط به احداث خط ششم سراسری شروع شده است. علاوه بر این در مناطق شمال
شرق و شمال غرب کشور نیز دو خط لوله فشار قوی سرخس-نکا- رشت -به قطر ۳۶ و ۳۰ و نیز
خطوط انتقال گاز آذربایجان به اقطار ۴۸ و ۳۰ جهت انتقال گاز مورد نیاز مناطق یاد شده و
۷۹ ) احداث ۵۰۰۰ کیلومتر خط لوله – صادرات احداث گردیده اند.در برنامه سوم توسعه کشور ( ۸۳
فشار قوی جدید پیش بینی گردیده است و لذا با تحقق این برنامه مجموع کل خطوط انتقال گاز
کشور به ۱۸۳۰۰ کیلومتر خواهد رسید.برخی از پروژه های احداث خط انتقال در برنامه سوم توسعه
بشرح زیر است
احداث خط انتقال ۵۶ سوم سراسری بطول ۸۷۰ کیلومتر
احداث خط انتقال ۵۶ چهارم سراسری بطول ۸۱۵ کیلومتر
احداث خط انتقال ۵۶ پنجم بطول ۵۰۰ کیلومتر
احداث خط انتقال ۴۸ دوم آذربایجان بطول ۴۴۰ کیلومتر
احداث خط انتقال ۳۶ سرخس – مشهد بطول ۱۴۵ کیلومتر
طراحی ، خرید و احداث ۳۰ ایستگاه تقویت فشار گاز با قدرت ۲۴۰۰ هزار اسب بخار
-۲ مشخصات کلی فازها
( – طرح توسعه مرحله اول (فاز ۱
طرح توسعه فاز یک میدان گازی پارس جنوبی بمنظور استحصال روزانه ۱۰۰۰ می لیون فوت مکعب
گاز طبیعی و میعانات همراه آن برنامه ریزی شده است . در این مرحله علاوه بر تولید ۲۵ میلیون
متر مکعب در روز گاز تصفیه شده جهت مصارف داخلی و صادرات تولید روزانه ۴۰ هزار بشکه
میعانات گازی و ۲۰۰ تن گوگرد جامد جهت صادرات نیز در نظر گرفته شده است . اجزای این فاز به
عهده شرکت ایرانی پتروپارس می باشد . تأسیسات دریایی طرح فاز ۱ در فاصله حدود ۱۰۵
کیلومتری ساحل بندر عسلویه در خلیج فارس و در نزدیکی مرز آبی ایران با قطر در حال احداث
است.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
این مجموعه شامل سکوهای حفاری، بهره برداری، مسکونی، مشعل، خطوط لوله زیر دریا یی ۱۸ این
۵ کیلومتر برای انتقال گاز از یک سکوی حفاری به سکوی بهره برداری خط لوله / به طول تقریبی ۵
۳۲ اینچ صادرات میعانات گاز در دریا به طول ۳ کیلومتر وجود دارد.
تأسیسات ساحلی این مرحله نیز شامل واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی تثبیت
میعانات گازی شیرین سازی، نم زدائی، مرکپتان زدایی، تنظیم نقطه شبنم و تراکم گاز برای انتقال
و بازیافت و انجماد گوگرد است . شرکت پتروپارس در حال حاضر عملیات اجرایی این مرحله به جزء
حفاری ۱۲ حلقه چاه آن را در دست اقدام دارد و مسئولیت حفاری نیز بر عهده شرکت نفت و گاز
پارس می باشد.
حفاری ۱۲ حلقه چاه تا بالاتر از سنگ مخزن انجام گرفته و یک حلقه چاه از هر سکو تا عمق نهایی
۳۷۴۵ و ۳۸۷۰ متری در حال تکمیل می باشد و متراژ حفاری انجام شده تا کنون در حدود ۳۳
هزار متر می باشد.
توضیح اینکه قرار داد پالایشگاه خشکی این مرحله با شرکت دایلم کره ای و سازمان گسترش
صنایع ایران (ئیدرو) و سکوهای دریایی با مشارکت سامسونگ و صدرا امضاء و مراحل اولیه کار نیز
شروع و ضمناً تأسیسات جانبی پالایشگاه شامل آب، برق، بخار به شرکت ایرانی مپنا واگذار شده
است.
با توجه به عدم امکان تأمین نیازهای ارزی طرح از طریق منابع داخلی مقرر گردید، اجرای آن
بصورت بیع متقابل به پیمانکار عمومی ایرانی به مبلغ ۷۳۰ میلیون دلار بابت هزینه سرمایه گذاری
۸ میلیون دلار بابت بهره سرمایه گذاری و همچنین ۱۳۰ میلیون دلار بابت حق الزحمه پیمانکاری، ۰
۴۰۰ میلیارد ریال هزینه ریالی واگذار گردید.
در صفحه بعد جدول ( ۱) مربوط به طرح توسعه میدان گاری پارس جنوبی (فاز ۱) اجرای اهداف
پروژه را نشان می دهد.
– طرح توسعه مراحل دوم و سوم:
اجرای مراحل دوم و سوم توسعه میدان برای استحصال ۲ هزار میلیون فوت مکعب گاز و ۸۰ هزار
بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد در رو ز به صورت بیع متقابل در ۲۵ مهر ماه ۱۳۷۷ به
کنسرسیوم توتال، گاز پروم و پتروناس واگذار شد . بهره برداری از اولین واحد این طرح در شش
ماهه اول سال ۱۳۸۱ برنامه ریزی شده است.
بهره برداری از میدان در ۴ مرحله انجام می شود و انتقال گاز و میعانات گازی به پالایشگاه بص ورت
۳ مرحله ای انجام می شود . در مراحل دوم و سوم طرح قرار داد پالایشگاه خشکی با شرکت
ابوظبی و کشتی سازی خلیج MPCC هیوندای از کره و قرار داد ساخت سکوهای دریایی با شرکت
فارس، ساخت لوله های ۳۲ اینچ انتقال گاز از دریا به ساحل با مشارکت لوله سازی اهواز و سالزگیت ر
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
و پوشش بتنی لوله ها و نصب آن در دریا توسط شرکت هیوندای و شرکت مهندسی و ساخت
تأسیسات دریایی بعنوان پیمانکار فرعی معتقد اجرا شده است . تأسیسات دریایی این مراحل شامل
دو سکوی حفاری برای حفر بیست حلقه چاه انجام شده است . ۲ رشته خط لوله زیردریایی ۳۲ اینچ
۴ اینچ جهت انتقال منواتیلن گلایکول / ۴ اینچ هر یک به طول ۱۰۵ کیلومتر خط لوله ۵ / و ۵
از ساحل به سکوها برای تزریق در خطوط گاز و کنترل خوردگی می باشد. (MEG)
پالایشگاه گازی شامل ۴ ردیف عملیاتی در ساحل به ظرفیت روزانه ۲ میلیارد فوت مکعب است . که
شامل واحدهای دریافت و جداس ازی گاز و میعانات گازی، تثبیت میعانات گازی، شیرین سازی، نم
زدایی، تنظیم نقطه شبنم و مرکپتان زدایی و تراکم گاز جهت انتقال، بازیافت و انجماد گوگرد و
واحد احیای منواتیلن گلایکول برای تزریق به خط لوله انتقال گاز ۳۲ اینچ می باشد . محصول گاز
۳ به ،۲ ، پالایشگاه با استفاده از خط لوله ۵۶ اینچ بطول ۷۳ کیلومتر با پوشش پلی اتیلن مراحل ۱
خط لوله سراسری سوم انتقال گاز در منطقه کنگان ارسال خواهد شد.
– فازهای چهارم و پنجم :
فازهای ۴و ۵ این طرح به منظور تولید روزانه ۵۰ میلیون متر مکعب گاز طبیعی جهت مصارف
و تولید روزانه (LPG) 1 میلیون تن گاز مایع / داخلی و صادرات، و همچ نین تولید سالانه حدود ۰۵
۸۰ هزار شبکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد جهت صادرات و تولید سالانه ۱ میلیون تن اتان به
عنوان خوراک واحدهای پتروشیمی طراحی گردیده است عملیات اجرایی این دو فاز توسط مشارکت
انی و پتروپارس در س ال ۸۰ آغاز شده است و اولین مرحله بهره برداری آن در شهریور ۱۳۸۳ شروع
شده است .
تاسیسات دریایی هر فاز به طور مستقل برای تولید روزانه ۱۰۰۰ میلیون فوت مکعب گاز ترش و
میعانات گازی همراه طراحی شده است که این تاسیسات نیز در فاصله ۱۱۰ کیلومتری ساحل بندر
عسلویه نصب گردیده است و شامل سکوهای چاهی به ظرفیت هر سکو ۱۵ چاه است .
اتاق ، (MEG) 4 اینچ انتقال گلایکل / سکوها دارای دو رشته خط لوله زیردریایی ۳۲ اینچ و ۵
سیستم ارسال ،(MEG) کنترل، مولدهای برق، کمپرسورهای هوای ابزار دقیق، جمع آوری و تزریق
توپک و مشعل بوده است که به صو رت بهره برداری بدون نفر از طریق پالایشگاه صورت می گیرد .
برای جلوگیری از (MEG) ظرفیت هر چاه ۱۰۰ میلیون فوت مکعب در روز بوده که پس از تزریق
خورندگی و یخ زدگی به صورت سه فازی به ساحل منتقل می گردد.
گاز تصفیه شده تولیدی فازهای ۴و ۵ بااستفاده از خط لوله ۵۶ اینچ به خط لوله سراسری سوم
انتقال گاز ارسال می گردد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
: – فازهای ۶و ۷و ۸
با اجرای فازهای ۶و ۷و ۸ حدود ۸۰ میلیون متر مکعب گاز ترش جهت تزریق به حوزه نفتی آغاجری
در سال جهت صادرات و ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی در روز (LPG) 1 میلیون تن گاز مایع / و ۲
جهت صادرات تولید خواه د شد . عملیات اجرایی این ۳ فاز نیز توسط شرکت پتروپارس آغاز گردیده
است.
: – فازهای ۹و ۱۰
در طراحی این دو فاز نیز مانند فازهای ۴و ۵ تولید روزانه ۵۰ میلیون متر مکعب گاز طبیعی جهت
مصارف داخلی و صادرات و ۸۰ هزار شبکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد جهت صادرات و تولید
۱ میلیون تن گاز مایع / سالانه ۱ میلیون تن اتان جهت مصرف در مجتمع های پتروشیمی و ۰۵
درنظر گرفته شده است. (LPG)
: – فازهای ۱۱ و ۱۲
اجرای این دو فاز به منظور تولید روزانه ۵۵ میلیون مترمکعب گاز ترش جهت تامین خوراک
و ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی جهت صادرات برنامه (LNG) واحدهای تصفیه و مایع سازی گاز
ریزی شده است.
: – فازهای ۱۳ و ۱۴
علاوه بر فازهای فوق، اجرای فازهای ۱۳ و ۱۴ نیز به منظور تولید روزانه ۱۴۰۰ میلیون فوت مکعب
برنامه ریزی شده است که در مراحل اتمام مطالعات (GTL) و ۷۰۰ میلیون فوت مکعب (LNG)
است.
-۳ طرح های جانبی تأسیسات زیربنایی
اسکله صادراتی – تدارکاتی، فرودگاه، جاده سازی، آب رسانی به منطقه و اسکان شاغلین از جمله
طرح های جانبی تأسیسات زیربنایی طرح توسعه میدان گاز پارس جنوبی است.
اسکله صادراتی – تدارکاتی شامل ۳ پست پهلوگیر جمعاً به طول حدود ۷۷۲ متر از نوع کیسونی
و با عمق آبخور حداکثر ۱۱ متر نسبت به مبنای بین المللی به منظور پهلوگیری (cassion)
شناورهای ۱۵ هزار تنی طراحی شده است.
موج شکن دریایی دارای ۲ بازوی اصلی و فرعی از نوع سنگی – بتونی است که بازوهای آن به
ترتیب ۱۲۰۰ متر و ۶۵۰ متر طول دارد . تأسیسات پشتیبانی شامل انبارهای کالا، انبارهای گوگرد،
انبارهای روباز و ساختمانهای اداری، عملیاتی و تأسیسات زیربنایی در محوطه ای به مساحت حدود
۳ هکتار احداث می شود که حدود یک هکتار آن از طریق دریا بازیابی و تحصیل خواهد شد.
طرح جاده جنب عسلویه نیز به دنبال نیاز به ارتباط مستقیم بی ن مجموعه پالایشگاه ها در عسلویه و
کنگان و شهرک جم شکل گرفته است . شهر جم تا عسلویه ۶۰ کیلومتر فاصله دارد . در طرح، جاده
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
ای درجه یک پیش بینی شده است که ارتباط شهر جم و عسلویه را در مسیری کوهستانی و پر پیچ
و خم با یک تونل یک کیلومتری و با زمان ۴۵ دقیقه میسر می کند این جاده از جم به بندر طاهری
و از بندر طاهری به عسلویه منتهی می شود.
یکی از مشکلات عمده شهرهای حاشیه خلیج فارس، کمبود و نبود آب قابل شرب است . سازمان آب
و فاضلاب کشور برای آب رسانی به شهرهای خلیج فارس، خط لوله محرم را از سد کوثر در شمال
غربی شهر بهبهان به طول ۷۱۰ کیلومتر تا بندرلنگه در دست احداث دارد که ۴۰ کیلومتر آن با
طرح توسعه تلاقی دارد.
سازمان احداث سد کوثر طبق هماهنگی بعمل آمده با بهره برداری از چاه های قابل شرب و تزریق
خط لوله، در حال حاضر ۵۰ لیتر آب در ثانیه در لوله جاری است . از این خط لوله ۴۰ کیلومتری
۱۵ کیلومتر با قطر یک هزار میلی متر و ۲۵ کیلومتر با قطر ۹۰۰ میلی متر در حال اجرا است.
در طرح توسعه پارس جنوبی احداث ۳ شهرک پیش بینی شده است . شهرک چاه مبارک برای
اسکان جمعیت غیر تخصصی، شهرک جم شامل طرح توسعه شهرک توحید فعلی و شهرک شیرین
و بعنوان یک شهرک ساحلی و تفریحی . در طرح توسعه شهرک توحید که هم اینک مورد استفاده
کارکنان گاز طبیعی کنگان قرار دارد برای اسکان ۱۴۰۰ نفر در نظر گرفته شده که تا ۹۰۰۰ نفر
قابل افزایش است . در خصوص این ساخت و سازها، از خدمات شرکت های مشاور در طراحی
شهرک ها استفاده شده است . تأسیسات اداری و رفاهی مجموعه نیز شامل یک ساختمان اداری، ۳
ساختمان استراحتگاه، سالن های غذا خوری، مسجد، درمانگاه، زمین های ورزشی و مجموعه
تفریحی شامل استخر و سالن های بازی و اجتماعات است.
-۴ لایه های نفتی میدان پارس جنوبی
علاوه بر مخازن گاز کنگان و دالان که مخازن اصلی میدان مشترک پارس جنوبی است، مخازن
دیگری در این میدان وجود دارد که حفاری های انجام شده در سال ۱۳۷۰ وجود نفت در آن ها را
تأیید کرده است . مخازن داریان، گداوان، سربک و کژدی از آن جمله اند که وسعت آنها ۷۰۵
۳ میلیارد از آن در دو / کیلومتر مربع میزان کل ذخیره نفت در جای او لیه حدود ۵ میلیارد بشکه و ۷
مخزن داریان و گداوان تخمین زده شده است . بر اساس نتایج به دست آمده از عملیات ژئوفیزیکی،
مخزن داریان در میدان مشترک پارس جنوبی از اهمیت ویژه ای برخوردار است.
ستون نفتی این مخزن بیش از ۱۰۰ متر و قابلیت تخلخل سنگ آهک مخزن حدود ۲۵ درصد
تخمین زده شده است . بنابر آخرین بررسی ما ظرفیت متوسط این میدان نفتی تا یکصد هزار بشکه
در روز ارزیابی شده است.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
بخش مربوط به ذخیره گازی این میدان که مربوط به ایران است طبق آخرین برآورد ما حدود
۱۳/۱۳۰ تریلیون متر مکعب بوده که حدود ۸ د رصد کل ذخایر گاز جهان است . همچنین حجم
میعانات گازی آن ۱۷۱۱۶ میلیون بشکه می باشد.
-۵ دوره های آموزشی
۸۲ به مدت یک هفته کنفرانسهای مختلفی با حضور /۷/ در تاریخ ۵ PWIT . در ابتدای ورود به
مسئولین پارس جنوبی از قسمتهای مختلف اداری،مالی،مهندسی،پالایش برگزار ش د که در آن
نماینده آن قسمت توضیح مختصری در موردقسمت مربوطه ووظایف واختیارات آن ارایه شد.
دوره آموزشی در مجموع ۹ ماه به طول انجامید که شامل قسمت های:
English course 5-1 دوره دوره عمومی زبان
در ابتدا دوره زبان انگلیسی به مدت ۴۵ روز دردانشگاه صنعت آب وبرق عباسپور تهران
برگزار گردید. PWIT
پس از یک امتحان کتبی ومصاحبه شفاهی،نیروها رابه دو گروه تقسیم کردندکه به ترتیب ،
تدریس می شد New inter change متوسط ومقدماتی می بودند.در این دوره مجموعه کتابهای
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
New inter و کلاس قوی با کتاب ۱ Intro که کلاسهای متوسط وضعیف با کتاب
شروع به کار کردند .هر کتاب شامل ۱۶ درس بود که هر درس شامل قسمتهای مختلفی change
ونیزهرکتاب شامل دو یا سه نوار Writing و Reading مانند؛اموزش کلمات جدید، تمرین برای
. Listening کاست برای تمرینات
کلاسها تمام روزهای هفته به جز روز جمعه برگزار می گردید .هرروزدرمجموع شامل ۴کلاس به
۱بود که سه کلاس در صبح ویک کلاس بعد از ظهر برگزار می شد .درهرروزیک درس / مدت ۵
ازکتاب تدریس می شد ودرپایان هرهفته نیزیک امتحان از دروس تدریس شده، گرفته می شد .در
New inter مجموع هر ۴ هفته یک کتاب تمام می شد .درمجموع ۳ کتاب ازمجموعه کتابهای
بود .هر کتاب New inter change، و ۲،۱ intro تدریس می شدکه شامل کتاب change
درطول ۴ هفته وبایک روش تدریس می شد .در پایان دوره یک مصاحبه به زبان انگلیسی شد که
درآن بایدازبین موضوعات مختلف یکی را انتخاب کرده ودرمورد آن صحبت می شد
لازم به توضیح است کلاسهای زبان نیز همزمان با سایر دوره های عمومی و تخصصی به صورت یک
نیز تدریس شد. New inter change ، جلسه در روز ادامه یاقت وبخشهایی از کتاب ۲
Technical English course 5-2 دوره تخصصی زبان
این دوره به مدت ۴ هفته برگزارگردید .در این دوره کارآموزان آشنایی مختصری با لغات فنی هر
رشته ومربوط به پالایشگاه پیداکردند.درپایان این دوره نیزیک امتحان جامع برگزارگردید.
دوره کامپیوتر : که همزمان با دوره تخصصی زبان یک دوره کوتاه مدت اموزش کامپ یوتر نیز
بود. Exel،Word،Windows برگزارشدکه هدف از آن اشنایی اولیه با نرم افزارهای
common course 5-3 دوره عمومی
در این دوره کار آموزان ابتدا با توجه به رشته تحصیلی درکلاس های مختلف مکانیک،پروسس ،برق،
تقسیم شدند. instrument
در هفته پنج روزودرروزچهار ساعت کلاس برگزار می شد ودرپنج شنبه هرهفته ازمطالب تدریس
شده درطول هفته یک امتحان کتبی برگزار می شد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
موارد مطلعه شده این دوره عبارت است از:
(Water and Hydrocarbon Behavior) – رفتار آب و هیدروکربنها
در موارد زیادی هنگامی که نفت تولید می شود آب نیز با آن همراه است، که آب می تواند خطرات
زیادی برای دستگاهها در برداشته باشد.
بنابراین ضروری است که آب از هیدروکربنها جدا شود . مخلوطی که از سر چاهها وارد سپریتور
می شود، شامل سه فاز گاز – مایعات گازی – و آب می باشد.
مایعات گازی شامل مقداری آب نیز می باشد که پس از دی هیدراته کردن آب از آن جدا می شود.
روشهای جداسازی امولسیون:
سانتریفوژ کردن
گرما
روشهای الکتریکی
هیدرات به مخلوطی از آب و هیدروکربن گفته می شود که در دمایی پایین تر از نقطه انجماد آب
تشکیل می شود. هیدرات کاملاً می تواند مسیر یک لوله را ببندد و همچنین باعث افت شدید فشار
شود.
– روشهای جلوگیری از هیدرات:
دی هیدرات کردن
استفاده از بازدارنده هایی نظیر گلیکول
نگه داشتن دما بالاتر از دمای هیدرات
برای جلوگیری از تشکیل هیدرات تزریق می شود. MEG متانول و یا
استخراج
پس از اکتشاف و تعیین منطقه ای که امکان وجود ذخایر نفتی در آن است کار حفاری چاه آغاز
میگردد ، حفاری امروزه با روش های متفاوتی انجام میگیرد که عبارتند از :
الف روش مته دار
ب روش مته توربینی
ج روش ضربه ای
دکل حفاری یک ستون عظیم فولادی به بلندی تقریباً ۴۰ متر و شبیه تیرهای چهار پایه انتقال برق
فشار قوی میباشد . محل نسب دکل را باید با سیمان زیر سازی کرده تا در مقابل دکل حفاری و
فشارهای وارده مقاومت کند ، تجهیزات دیگر لوازم حفاری مانند : موتورها ، تلمبه ها ، مولدهای
برق لوله های حفاری و غی ره نیز به محل مورد نظر باید حمل شود که مستلزم ساختن جاده نیز می
باشد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
عمل حفاری بوسیله یک رشته لوله که به هم پیوند شده اند و در نوک آن سر مته یا تیغه و در
بالای آن یک صفحه یا میز دوار قراردارد انجام می گیرد .
منجنیق فوق الذکر قدرت جابجایی ۵۰۰ تن را دارد و در پشت منجنیق ها موتورهایی با قدرت
۱۵۰۰ تا ۲۰۰۰ اسب نصب شده اند .
انجام عملیات حفاری تا رسیدن به منبع اصلی نفت ادامه می یابد و سپس توسط تجهیزاتی که بر
روی چاه نصب می گردد از فوران آن جلوگیری بعمل می آورند .
(Storage Tank) – تانک ذخیره
در پالایشگاه با حجم زیادی از مایعات و گازها سر و کار داریم . در ورودی پالایشگاه مخازن برای
دریافت مواد خام در نظر گرفته شده است.
انواع مخازن بر اساس مدلهای مختلف و بر اساس طبیعت محصول مخازن مختلفی نیز وجود دارد.
(Fix Roof) مخازن با سقف ثابت
(Floating Roof) مخازن با سقف شناور
(Double Roof) مخازن دو جداره
مهمترین عامل برای نوع مخزن فشار بخار محصولات آن می باشد که در شرایط محیطی به وجود
می باشند و در (Vent) و لوله ارتباط با هوا Man Hole می آورند. مخازن با سقف ثابت دارای
پایین لوله ای برای تخلیه آن وجود دارد.
(Seperators) – جدا کننده ها
جدا کننده ها دستگاهی است که مخلوطی از سیالاتی را که در هم حل نشده اند از یکدیگر جدا می
کند. در صنعت نفت جدا کننده ها برای جداسازی گاز از سیال به کار می رود یا برای جداسازی
مایعات گازی از سیالات دیگر مانند آب به کار می رود.
بر اساس قرار گرفتن جدا کننده به دو دسته زیر تقسیم بندی می شود:
-افقی
– عمودی
جدا کننده اگر برای جداسازی گاز و مایع به کار رود و فازی اگر برای جداسازی گاز، مایعات گازی و
آب به کار رود جدا کننده سه فازی نامیده می شود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
اجزا جدا کننده ها عبارت است از :
DEFELECTOR PLATES
MIST PAD
COALECING PLATES
STRATENING VANES
FILTER
HORIZONTAL BAFFLES
(Off shore production) – مخازن تأسیسات دریایی
هدف اصلی از نصب سکوها این است که هیدروکربنها را به دو فاز مایع و گاز جدا کنند، علاوه بر آن
هر گونه ناخالصی مانند آب نیز جدا نماید.
MEG هدف اصلی از تجهیزات پروسسی این است که باز دارنده های خورندگی را مانند متانول یا
استفاده نمایند تا لوله ها خورده نشود.
۳۰۰۰ می شود که شیر سه راهه کریسمس تری psi گاز قبل از ورود به لوله وارد یک شیر با فشار
نامیده می شود.
و جعبه های اندازه PIGLAUNCHER, PIGRECIVER, ESDV لوله خروجی شامل
گیری می باشد.
– کمپرسورها
سه نوع دستگاه کلی برای بالا بردن فشار گاز استفاده می شود از قرار زیر:
مانند کمپرسورهای رفت و برگشتی، پره های positive displacement نوع جابجایی مثبت یا
.screw نوع ، sliding vane لغزان
کمپرسورهای سانتریفوژ و محوری ، Blower دینامیکی مانند دمنده ها
ها. ejector ها و educator جت شامل
– کمپرسور سانتریفوژ:
همان طور که از اسم این کمپرسور ها بر می آید کار آنها بر اساس نیروی گریز از مرکزی است که
به جسم دوران کننده وارد می شود . حال اگر این جسم سیال باشد نیروی حاصله ، سیال را از مرکز
دوران به خارج آن و در جهت شعاع پرتاب می کند و موجب افزایش فشار در محل خروجی
می گردد.
کمپرسور سانتریفوژ به ما اجازه می دهد که بتوانیم حجم زیادی از گاز را با نسبت تراکم بالا جابجا
کنیم. این نوع کمپرسور از ارتعاش نیز مبرا می باشد . درون ایمپ لر کمپرسور سانتریفوژ انرژی به
سرعت تبدیل می شود و در درون دیفیوزر سرعت به فشار تبدیل می شود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
– کمپرسورهای رفت و برگشتی
قسمتهای اساسی کمپرسورهای رفت و برگشتی، چگونگی عملکرد و کارکرد این نوع کمپرسورها و
روشهای مختلف کنترل کمپرسور و همچنین راه اندازی و خامو ش کردن آنها از جمله مواردی
هستند که در زیر به طور اختصار آمده است.
قسمتهای کمپرسور رفت و برگشتی عبارتند از:
(Packing & valves) سیلندر شامل پیستون – پکینگ
و دسته شاتون برای انتقال قدرت و حرکت از موتور به پیستون Cross head میل لنگ و
وصل شده و دسته شاتون به Cross head کمپرسور بکار برده می شود. میله پیستون به انتهای
وصل شده است. Cross head
– پمپ ها
– ترکیب موازی پمپ های گریز از مرکز
اگر پمپی هد لازم را ایجاد کند ولی دبی آن نسبت به سیستم بسیار کم باشد راه حل ممکن ترکیب
موازی دو پمپ یا بیشتر می باشد . این پمپ ها ترجیحاً باید مشابه باشند . ترکیب موازی همچنین
در مواردی که دبی مورد نیاز تغییر کند کاربرد دارد . بطوری که در دبی کم فقط یک پمپ کار کرده
و در دبی های زیاد هر دو پمپ وارد عمل می شود، در این ترکیب هر دو پمپ باید دارای شیر یک
طرفه باشند تا از جریان عکس وقتی ک ه یک پمپ خاموش است ممانعت بعمل آورد . دو پمپ که با
هم موازیند لزومی ندارد که مثل هم باشند ولی در صورتی که مشابه نباشند، راندمان کمتری نسبت
به دو پمپ مشابه خواهند داشت.
در سیستم هایی که دو پمپ به صورت موازی کار می کنند نقطه کار باید پایین تر از هد قطع هر
دو پمپ باشد . در غیر این صورت پمپی که هد قطع آن بالاتر از نقطه کار است حتی روشی نخواهد
شد.
– ترکیب پمپ ها به صورت سری
اگر پمپی دبی لازم را جهت یک سیستم ایجاد کند، ولی هد آن بسیار کم باشد، با سری قرار دادن
دو یا چند پمپ مشابه می توان بر این مشکل فائق آمد بطور ی که خروجی پمپ ۱ به ناحیه مکش
پمپ ۲ وصل باشد . در این حالت به ازای دبی مشترک باید هدها را با هم جمع کرد تا منحنی
عملکرد در ترکیب آنها بدست آید.
از آنجایی که این پمپ ها جریان حجمی (دبی) یکسانی را انتقال می دهند . اصلاً نیازی به مشابه
بودن آنها نیست و حتی می توانند سرعتهای مختلفی داشته باشند . این پمپ ها معمولاً با محور
مشترکی کار می کنند . نیاز به سری کردن پمپ ها وقتی است که منحنی سیستم تند باشد یعنی
لازم باشد. هد نقطه کار ترکیب این دو پمپ بیش از II , I هدی بیش از تولیدی هر یک از پمپ ها
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
هر کدام به تنهایی است ام ا به اندازه مجموع هدها نخواهد بود ولی قدرت ترکیب برابر با مجموع
خواهد بود . این مطلب گویای این است که، پمپها چه به صورت سری و چه موازی II و I قدرتهای
نصب شوند در هر صورت غیر اقتصادی خواهند بود . (راندمان آنها پایین است ) مگر اینکه هر دو
پمپ در بهترین راندمان کار کرده و مشابه باشند.
– پمپ های چند مرحله ای
برای هدهای زیاد در کار مداوم انتقال سیالات راه حل، استفاده از پمپ های چند مرحله ای یا چند
طبقه می باشد که خروجی یک قسمت مستقیماً به چشمه یا مرکز قسمت بعدی راه می یابد . پمپ
های سانتریفوژ جریان مختلط و پمپ های جریان محوری همگی تا حد ۵۰ مرحله ای گروه بندی
۵۰۰۰ مطلق ایجاد psi 8000 فوت آب و افزایش فشاری تا میزان ft شده اند که هدی تا حد
می کنند.
پمپ های شناور که در چاههای عمیق کاربرد دارد نمونه ای از پمپ های چند مرحله ای می باشد.
– توربین ها
توربینهای گازی امروز ی ، آسیاب بادی های قدیمی هستند که یک گاز ( هوا ) باعث حرکت آن می
گردد . در واقع آسیاب های بادی نیز یک نوع توربین گازی می باشد .
نامیده شد که توسط گازهای داغ حاصل از یک محفظه احتراق Smoke jack اولین وسیله گازی
Jhon – کار می کرد . این طرح منصوب به لئوناردو داوینچی است که بعدها توسط جان ویلکینز
تشریح گردید . Wilkins
انگلیسی وسیله ای شرح داد که هوا را متراکم می نمود و پس از Jhon Barber بعدها جان باربر
مخلوط کردن با سوخت می سوزاند . گازهای داغ حاصل از احتراق از طریق یک نازل به پره یک
چرخ برخورد می کردند و باعث چرخش آن می گردیدند . اولین پیشرفت قابل ملاحظه توسط اف
آلمانی برداشته شد که توربین او شبیه توربینهای گازی امروزی است . F . Stolze استولز
این توربین شامل یک محفظه احتراق و یک کمپرسور چند مرحله ای محوری که مستقیماً به یک
توربین چند مرحله ای عکس العملی ک وپل شده است ، می باشد . راندمان کم کمپرسور و توربین و
دمای بالای گازها باعث عدم انجام موفقیت آمیز عملیات می گردید ولی اولین تجربه موفقیت آمیز
در سال ۱۹۰۳ در فرانسه رخ داد . که شامل یک کمپرسور پیستونی چند مرحله ای و یک محفظه
می گردید و دارای راندمان حرارتی سه درصد بود . پیشرفت Impulse احتراق و دو ردیف توربین
های بعدی در این زمینه کند صورت گرفت .
در طی جنگ جهانی دوم توسعه این توربینها در سوئیس صورت گرفت که درگیر جنگ نبود . سر
یکی از اولین اشخاصی بود که قابلیت استفاده از توربینهای Sir Frank Whittle فرانک وتیل
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
گازی را بعنوان نیروی پیش برنده هوایی متوجه شد . و باعث ساخت جنگنده های جت و نیز جت
های مسافربری گردید .
و اخیراً نیز در Peak در نیروگاهها نیز جهت تولید الکتریسیته در ساعات اصطلاحاً پیک
نیروگاههای سیکل ترکیبی این توربین ها استفاده می گردند .
Impulse – توربین های
بسیار ساده می باشند که بصورت تک مرحله ای یا چند مرحله ای هستند . Impulse توربین های
از روی شکلشان شناخته می شوند . آنها معمولاً متقارن هستند و دارای زاویه Impulse تیغه های
ورود و خروج تقریباً ۲۰ هستند . و به علت اینکه توسط بخار با فشار بالا که حجم کمی را اشغال
می کند کار می کنند . این تیغه ها کوتاه هستند و سطح مقطع ثابت دارند . توربینهای یک مرحله
که توربین دلاوال نیز نامیده می شوند شامل یک چرخنده ساده می باشند که روی Impulse ای
آن تیغه ها وصل شده اند . جریان بخار از یک یا چند نازل همگرا واگ را عبور می کند و به پره
های توربین برخورد می کند و باعث چرخش آن می شود . بعلت اینکه بخار حاصل از واحدهای
۱۰۰۰ دما دارند در هنگام خروج از نازل سرعتی برابر F 2400 فشار و psi تولید بخار مدرن تا
۸۲۰ می رسد . m/s 1645 پیدا می کنند که سرعت حرکت پره ها در این حالت به m/s
چنین سرعتی فاقد ایمنی های لازم است و پره های چرخنده صدمه می بینند . علاوه بر این در
سرعت های بالا افت فشار ناشی از اصطکاک نیز زیاد است و راندمان کاهش می یابد . برای غلبه بر
این مشکلات دو روش وجود دارد که ترکیب کردن و یا مرحله ای کردن نامیده می شو د . برای این
عمل توربینهای ترکیبی سرعتی و توربینهای ترکیبی فشاری ساخته شده اند .
طراحی شد به جای یک سری از تیغه های چرخان دو سری C . G Cortis در نوع اول که توسط
تیغه چرخان می باشد . این دو سری توسط ردیفی از پرده های ثابت جدا شده اند که نقش آن
اینست که بخار خارج شده از مرحله اول به ردیف دوم جهت دهی شود .
گرچه توربینهای کورتیس دارای دو ردیف چرخنده است ولی می توان ردیف های دیگری نیز به آن
افزود و توربینهای چند مرحله ای را پدید آورد . در توربینهای ترکیبی فشاری برای غلبه بر
مشکلات تشریح شده انرژی بخار به چن د نازل تقسیم می گردد که هر نازل یک سری تیغه را
نامیده می Rateau بصورت سری به حرکت در می آورد . چنین توربینی بنام طراح آن توربین
شود .
– توربینهای عکس العملی
یک نازل یک راکت و نیز یک توربین هرو بر این اساس کار می کنند که سیالی با سرعت زیاد از
آنها خارج می شود و نیرویی جهت عکس حرکتشان خلق می کنند . حال اگر بخار با سرعت بالا از
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
نوک پره های یک توربین خارج شود عکس العمل آن به عقب راندن پره و در نتیجه چرخش آن می
باشد .
بخار خارج شده اطراف تیغه ها می ماند و هنوز سرعت آن صفر نشده است بنابراین می تواند توسط
باعث گردش بیشتر توربین شود . بنابراین یک Impulse تیغه های ثابت هدایت شود و طبق اصول
می Impulse توربین عکس العملی خالص هیچ وقت وجود ندارد و مخلوطی از عکس العمل و
گردد .
بنابراین یک توربین عکس العملی شامل یک سری تیغه چرخان می باشد که توسط تیغه های ثابت
C . A . که نقش نازل را ایفا می کنند از یکدیگر جدا شده اند . توربین های عکس العملی توسط
اختراع شد. Parson
توربین های گازی به عنوان محرکه اجسام پرنده جهت حرکت دادن پمپ ها ، کمپرسورها و
ژنراتورها جهت تولید الکتریسیته و نیز دیگر وسایل متحرک مثل ترن و کشتی استفاده م ی گردند .
مزیت توربینهای گازی نسبت به توربین های بخار عبارتند از :
۱ حجم و جرم کم
۲ هزینه اولیه کمتر
۳ نصب راحت و استفاده آسان
۴ استارت کردن با کنترل از راه دور
۵ قابلیت کاربری در پروسه های متفاومت و گوناگون
۶ قابلیت استفاده از انواع سوخت های مایع و گازی
توربینهای گازی یک عیب بزرگ دارند که عبارت است از راندمان پایین آنها و و علاوه بر این قابلیت
زمانی که ( Peak ) استفاده از سوخت های جامد را نیز ندارند . و بهمین دلیل در اوقات ضروری
مصرف الکتریسیته افزایش می یابد استفاده می گردند و کار کرد آنها معمولاً بین ۲۰۰۰ ۱۰۰۰
ساعت در سال است .
(Gas Turbine export) – توربین گاز
توربین گازی مورد استفاده در پالایشگاه مجتمع گاز عسلویه جهت کمپرس گاز مدل ۵۰۰۲ دارای
دو شفت می باشد که جهت به حرکت درآوردن یک کمپرسور سانتریفوژ مورد استفاده قرار می
گیرد.
روتور کمپرسور هوا دارای ۱۶ بخش می باشد که قدرت گردش شفت آن از طریق مخلوط هوا و
سوخت وارد شده به محفظه احتراق و توربین گرفته می شود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
توربین گازی مذکور دارای دو شفت مستقل مکانیکی می باشد . که هیچ ارتباط مکانیکی بین دو
شفت وجود ندارد . شفت اولی با فشار بالا که م وجب چرخش روتور کمپرسور می شود و شفت دومی
با قسمت فشار پایین موجب بالا بردن قدرت کمپرسور می شود.
هدف از مستقل بودن دو شفت این است که آنها در سرعتهای متفاوت عمل می کنند که موجب
رسیدن به قدرت مورد نیاز برای کمپرسور سانتریفوژ می شود در توربین گازی مذکور چهار ع دد
یاتاقان طراحی شده که فشار وارده را تقسیم می کنند.
یاتاقانهای شماره های ۲ و ۱ جهت حمل روتور کمپرسور و قسمت اول محور توربین بکار گرفته
می شوند. یاتاقانهای شماره ۴ و ۳ جهت حمل قسمت دوم محور توربین و بار شفت مورد استفاده
قرار می گیرند.
– اصول عملکرد توربین گازی
روتور فشار بالای کمپرسور از طریق یک استارتینگ به ۲۰ % سرعت اولیه شتاب می گیرد بعد از آن
هوای اتمسفر به داخل کمپرسور می رود و بعد از کمپرس شدن و رسیدن به یک فشار مخصوص به
داخل محفظه احتراق جایی که سوخت نیز تحت یک فشار به آنجا وارد می شود . یک شمع با ول تاژ
بالا به داخل مخلوط سوخت و هوا جرقه می زند که موجب احتراق مخلوط و تبدیل آن به گاز با
دمای بالا می باشد که همین گاز داغ موجب افزایش سرعت کمپرسور و روتور توربین می شود . که
در نتیجه موجب افزایش خروجی کمپرسور می شود . تا وقتی که فشار در حال افزایش می باشد
قسمت فشار پایین روتور توربین شروع به گردش می کند تا زمانی که روتور به سرعت مورد نظر
برسد. محصولات احتراق ابتدا وارد قسمت توربین فشار بالا می شوند و بعد از آن وارد توربین فشار
پایین و دست آخر از قسمت خروجی توربین خارج می شوند.
مشخصات کلی توربین گازی
۵۰۰۲ C – MS – مدل توربین گاز
– عملکرد توربین گاز محرک از نوع مکانیکی
– گردش شفت جهت عقربه های ساعت
– نوع عملکرد متوالی
۴۹۰۰ rpm 5100 و قسمت فشار پایین rpm – سرعت شفت قسمت فشار بالا
– سیستمهای محافظ سیستم قطع سرعت بالا، سیستم قطع دمای بالا و لرزش، نشانگر آتش
– قدرت خروجی ۳۸۰۰ اسب بخار
– دمای ورودی ۵۹ فارنهایت
۱۴/۷ PSI – فشار خروجی
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
مشخصات کمپرسور
– تعداد بخشهای کمپرسور ۱۶
– نوع کمپرسور جریان محوری
– پوسته کمپرسور افقی
– نوع پره های راهنمای ورودی قابل تنظیم
مشخصات توربین
– تعداد شفت توربین ۲ شفت
– نوع پوسته افقی
– نازل بخش اول ثابت
– نازل بخش دوم قابل تنظیم
– روتور کمپرسور
می باشد که پره های آن بر روی یک روتور نصب شده است stage روتور کمپرسور دارای ۱۶
شیارهایی بر روی هر چرخ یا رینگ تعبیه شده است که پره ها بر روی آن قرار م ی گیرند شکل
هندسی پره ها طوری طراحی شده است که هوا را به خوبی کمپرس می کند در قسمت عقب تر
کمپرسور که طول پره ها بیشتر می شود . جهت جلوگیری از خمش پره ها یک رینگ به قسمت
بالای آن متصل شده است.
استاتور کمپرسور
سه قسمت اصلی یک استاتور شامل:
پوسته ورودی
پوسته کمپرسور جلوئی
پوسته خروجی کمپرسور
این سه قسمت اصلی با پوسته توربین متصل شده اند که ساختار خارجی توربین گاز را تشکیل
می دهند. همچنین محافظت از روتور و قسمتهایی که یاتاقانها وجود دارند و قسمتهای ورودی هوا را
نیز در بر می گیرند . پوسته صوری طراحی شده که در موقع نابالانسی روتور فاصله بین پره ها و
پوسته نیز حفظ شود.
محفظه احتراق
۱۲ عدد نازل سوخت، Transition piece محفظه احتراق از ۱۲ عدد قوطی همچنین ۱۲ عدد
crossfire tube 12 عدد شمع، ۲ عدد انتقال دهنده جرقه، ۴ عدد نشان دهنده شعله و ۱۲ عدد
تشکیل شده است.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
محفظه احتراق در قسمت انتهایی کمپرسور یا همان خروجی کمپرسور نصب گردیده که هوای
خروجی از کمپرسور را دریافت می کند . بعد از آنکه هوا وارد محفظه احتراق شد سوخت نیز به هر
یک از قوطی تغذیه می شود که در همانجا با هوا مخلوط می گردد که این مخلوط توسط یک شمع
الکتریکی مشتعل می گردد . وقتی اشتعال در یک یا دو محفظه اتفاق افتاد گاز احتراق شده گرم به
جریان می یابد تا بقیه مخلوط هوا – سوخت در قوطی های دیگر را crossfire tube داخل
مشتعل نماید.
هدایت می شود تا از آنجا به Transition piece احتراق حاصل از مخلوط سوخت و هوا به داخل
از توربین راه پیدا کند . ناگفته نماند که چهار عدد تشخیص دهنده شعله در محفظه stage اولین
قرار گرفته که شعله محفظه را در هر لحظه کنترل کند.
– شمع
مخلوط سوخت و هوا پس از انتقال به محفظه احتراق توسط جرقه شمع به احتراق در می آیند .
سیستم آن به این طریق است که بعد از ج رقه و مشتعل شدن مخلوط جهت جلوگیری از سوخته
شدن الکترود سر شمع به داخل محفظه کوچکی فرو می رود . در محفظه احتراق توربین دو عدد
شمع مورد استفاده قرار می گیرد (قوطی شماره ۱۵ و شماره ۹) که بعد از مشتعل شدن در این دو
قوطی بقیه قوطیها از طریق لوله ارتباطی نیز مشتعل می گردند.
– نشانگر شعله
در طی مرحله استارت توربین گاز سیستمی نیاز است که بتواند شعله داخل محفظه احتراق را به
سیستم کنترل انتقال دهد برای همین از یک مانیتوری که شعله ها را نشان می دهد، استفاده می
شود. و این مانیتور از طریق ۴ عدد نشان دهنده شعله جهت نشان دادن شعله که بر روی محفظه
احتراق نصب گردیده کمک می گیرد . نشان دهنده شعله شامل یک حس کننده شعله و یک
محفظه ای که از گاز پر شده است می باشد . گاز بین این حس کننده شعله خیلی حساس است به
نیز توسط یک آمپ لی برقرار DC طوری که در مقابل حرارت فوری واکنش نشان داده و یک ولتاژ
می شود که گاز را یونیزه می کند که در نتیجه چگونگی شعله داخل محفظه را نشان می دهد که
ناقص بودن شعله را از طریق سیگنال به برد سیستم کنترل گاز توربین منتقل می کند . که در
FAILURE TO FIRE یا LOSS OF FLAME صورت تداوم، یا بدتر شدن شعله پیغام
به توربین داده می شود. shut down مشخص می شود که در آن موقع فرمان
– نازل سوخت
هر محفظه یا قوطی احتراق به یک نازل سوخت مجهز شده است، که یک مقدار معینی از سوخت از
طریق لوله بداخل هر یک از قوطی ها پاشیده می شود . وقتی که از سوختهای مایع استفاده می
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شود، ابتدا در یک نازل م ارپیچ یعنی توسط هوای با فشار بالا پودر می گردد، و بعد به داخل قوطیها
پاشیده می شود.
– لوله های ارتباطی
۱۲ عدد محفظه احتراق از طریق لوله های ارتباطی به همدیگر وصل شده است . کاربرد این لوله ها
برای این است که قوطیهایی که فاقد شمع هستند بعد از بوجود آمدن شعله از طریق این لوله ها به
قوطیهای دیگر سرایت کرده و تمامی محفظه مشتعل می گردد.
– استاتور توربین
پوسته توربین یکی از اصلی ترین قسمت ساختمان یک توربین گازی است که در قسمت انتهایی یا
خروجی پوسته کمپرسور نصب گردیده . بعد از اینکه گاز احتراق یافته از محفظه احتراق خارج یافت
از طریق راههای ارتباطی به چرخ توربین می رسد.
نازل توربین که پس از برخورد با آن و تنظیم جهت آن به نازل توربین می رسد stage ابتدا اولین
برای جلوگیری از خروج هوا وجود دارد . و به همین ترتیب stage که یک آب بندی هوا نیز در هر
این عمل تا آخر ادامه پیدا می کند تا وقتی از قسمت انتهایی خارج شود.
دیواره یا پوسته توربین با گاز داغ عبوری عایقبندی شده است بجز در قسمت نازلها و غلاف دور
داخل پوسته.
– روتور توربین
دو روتور توربین بطور جداگانه در یک توربین گازی وجود دارد اولین قسمت یا همان روتور توربین
فشار بالا که توسط جریان محوری کمپرسور به حرکت در می آید و دومین قسمت یا همان روتور
توربین فشار پایین که موجب تشدید قدرت می گردد . این دو روتور در یک خط نصب شده اند و
هیچ ارتباط مکانیکی بین آن وجود ندارد و با سرعتهای متفاوت عمل می کنند.
توربین به ر وتور کمپرسور مستقیماً نصب گردیده که همین باعث تولید stage اولین قسمت یا
فشار بالا می شود.
توربین به یک شفت چرخ نصب گردیده که همان فشار پایین و جهت بالا stage دومین قسمت یا
بردن قدرت استفاده می شود . که توسط دو عدد یاتاقان حمل می گردد . یاتاقان شماره ۳ یا ژورنال
بیرینگ که در قسم ت ابتدای محفظه نصب شده است و یاتاقان شماره ۴ ژورنال و تراست
بیرینگ که در قسمت انتهای محفظه نزدیک خروجی توربین نصب گردیده است. (Thrust)
توربین های استفاده شده در فاز دوم و سوم پارس جنوبی
در این دو فاز بطور کلی از ۸ توربین استفاده شده است که به اختصار به ع ملکرد هر کدام
می پردازیم. در واحد آب و بخار (یوتیلیتی) ۴ توربین گازی هر کدام به ظرفیت ۳۷ مگاوات جهت
تأمین برق پالایشگاه و قسمتهای اداری استفاده شده است به این صورت که یکی از این توربین ها
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
بصورت کمکی می باشد که اگر هر کدام دچار مشکلی شوند از سرویس خارج شده و توربین کمکی
به سرویس می آید . همچنین یک توربین بخار که هدف اصلی تولید بخار با فشار پایین جهت
استفاده در کل سایت می باشد از ژنراتور آن نیز جهت مواقع اضطراری استفاده می شود.
– راه اندازی توربین
ابتدا سیستم روغن کاری کار روغنکاری قسمتهای مختلف را انجام داد ه سپس استارتر شفت توربین
servo را به حرکت در می آورد و سرعت آن را تقریباً به ۱۵۰۰ دور در دقیقه می رساند سپس
ها باز می شوند یعنی اجازه ورود گاز و هوا به محفظه احتراق داده می شود. valve
وجود دارد که دبی گاز را کم و زیاد می کند، سپس servo valve در هر توربو کمپرسور دو عدد
دور شفت با توجه به دبی گاز کم و زیاد می شود که بعنوان گاورنر عمل می کنند . علاوه بر آن دو
های ۱۱ و ۱۳ قرار دارند که در لحظه راه اندازی در stage نیز در روی Anti surge valve عدد
پرهای هدایت ورودی ) که مقدار دبی ) IGV اثر تغییرات ناگهانی جریان عبوری هوا بر اثر عملکرد
هوا ورودی به کمپرسور را تأمین می کند . از به سرج رفتن کمپرسور جلوگیری می کنند یعنی این
دو ولو به موقع باز می شوند.
به سرویس می آیند، flame detector و spark plug بعد از ورود شفت به محفظه احتراق
انجام می شود که این عملیات حدوداً ۱۰ دقیقه زمان نیاز دارد. بعد از آنکه دور حدوداً به firing
۵۰۰۰ دور در دقیقه رسید، استارتر از سرویس خارج شده و انرژی حاصل از سوخت گاز بعد از عبور
را به حرکت در Power turbine شده و شفت LP و سپس HP از محفظه احتراق وارد محفظه
(flexible می آورد، که این شفت با شفت کمپرسور بوسیله یک کوپلینگ انعطاف پذیر
(stage) کوپل شده آن را به گردش در می آورد، که این کمپرسور دارای ۵ مرحله cupling)
می باشد. شفت کمپرسور بوسیله سه یاتاقان مهار شده که شامل دو عدد ژورنال بلبرینگ و یک
تراست بلبرینگ که شامل اکتیو و نان اکتیو (فعال و غیرفعال ) تراست و بلبرینگ می باشد و در
بسته می شود می باشد . ژورنالها در دو قسمت شفت (NDES) قسمت جلوی کمپرسور یعنی
بلبرینگ و تراست کالر که در Thrust حرکتهای شعاعی را کنترل می کنند و مجموعه تراست
تراست بلبرینگ، تراست کالر ق رار active و None active قرار دارد، (بین NDES قسمت
دارد). حرکت محوری شفت که دارای لقی مجازی می باشد را کنترل می کند که اگر این لقی حفظ
ها می شود. Implere ها labirent نشود، این حرکت باعث از بین رفتن
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
specific course 5-4 دوره تخصصی
به مدت ۲ ماه در تهران مکان دانشگاه آب و برق شهید عباسپور برگزارگر دید .این دوره شامل
آشنایی تخصصی با فرایند درفازهای ۴و ۵ پارس جنوبی و بودکه در زیربه طوراختصارتوضیح داده می
شود؛
در این دوره به بررسی واحدهای بخش پروسس فازهای ۴و ۵ به صورت تئوری پرداخته شد .که
۱۱۶-۱۱۵-۱۱۴-۱۱۳-۱۱۰-۱۰۸-۱۰۷-۱۰۶-۱۰۵-۱۰۴-۱۰۳-۱۰۲-۱۰۱- شامل واحدهای ۱۰۰
می بود .
در بخش دیگری از این دوره به بررسی ایمنی فردی پرداخته شد .روشهای راه اندازی بخشهایی از
پالایشگاه ، جزیی از این آموزشها بود.
منتقل شد . دراین PUT دوره آموزش نیز بعد از به مرکز آموزش نیروی انسانی شرکت نفت اصفهان
نیک سیالات ، انتقال حرارت Ĥ مرکز در ۴ هفته ابتدایی ، بحث هایی از قبیل کنترل فرآیند ،مک
برگزار گردید . PLC، ،انتقال جرم ،اطفاء حریق ،کمکهای اولیه
این دوره در مدت دو ماه برگزار گردید .
(on the job training) : 5-5 دوره آموزشی حین کار
این دوره به مدت ۲ ماه در بخش فرایند شرکت پتروشیمی اصفهان برگ زار شد که کارآموزان به
عنوان اپراتورآموزی درواحدهای مختلف به یادگیری قسمتهای مختلف پالایشگاه پرداختندکه شامل
کارواحدها واجزا به کاررفته درواحدهای مختلف شامل انواع لوله ها،انواع
شیرها،پمپها،کپرسورها،انواع برجها ودرامها بود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۶ – شرح واحد ها ی
۶-۱ –شرح واحد های پروسس
واحد ۱۰۰ – تاسیسات دریافت
– Reciption facility
خوراک ورودی به پالایشگاه که از طریق ۲ خط لوله ۳۲ اینچی منتقل می شود در ا بتدا وارد
واحد ۱۰۰ می شود. ترکیب خوراک ورودی به واحد عبارت است از:
درصد مولی Kmol/h ترکیب در هر فاز
۱/۵۵۷ ۷۹۳/ آب ۳ (H 2O)
۳/۳۰ ۱۶۸۳/ نیتروژن ۶ ( N2 )
۱/۷۴ ۸۸۶/۶ CO 2
۰/۶۵ ۳۳۴/۶ H2S
۸۰/۹۶ ۴۱۲۲۹/ متان ۱ ( C 1)
۵/۱۷ اتان ۲۶۳۵ ( C 2)
۱/۹۱ ۹۷۶/ پرویان ۳ ( C 3)
۰/۴۱ ۲۰۹/ ایزوبوتان ۲ ( iC 4)
۰/۶۹ ۳۵۳/ بوتان ۷ ( nC 4)
۰/۲۸ ۱۴۴/ ایزوپنتان ۵ ( iC 5)
۰/۲۸ ۱۴۴/ پنتان ۵ ( nC 5)
۰/۴۱ ۲۰۹/۲ C برش ۶
۰/۴۵ ۲۳۴/۱ C برش ۷
۰/۴۹ ۲۵۴/۱ C برش ۸
۰/۳۴ ۱۷۴/۳ C برش ۹
۰/۲۴ ۱۲۴/۶ C برش ۱۰
۰/۱۵ ۷۹/۷ C 11
۰/۱۰ ۵۴/۸ C 12
%۸ ۴۴/۸ C 13
%۵۸ ۲۹/۹ C 14
%۳ ۱۹/۹ C 15
%۲ ۱۴/۹ C 16
%۱۹ ۱۰ C 17
۰/۰۰۹ ۱۰ C 18
%۲ ۵ C 19
۰/۰۰۰۳ ۱۴/۹ C20+
۰/۰۰۲ %۱۵ COS
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
%۲ ۱/ متیل مرکاپتان ۴۷
درصد مولی Kmol/h ترکیب در هر فاز
%۱ ۱۲/ اتیل مرکاپتان ۵
۰/۰۰۴ پروپیل مرکاپتان ۷
۰/۰۰۸ ۲/ بوتیل مرکاپتان ۱۳
۴/ هگزیل مرکاپتان ۱۶
۰/۴۳ ۲۲۳/۶ MEG
۱۰۰ ۵۰۹۲۱/ جمع کل ۶
– اهدافی را که برای این واحد می توان برشمرد عبارتند از:
الف) هدایت کردن جریان سه فازی گاز، مایعات گازی و گلایکول، توسط دو خط ۳۲ اینچ زیر دریا،
از دو سکوی دریایی به فاصله ۱۰۵ کیلومتری از ساحل.
ب) جداسازی لجن ها، از گاز ترش در سیلابه گیرها.
بدین ترتیب که برای هر خط ۳۲ اینچ، یک سیلابه گیر مجزا طراحی شده است.
این واحد نیز به ۲ بخشاصلی تقسیم می گردد
: pi -بخش دریافت کننده
Slug Catcher – بخش جداسازی لجن
: pig الف – بخش دریافت کننده
فرستاده شده از طرف pig این واحد که جزء مهمی از واحد ۱۰۰ می باشد و وظیفه آن دریافت
سکوهای دریایی، می باشد.
وسیله و ابزاری است که در جهت اهداف ذیل از آن در خط لوله استفاده می شود و بنا به Pig
هدف نوع آن نیز فرق می کند:
الف) جهت تمیز کردن مسیر جریان گاز در خط لوله و راندن لجنها به سمت پالایشگاه
برای پی بردن به وجود احتمالی عیب و نقص در لوله (inspection) ب) بازرسی خط لوله
: pig انواع و اقسام
-۱ توپک
پس از مدت زمانی، حجم آن در طول مسیر لوله زیاد می شود و باعث افت فشار slug لجنها یا
گاز در لوله می گردد . برای زدودن و تمیز کاری خط از این لجنها، از یک توپک که از جنس
پلاستیک فشرده است، استفاده می شود.
وارد خط لوله می شود و با فشار خود گاز، در داخل لوله به pig launcher این توپک از محل
۱۲ (بصورت تقریبی ) – رانده می شود با توجه به سرعت گاز، در حدود ۱۵ pig reciever سمت
slug یا (SDS) سیستم تشخیص لجن ، slug در راه است. به محض رسیدن pig یک
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
روی صفحه مانیتور اتاق کنترل ورود لجن را مشخص می کند و پس از آن مدتی detector sys
خواهد رسید و طبق یک روش خاص آن را بیرون می آورند. pig بعد
Slug Catcher ب – بخش جداسازی لجن
از نوع شش انگشتی با دو جریان همسو گاز و مایع می باشد . جریان هم جهت به Slug Catcher
منظور کم کردن خطر در مقایسه با جریان غیر همسو انتخاب شده است .
در پالایشگاه می باشد که می توانند بصورت دستی بوسیله شیرهای Slug Catcher دو عدد
مربوطه به هم متصل شوند . این تجهیزات برای جد اسازی گاز از مایعات در نظر گرفته شده است
که جریان گاز به ترین های گازهای و مخلوط مایعات هیدروکربنی و آب و گلایکول به واحد
از شش شاخه // ۴۶ ساخته شده است و شامل ۴ Slug Catcher 103 یا ۱۱۰ ارسال می شوند
قسمت اصلی می باشد که عبارتند از:
-۱ قسمت جداسازی گاز از مایعات
۱می باشد و به / ۱۳ متر ) قرار دارد و دارای شیب ۲۰ ) Slug Catcher این قسمت در ابتدای
منظوربیشترین بازدهی جداسازی در این قسمت طول این قسمت ۱۳ متر در نظر گرفته شده است
-۲ قسمت میانی
کاملاً پر می شود سطح مایع ات ممکن است به Storage Liquid موقعی که قسمت
قسمت جداسازی برسد که این قسمت اجازه نمی دهد سطح Slug Catcher قسمت ابتدای
مایعات در قسمت اول افزایش پیدا کند و طول کافی برای این قسمت ( ۲۳ متر ) در نظر گرفته
شده است .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
( Liquid Storage ) -3 قسمت جمع آوری مایعات
در نظر گرفته Slug Catcher 4000 برای دو m ظرفیت طراحی هر قسمت جمع آوری مایعات ۳
۱ می باشد . و گازی که ممکن است در قسمت جمع / شده که دارای طول ۳۳۰ متر با شیب ۱۰۰
آوری مایعات از خود مایعات جدا شود از طریق یک خط لوله ۱۰ اینچ به خط لوله اصلی گاز ترش
دارای یک خط لوله // ۱۰ می باشد . Slug Catcher جمع آوری متصل می شود که هر
Liquid / Liquid ) -4 قسمت جداسازی مایعات هیدروکربنی از مخلوط آب و گلایکول
( Separation
که دو خط // ۴۶ و موازی Liquid Bottle مایعات از قسمت جمع آوری مایعات به طرف
ها Liquid Bottle می باشند ارسال می شوند. دو خط لوله به عنوان خط لوله های بالانس بین
و بالانس کردن فشار بکار می رود . یک خط pigging در دو فاز ۴ و ۵ وجود دارد که در موقع
در نظر گرفته شده است . در این قسمت مایعات Liquid Bottle لوله ۲۰ اینچ نیز بین دو
هیدروکربنی از مخلوط آب و گلایکول جدا می شوند و هر کدام جداگانه فیلتر می شوند . سه فیلتر
برای مخلوط گلایکول و آب و دو فیلتر برای مایعات هیدروکربنی پیش بینی شده است . که بطور
نرمال برای هر کدام یک فیلتر در سرویس می باشد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
( Depressuristion ) – تخلیه کردن فشار
Slug تخلیه مایعات برای پائین آوردن فشار در نظر گرفته نشده است . اما قسمت گاز از هر
kg/h ) . می شود ( depressurise ) تخلیه فشار XV – بوسیله شیر ۰۰۱۸ Catcher
۸ ساعت تخلیه / موقعی که پر از مایعات باشد به مدت ۵ Slug Catcher 235000 ) بطور کلی
۳ تخلیه فشار می شود . ماکزیمم شدت جریان / فشار می شود و موقعی که پر از گاز باشد ۴۵
۱۳۰۰ می باشد . MMSCFD گاز برای تخلیه فشار در مواقع اضطراری
به منظور جلوگیری از افزایش فشار و تنظیم فشار ورودی به ترین های پالایش گاز یک
Slug Catcher در خروجی مسیر گاز از هر ( Let Down Station ) ایستگاه تقلیل فشار
در هر کدام از این ایستگاهها نصب شده است . این PV0037A/B نصب شده است . دو عدد
Packing / ) سیستم کنترل فشار ، فشار را در مواقعی که سیستم تحت فشار می باشد
HP 68 نگه می دارد . خروجی از هر ایستگاه به دو عدد bar ثابت در حدود ( Depacking
ختم می ش ود که در این جدا کننده ها مقدار مایعاتی که همراه گاز می باشد و تبدیل Separator
به واحد ۱۰۳ ارسال می شوند . level به مایع شده اند جمع آوری می شوند و سپس تحت کنترل
۲۵ بالا °C 100 که دما را تا – E – گاز خروجی از جداکننده ها نیز بعد از گذشتن از هیتر ۱۰۱
می برد به طرف ترین های پالایش گاز ارسال می شوند .
۱۰۰- برای جلویری از تشکیل هیدرات ومایع شدن می E – گذشتن از مبدل حرارتی ۱۰۱
۱۸ اتفاق می افتد . که در ایام تابستان از مسیر بای – پاس استفاده می ° C باشد که در دمای
فشار و شدت جریان گاز قبل از ورود به ترین PV شود. و همچنین یک شیر کنترل فشار ۰۰۳۹
های گازی کنترل می کند .
– نقاط تزریق گلایکول
قبل از فیلترها به منظور Liquid Bottle -1 خروجی مسیر مایعات گازی از
( FV 0012 A/B جلوگیری از خوردگی ( قبل از
ها به منظور جلوگیری از خوردگی HP Separator -2 خروجی گاز از
ها به منظور جلوگیری از تشکیل هیدرات HP Separator -3 خروجی مایعات هیدروکربن از
به منظور جلوگیری از خوردگی Slug Catcher -4 خروجی گاز از
به منظور جلوگیری از تشکیل هیدرات PV 0037 A/B -5 قبل از
به منظور جلوگیری از هیدرات HV و ۰۰۱۸ XV -6 قبل از ۰۰۱۸
و ( semi – continuouse ) از نقاط بالا مورد ۶ بصورت پاره وقت و مورد ۳ تقریباً بصورت دائم
بقیه بصورت دائم ، گلایکول بوسیله پمپ های رفت و برگشتی تزریق می شوند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
های PV- توسط ۰۰۳۷ (Gas trains) ج) کنترل فشار گاز ورودی به واحدهای تصفیه گاز
صورت می گیرد که در همین (Let down Statirn pressure control valves) معروف به
واحد ۱۰۰ قرار دارند و نقش بسیار مهمی را ایفا می کنند.
H.P sepatators د) جداسازی مجدد مایعات و قطرات از گاز، توسط
۱۰۰- برای E- ه) تنظیم درجه حرارت گاز ترش خروجی از این واحد توسط مبدل حرارتی ۱۰۱
جلوگیری از کا هش درجه حرارت گاز در زمستان، و نگه داشتن آن در حد ۲۴ درجه سانتی گراد .
توضیح اینکه این گاز در درجه حرارت زیر ۱۸ درجه سانتی گراد شروع به تشکیل هیدرات می کند.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۱ – شیرین سازی گاز
-Gas Treatment
رادارد.درواقع گاز ترش Co و ۲ H2s واحد ۱۰۱ که واحد شیرین سازی گاز نام داردوظیفه جداسازی
می باشد به خاطر سمی بودن این گاز به این نام خوانده می شود .شیرین سازی گاز H2s که دارای
انجام می شود .این ( MDEA) در این واحد توسط یک ماده شیمیایی به نام میتل دی اتانول امین
Train را دارا می باشد .واحد ۱۰۱ که جزء واحدهای Co و ۲ h2S ماده قدرت واکنش و جذب
گازی می باشد خوراک خود را از واحد ۱۰۰ دریافت می کند.این خوراک که برای هر
همچنین حداقل ( MMscfn مقدار ۲۵ % ازخوراک خروجی ازواحدهای ۱۰۰ می باشد .( ۵۵۵ Train
خوراک برای این واحد ۴۰ % ازاین مقدارمی باشد.
ازان H2s می باشد که بایددراین واحد Co2=~. %827 mole H2s=0/69% mole گاز دارای
mole 3 و PPm مقدار آن درگازشیرین شده به ترتیب تا Co و ۲ H2s گرفته شودپس ازجذاب
%۱ کاهش می یابد.
به طورکلی پروسه ای که درواحد ۱۰۱ انجام می شودبه سه بخش اساس ی تقسیم می شود که
درزیرشرح داده می شود.
(Separation Section) بخش جداسازی
(Absorption Section) بوسیله امین Co و ۲ H2s بخش جذب
(Thermal Regeneration) بخش احیاء ایمن
شرح واحد
-۱ بخش جداسازی:
می شودکه دراین KO. Drum 24/4 درابتدا واردیک c 66/1 ودمای b arg گازو رودی به واحدبافشار
گرفته شده وبعد ازان واردیک فیلترشده که ذرات وهیدروکربنهاومایعات همراه Slug درام مایعات و
برای گرفتن ) Coalesce Filter برای گرفتن ذرات) ویک ) Cartridge Filter گاز راتوسط یک
(۱۰۱-c- هیدروکربنها ومایعات ) می گیرد .این کاربرای جلوگیری ازوروداین مواد به برج جذب
۱۰۱ زیرا وجود این مواد باعث ایجاد کف برروی سینهای برج جذب می شود .گاز خروجی از فیلتر )
می شود. H2s وارد مرحله دوم یعنی جذب
-۲ بخش جذب:
۳۶ درپایین برج کارمی کند .دراین برج که / گازخروجی ازفیلتروارد برج جذب می شودکه درفشار ۶
ازنوع سینی دار می باشد تعداد ۳۴ سینی وجودداردکه گازازسینی ۳۴ وامین توسط دو پمپ از
وارد برج می H2s و با فشار ۷۶ و ازسینهای ۵و ۷و ۹و ۱۱ وبسته به میزان Centrifugal نوع
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
تا H2s وجذب Co شود.وجودچندنقطه برای ورود امین به برج برای جلوگیری ازجذب زیاد ۲
ابتدا با آب Co بطورمستقیم با امین وا کنش می دهد .ولی ۲ H2s بیشترین حدممکن می باشد .زیرا
وسپس محصول حاصل با آمین واکنش می دهد .واین کار زمان بیشتری نیازدارد .بنابرین با تغییر
H2s محل ورود آمین به برج می توان مدت زمان برخورد آمین با گازراجهت ایجاد بیشترین جذب
م ی شود که به عنوان مخزن Drum توسط آمین انتخاب کرد .بعدازخروج گاز ازبرج ،گازوارد ۱۰۲
گازبرای انجام Drum ذخیره برای آمین است که همراه گازاز برج جذب خارج می شود .بعد ۱۰۲
عملیات آبگیری وارد واحد ۱۰۴ می شود.
– بخش احیا آمین:
جذب شده توسط آمین ازآن و ارسال مجدد آمین به برج Co و ۲ H2s هدف ازاین بخش جداسازی
Drum می شود .دراین Flash Drum جذب می باشد.آمین بعدازخروج ازپایین برج جذب وارد
۸ کارمی کندهیدروکربنهایی که همراه آمین می باشندواز آمین جدامی bar که با فشار
داردجداشده وازبالای برج جدامی شود .این H2s شوندوهمچنین گازهمراه آمین که مقدار زیادی
در مسیرخروجی Drum دران خطرناک می باشد بنابراین دربالای H2S گازبه خاطرمقدار زیاد
همراه گازرا H2S گازیک برج نصب شده است که ازبالای آن آمین به سمت پایین ریخته می شود تا
۵۰۰ برساند. PPm گرفته ومقداران رابه
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
که با تبادل حرارت با آمین احیاء شده که Exchanger وارد سه Drum امین خروجی از ۱۰۳
۱۱۱ گرم می شود وازبالاوارد برج احیاء می شود.این برج که ۲۶ سینی c ازبرج احیاء بر می گردد.تا
وجوددارد Reboiler 1/6 درپایین کار می کند درپایین برج یک bar دارد و با دمای ۱۳۱ و با فشار
که بابخارفشار پایین کار می کند که آمین را ازپایین برج گرفته و با گرم کردن و آزاد کردن
گازموجود دران دوباره به برج تزریق می کند.
گازهای آزاد شده که گازاسیدی می باشند،دوباره به برج واردشده وازبالای آن خارج می شوند .پس
Reflux که Drum شده وپس ازسردشدن وارد ۱۰۴ Air cooler ازخروج، این گازها وارد
آب بخار شده دوباره به مایع تبدیل شده به Drum نامیده می شود، می شوند .در این Drum
داردبه H2s،PPm دوباره به بالای برج بر می گردد وگازاسیدی که بیش از ۵۵۰۰ Reflux عنوان
و تبدیل آن به گوگرد ارسال می شود .ونیزازپایین برج امین گرم H2s واحد ۱۰۸ جهت جداسازی
E_ شده وپس ازان با گذشتن از ۱۰۳ Exchanger وارد ۱۰۱ Rich Amin جهت گرم کردن
۴۰ وارد تانک ذخیره آمین می شودتا دوباره جهت جذب استفاده شود. c وکاهش دما تا
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۲ – واحد احیا گلایکول
– MEG Regeneration
هدف از این واحد احیاء کردن گلایکول ورودی از واحد ۱۰۳ و بالا بردن غلظت آن برای ارسال به
سکوهای فازهای ۴ و ۵ برای تزریق به ابتدای خط لوله دریایی // ۳۲ می باشد . همچنین واحد ۱۰۲
توانایی نگهداری گلایکول غلیظ و گلایکول رقیق را درمخازن مخصوص دارد . این واحد از ۶ شش
مشابه تشکیل شده که ۴ تا در عملیات نرمال کار می کنند . package
در جریان انتقال سیال ( سه فاری ) از سر چاهها به داخ ل پالایشگاه توسط دو لوله // ۳۲ امکان
تشکیل هیدرات وجود دارد . هیدرات ماده جامدی است که از ترکیب هیدروکربن و آب در دمای
پائین حاصل می شود و سبب مسدود شدن خط لوله می گردد . به منظور جلوگیری از تشکیل
MEG هیدرات در خطوط لوله انتقال گاز و مایعات همراه با آن یک محلول متشکل از % ۷۰ وزنی
و % ۳۰ وزنی آب در تاسیسات دریایی به خطوط لوله // ۳۲ تزریق می گردد . پس از تزریق محلول
به خطوط لوله ، محلول بوسیله آب موجود و گاز و مایعات گازی رقیق شده و وارد MEG
گفته می شود پس از Rich MEG تاسیسات خشکی می شود این محلول رقیق که به آن
درواحد ( Prflush Drum ) جداسازی از گاز و مایعات گازی در ظروف جدا کننده
۳۸ % MEG 103 و ۱۱۰ به واحد ۱۰۲ ارسال می شود . در سالهای ابتدایی انتظار می رود غلظت
رقیق شده بوسیله MEG 33 درصد باشد . در این واحد / باغلظت ۵ MEG و در سالهای بعد
غلیظ با غلظت % ۷۰ تبدیل MEG حرارت د ادن و بخار کردن قسمتی از آب موجود در آن به
و دو مخزن برای ذخیره Rich MEG می شود . در این واحد دومخزن برای ذخیره
در نظر گرفته شده است که ظرفیت هر کدام ۱۰۰۰ متر مکعب می باشد . Lean MEG سازی
در هنگام اکسید شدن یا تجزیه شدن ( در اثر حرارت بالا ) همراه با آب خاصیت MEG چون
آن را به گونه ای کنترل کرد که با تزریق آن به خط لوله خوردگی PH اسیدی پیدا می کند باید
غلظت % ۵۰ ) از طریق یک پمپ رفت و برگشتی به ) MDEA بوجود نیاید . برای این منظور
ورودی پمپ های بوستر پمپ می شود که مقدار آ ن در شرایط عادی ۱ تا ۲ درصد حجمی از
تخمین زده می شود . Lean MEG
به سر سکوها از سه پمپ رفت و برگشتی که در شرایط عملیاتی دوتای Lean MEG برای تزریق
آنها در سرویس است استفاده می شود . که از بوستر پمپ ها نیزمی توان برای برقراری جریان
از مخزن به مخزن دیگر استفاده کرد . MEG گردشی و انتقال
:MEG – عملیات احیاء
Rich ( وجود دارد ( ۴ تا در سرویس ۲ تا یدکی package 6 عدد Rich MEG جهت احیاء
ها فرستاده می شود و جریان کلی بین آنها تقسیم می Package از واحد ۱۰۳ به سمت MEG
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
گردد . اما در شرایط غیر معمول که فشار هدر اصلی بالا باشد بوسیله شیرهای کنترل فشار
فرستاده می شود و از آنجا به تانکهای Flash Drum به Rich MEG مقدار اضافی ( PV )
ها pa ckage از تانکها وارد Rich MEG منتقل می شود که در زمان مورد نیاز Rich MEG
می شود .
در حدود ۴ بار کنترل N می شود که فشار آن بوسیله ۲ Flash drum ابتدا وارد Rich MEG
یا Off – Spec می شود در این درام هیدروکربنها در صورت موجود جدا می شوند و به سمت
پس از عبور از Flash Drum خروجی از Rich MEG . فرستاده می شود Burn Pit
می شود که در بالای ریبویلر قرار Still Colum فیلتر کارتریج و گذشتن از مبدل حرارتی وارد
از نوع کخ گلیشچ است . بخارات خروجی از Packing گرفته است و یک ستون پر شده از
قرار گرفته و قسمتی از آن مایع و به Still Colum قسمت ریبوبلیر در تماس با ورودی به
در ریبویلر بخار شده و به سمت بالا می رود سپس در MEG مخزن بر می گردد . آب موجود در
قسمتی از آن به ۱۰۹ Reflx Drunm کولرهای هوایی سرد شده و پس از جمع شدن آب ترش در
بر می گردد . Still Colum بر می گردد در قسمت دیگر آن به
استفاده می Corrosion Inhibitor به منظور جلوگیری از خوردگی مسیر لوله از ماده شیمیایی
۱۲۷ کار می کند . °C شود . ریبویلر در دمای
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
DR AWING N. REV.
This do cumen tis ht e property of N.I.O .C. A ny u nauth orised atet mpt ot reprod uce i,t in any form ,is striclty por hibiet d.
Job .
Doc .N.2017 Par s O il & Gas Company
IRA N – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. D ATE D ESCR IPTION BY CHKD APPR
P lant:
Doc. n °
REV. D ATE DESCR IPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACILITIES
UNI T 102 : MEG R EGENERATI ON
PROCESS FLOW DIAGRAM
۲۰۱۷-۱۰۲-۰۰۲۰ -۰۰۰۱ ۵
۰۳۵۰۳ DW G
۲ ۱۹/۰۴/۰۲ IFD AB AMF FC
۳ ۱۴/۰۶/۰۲ AFD AB AMF FC
۴ ۲۵/۱۰/۰۲ RE-AFD AB AMF AMF
۳۰ ۳۹۰ R H F SP 20503
۱۰۲ -GD-B-03503
۵ ۱۵/۰۵/۰۳ IAFD (HAZOP, PTR NI CORPORATED) S.K.HAN Y.J.LIM H.M.CHANG
۳۰۹۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۳ – تثبیت مایعات گازی
– Condensate Stabiliser
وجداسازی ترکیبات سبک ونیزجداسازی (Condensate) واحد ۱۰۳ برای تثبیت مایعات گازی
ازان طراحی شده است. (MEG)Glycolated water
درفازهای ۴و ۵ پارس جنوبی درمجمو ع دو واحد ۱۰۳ وجود داردکه توانایی انجام عملیات تثبیت
۴۲۵۴ درزمستان به ازاء هریک دارا می kmole/h 5386 درتابستان و kmole/h برروی
% واحد ۱۰۰ می گیرد.البته این واحد می تواند تا ۵ Slug Catcher باشد.واحد ۱۰۳ این خوراک را از
۲۱bar بالاترازحداکثرخوراکی را که دریافت می کندرا نی ز پذیرا باشد .خوراک ورودی با فشار
گازی( ۱۰۱ و ۱۰۴ ) وارد واحد می Train 22 بطورعمده ا ازواحد ۱۰۰ ومقداری نیزاز / ودمای ۵
۵۰ گرم می شود C ت ا Exchanger شود.مجموعه اینها با هم ترکیب شده ودرابتدا بوسیله
MEG می شود در اینجا Preflash Drum یعنی D_ 27 می رسد و وارد ۱۰۱ bae وفشاربه
جداشده وبه ۱۰۲ جهت بازیافت فرستاده می شودومقداری گازنیز از بالابه Condensate از
که فشارآن را تا Centrifugal کمپرسورواحد ۱۰۳ می رود وپس ازخروج توسط پمپی ازنوع
تا ۷۰ افزایش دما می یابد Heater فرستاده می شودودر Heater 34 بالا می برد به یک bar
MEG جداسازی بهتر Drum می شود .وظیفه این Desulter Drum وبعد ازآن سیال وارد
که نمک آن تا Condensate به واحد ۱۰۲ و MEG ونیزترکیبات نمک دار می باشد .دراینجا نیز
فرستاده می شود. ( Stabiliser Column) 10 کاهش یافته است به برج تثبیت کننده mg/l
از بالای برج که از نوع سی نی دارمی باشد به پایین ریخته می شود و Condensate
Air 9/2 ، که برج دارد ترکیبات سبک به صورت گاز خارج شده و بعد ازسردشدن دریک bar درفشار
می شود ومقداری از آن مایع شده بوسیله پمپ Reflux Drum تا دمای ۵۵ وارد یک Cooler
به بالای برج بر می گردد وگازتولیدی نیز به کمپرسورجهت فرستادن به Reflux به عنوان
Side که دردومرحله توسط یک Condensate. درواحد ۱۰۰ فرستاده می شود HP seperatdr
تا ۱۸۹ درتابستان و ۱۷۷ در زمستان گرم شده ازپایین برج خارج شده Reboiler ویک Reboiler
ورودی C ورودی به واحد ، وکاهش دما تا ۲۹ ب ا+ ۵ Condensate وپس از تبادل حرارت با
که در Drum نام دارد می شود . این Degasing 106 که Drum از ۱۰۷ ترکیب شده و وارد
هنگامی که واحد بصورت نرمال Condensate 1کارمی کندبه منظور تنظیم فشاربخار bar فشار
ترکیبات سبک به صورت گازخارج می Drum کارخودرا انجام نداده، استفاده می شود .دراین
(RVD= وتابستان ۱۰ RVP= تولید شده که تثبیت گردیده، (زمستان ۱۲ Condensate شود و
به واحد ۱۴۳ تانکهای ذخیره Centrifugal بودن بوسیله پمپ ازنوع On Spac در صورت
Off 143 که تانک _T_ مناسب نداشته باشد به تانک ۱۰۲ RVP 101 ) درصورتی که A/B/C)
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
نام دارد،فرستاده می شود .تا درزمان مناسب دوباره جهت انجام عملیات مجدد به واحد Spec
نیز است که دو مرحله ای می Receprocating برگردد.واحد ۱۰۳ دارای یک کمپرسور از نوع
وخوراک مرحله دوم Reflux Drum باشد وخوراک مرحله اول خود را ازگازخروجی از بالای
۶۹/۷ به bar می گیرد ومحصول کمپرس شده ر ا بافشار Preflash Drum خودرا از بالای
فرستاده می شود.واحد ۱۰۳ می تواند حداقل با ۳۰ % ازماکزیمم خوراک HPseperator واحد ۱۰۰ و
ورودی نیزکارکند ویکی ازواحدهای بسیارمهم وحساس پالایشگاه می باشد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
D RAWING N. REV.
Th is d oc um ent is the properyt o f N .I.O.C. An y u nau th orised attem pt to repro d uce it, in any of mr , si striclty prohibietd.
Job .
Do c.N.20 17 Pa rs Oi l & G as Company
IRAN – SO UTH PARS G AS FIELD
PH ASES 4 & 5
REV. D ATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
Plant:
Doc. n°
REV. D ATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACILITIES
UNIT 10 3: CO NDENSATE STABILISATIO N 1/2
PR OCESS FLOW DIAGRAM
۲ ۰۱۷ -۱۰ ۳-۰۰ ۲۰- ۰۰۰۱ ۵
۰۳۵۰۴٫DWG
۲ ۱ ۹/ ۰۴ /۰ ۲ IFD V S A R A MF
۳ ۱ ۴/ ۰۶ /۰ ۲ A F D V S A MF F C
۴ ۲ ۵/ ۱۰ /۰ ۲ RE -AF D C M A MF A MF
۳۰ ۲۱۰ R HF SP 20504
۱۰۳-GD-B-03 504
۵ ۱ ۵/ ۰۵ /۰ ۳ I A F D (H A Z O P , PT R I NC O RP O RA TE D) S . K. K O Y . J. LI M H . M. CH A NG
۳۰۹ ۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
D RAWING N. REV.
This do cumen t is ht e p or pe try of N.I.O.C. Any un au tho rise d attemp tto rep ro du ce i,t in an y fo rm ,is srtictyl p rohib ited.
Jo b.
Doc .N .2017 Par s O il & G as Company
IRAN – SO UTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. D ATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
Plan t:
Do c. n°
REV. D ATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACIL ITIES
UNIT 1 03: CON DE NS ATE STABILI SATION 2 /2
PROCESS FLOW DIAGRAM
۲۰۱۷-۱۰۳-۰۰۲۰-۰۰۰۲ ۵
۰۳۵۰۵٫DW G
۲ ۱۹/۰۴/۰۲ IFD VS AR AMF
۳ ۱۴/۰۶/۰۲ AFD VS AMF FC
۴ ۲۵/۱۰/۰۲ RE-AFD CM AMF AMF
۳۰ ۲۱۰ R HF SP 20505
۱۰ ۳ -G D-B-03 505
۵ ۱۵/۰۵/۰۳ IAFD( HAZOP, PTR INCO RPORATED) SK. .KO YJ. .LIM H.M.CHANG
۳۰۹۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
و احد ۱۰۴ – واحد آبگیری و نم زدایی
– Dehydration&Mercury Guard
هدف از واحد ۱۰۴ جدا کردن آب و جیوه از گاز شیرین ( از واحد ۱۰۱ ) می باشد .
گاز شیرین شده از واحد ۱۰۱ ( واحد شیرین سازی ) ابتدا در مبدل حرارتی
Wet Gas Chiller و سپس در Wet Gas/ Treated Gas Exchanger 104 – E – 101
۲۲ سرد می شود که به منظور مایع کردن آب همراه گاز °C 104 تا دمای – E – 102
ها ، این سرد سازی صورت Dryer ( شیرین و به حداقل رساندن میزان جذب بسترهای ( درایر
می گیرد .
۱۰۴ بوسیله شیر کنترل پروپان بخار شده – E- 102 Wet Gas Chiller دمای گاز خروجی از
( Level ) خروجی از مبدل حرارتی ذکر شده کنترل می شود و سطح ( PV 0009)
کنترل می شود . آب مایع شده درچیلر در جدا LV 104 بوسیله ۰۰۰۶ – E – پروپان در ۱۰۲
۱۰۱ یا واحد – D – ها ( خشک کن ها ) از گاز جدا م ی شود که به ۱۰۲ Dryer کننده ورودی به
۱۰۴ می شود . – R – 101 A/B/C ها ی Dryer 109 ارسال می شود و گاز وارد
ها ( خشک کن ها ) که همزمان در سرویس می باشند خشک می شود . در Dryer گاز در ۲ تا از
ها در حالت جذب و یک عدد در حالت احیاء می باشد . Dryer همه حال ۲ تا از
ها وارد می شود و بعد از گذشتن از بستر چند لایه Dryer در حالت جذب گاز مرطوب از بالای
می شود . لازم به ذکر Molecular Sieves آب همراه آن جذب ( Molecular Sieves) ای
۱۰۴ ( یک فیلتر در سرویس و فیلتر دیگر – F – 101 A/B است که بعد از ۳ سال وارد فیلتر
باید عوض شوند . Dryer یدکی می باشد ) های هر
ها در یک سیکل زمانی ۱۸ ساعته عمل می کنند که این زمان بصورت زیر تقسیم شده Dryer
است .
۱۲ ساعت زمان جذب
۵/۵ ساعت زمان احیا ( گرم شدن و سرد شدن )
Stand – By 30 دقیقه حالت
سیکل بالا را به ترتیب طی می کند . Dryer هر
Molecular Sieves به منظور جدا کردن ناخالصی های Dryer گاز خشک پس از خروج از دو
۱۰۴ ( یک فیلتر در سرویس و فیلتر دیگر یدکی می – F – 101 A/B از گاز خشک وارد فیلتر
باشد ) می شود و سپس وارد قسمت جدا کننده جیوه می شود . قبل از این قسمت یک آنالایزر
وجود دارد ک ه میزان آب همراه گاز خشک را نشان می دهد گاز خشک پس از جدا شدن
و گذشتن از فیلتر واحد ۱۰۵ ارسال می شود . Mercury Guard جیوه از آن در
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
ها یک انشعاب از گاز خشک گرفته می شود که این لاین وارد کوره Dryer برای احیا کردن یکی از
می شود و پس از جذب آب از بالای خشک Dryer 280 وارد °C می شود و پس از افزایش دما تا
به منظور Regeneration Gas Seperator خارج می شود و وارد جدا کننده Dryer کن
۱۰۴ ،گاز – K – 101 A/B جداسازی آب همراه آن می شود . سپس بوسیله کمپرسور
به اول واحد ارسال می شود . ( wet gas ) مرطوب شده مجددأ
زمان احیاء که هر ۶ ساعت می باشد بصورت زیر تقسیم می شود .
می باشد . Ramp- Up گرم شدن : ۱۹۰ دقیقه که ۳۰ دقیقه از آن
می باشد . Ramp – Down سرد شدن : ۱۴۰ دقیقه که ۳۰ دقیقه از آن
۳۰ دقیقه : Stand – By
گاز شیرین شده از واحد ۱۰۱ ( واحد شیرین سازی ) ابتدا در مبدل حرارتی
Wet Gas Chiller و سپس در Wet Gas/ Treated Gas Exchanger 104 – E – 101
۲۲ سرد می شود که به منظور مایع کردن آب همراه گاز °C 104 تا دمای – E – 102
ها ، این سرد سازی صورت Dryer ( شیرین و به حداقل رساندن میزان جذب بسترهای ( درایر
می گیرد .
۱۰۴ بوسیله شیر کنترل پروپان بخار شده – E- 102 Wet Gas Chiller دمای گاز خروجی از
( Level ) خروجی از مبدل حرارتی ذکر شده کنترل می شود و سطح ( PV 0009)
کنترل می شود . آب مایع شده درچیلر در جدا LV 104 بوسیله ۰۰۰۶ – E – پروپان در ۱۰۲
۱۰۱ یا واحد – D – ها ( خشک کن ها ) از گاز جدا می شود که به ۱۰۲ Dryer کننده ورودی به
۱۰۴ می شود . – R – 101 A/B/C ها ی Dryer 109 ارسال می شود و گاز وارد
سیکل بالا را به ترتیب طی می کند . Dryer هر
ها یک انشعاب از گاز خشک گرفته می شود که این لاین وارد کوره Dryer برای احیا کردن یکی از
می شود و پس از جذب آب از بالای خشک Dryer 280 وارد °C می شود و پس از افزایش دما تا
به منظور Regeneration Gas Seperator خارج می شود و وارد جدا کننده Dryer کن
۱۰۴ ،گاز – K – 101 A/B جداسازی آب همراه آن می شود . سپس بوسیل ه کمپرسور
به اول واحد ارسال می شود . ( wet gas ) مرطوب شده مجددأ
زمان احیاء که هر ۶ ساعت می باشد بصورت زیر تقسیم می شود .
می باشد . Ramp- Up گرم شدن : ۱۹۰ دقیقه که ۳۰ دقیقه از آن
می باشد . Ramp – Down سرد شدن : ۱۴۰ دقیقه که ۳۰ دقیقه از آن
۳۰ دقیقه : Stand – By
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
DRAWING N. REV.
Th is do cume nt is the por peryt of N.I.O.C. Any un au tho rised attempt to re pro du ce it, in na y ofrm, si stritcly por hibtied.
Job .
Doc.N .2017 Par s Oi l & Gas C ompany
IRA N – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. DATE DESCRIPTION BY C HKD APPR
Pla nt:
Doc. n°
REV. DATE DESCRIPTION BY C HKD APPR
ONSHORE FACILITIES
UNIT 10 4: DEHYD RATION AND MERCURY GUARD 1/2
PROCESS FLOW DIAGRAM
۲۰۱ ۷-۱ ۰۴- ۰۰۲۰ -۰۰۰۱ ۵ ۰۳۵۰۷٫DWG
۲ ۱۹/ ۰ ۴/ ۰۲ I FD NB AMF F C
۳ ۱۴/ ۰ ۶/ ۰۲ A FD NB AMF F C
۴ ۲۵ / ۱۰/ ۰۲ R E – AFD NB AMF A MF
۳۰ ۳۱۰ R HF SP 20507
۱ ۰۴-GD-B-035 07
۵ ۱۵/ ۰ ۵/ ۰۳ I A FD (H A ZO P, P T R I NC O RP O RA TED ) S . K. KO Y . J. LIM H . MC. H A NG
۳ ۰۹۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
DRAWING N. REV.
Th i d i h f N I OC A h i d d i i f i i l hibi d
Jo b.
Doc.N.2017 Pa rs Oi l & G as Company
I RAN – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. DATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
Plant:
Doc. n °
REV. DATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACILITIES
U NI T 10 4: D EHYDRATION AND MERCURY GUARD 2/2
PR OCESS FLOW DIAGRAM
۲۰۱ ۷-۱ ۰۴-۰ ۰۲۰ -۰۰۰۲ ۵ ۰ ۳۵۰۸٫D
WG
۲ ۱ ۹/ ۰۷ /۰ ۲ IFD A B A MF F C
۳ ۱ ۴/ ۰۶ /۰ ۲ A F D A B A MF F C
۴ ۲ ۵/ ۱۰ /۰ ۲ RE -AF D N B A MF A MF
۳۰ ۳۱۰ R HF SP 20508
۱۰۴-GD-B-03 508
۵ ۱ ۵/ ۰۵ /۰ ۳ I A F D (H A Z O P , PT R I NC O RP O RA TE D) S . K. K O Y . J. LI M H. M. C HA N G
۳۰۹ ۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۵ -بازیافت اتان
-Ethan Recovery
می باشدکه به Ethane می باشد .هدف ازاین واحدجداسازی Train واحد ۱۰۵ یکی ازواحدهای
ازاین واحد دو محصول Ethane عنوان خوراک درواحدهای پتروشیمی استفاده می شود.علاوه بر
دیگرنیزبه دست می اید:
نامیده می شودکه این گاز به واحد ۱۰۶ جهت فرستادن به خط گازکشوری Sale gas گازمتان که
فرستاده می شودتا به عنوان گاز درخط لوله های خانگی استفاده شود.
که مایع گازطبیع ی نامیده می شود .این محصول به واحد NGLcut فازهای گازسنگین یا
جهت جداسازی پروپان ازبوتان ارسال می شود. (NGLfractionation)107
Ethan treatment and Dring اتان که جهت شیرین سازی وآّّبگیری به واحد ۱۱۶ یعنی
فرستاده می شود.
گازی Train درفازهای ۴و ۵ پارس جنوبی مجموعأ چهارواحد ۱۰۵ وجود دارد که هرکدام دریک
ومجموع هردو واحد برای یک فازدر نظرگرفته شده است .ظرفیت هر واحد ۲۵ % ازکل خوراکی است
۲۰۰۰ ]که این مقدار درتابستان و زمستان mmscFD]. که برای فاز ۴و ۵ تعریف شده است
نیزمتفاوت می باشد .البته این واحد می تواند با حداقل ۶۵ % از مقدارطراحی شده خوراک کارکند .گاز
ورودی به این واحد دارای ترکیبات گوناگونی می باشد که ازمهمترین آنها می توان به طور تقریبی :
،Ethane:5/5%mole ،Propune:2%mole ،Botane: /37%
را می توان نام برد .این مجموعه پس از گذشتن ازواحد ۱۰۴ وانجام Methane:86/3mole
۲۷/۷ برای زمستان وارد واحد C 27/6 برای تابستان و C 9/60 ودمای bar عملیات آّّبگیری با فشار
گاز Exchanger می شود .دراین Exchanger (E_ 105 می شود.درابتدا گاز وارد یک( ۱۰۱
Exchanger توسط جریانهای سرد از پروپان ودیگر جریانهای گاز که ازجاهای مختلف به این
-۳۵ برسد .هدف ازاین کار سرد کردن گاز جهت مایع C 27 به C فرستاده شده سرد می شود تا دما از
عمودی شده که در آن ترکیبات Drum کردن ترکیبات سنگین گازی می باشد.بعد از آن وارد یک
خارج شده وجریان خارج شده Drum سنگین به مایع تبدیل شده است،ازگازجدا شده وگازازبالای
دوباره سردشده Exchanger در ۱۰۱ Reflux به دوشاخه تقسیم می شود.شاخه اول به عنوان
-۹۵ کاهش می یابد و C،۳۰bar فشارودمای آن به ترتیب Pressure Valve وبعدازگذشتن ازیک
جهت جداسازی متان می شود.شاخه دوم که جریان اصلی نامیده می Demethaniser وارد برج
شامل پره هایی با سایزهای مختلف می Xpander می شود .این Xpander شودوارد یک
باشد.که از محل ورود تا خروج گاز به ترتیب افزایش سایز می یابد .مجموعه این پره ها برروی یک
۶۰ ) برای چرخاندن پره ها استفاده bar انرژی گاز با فشاربالا (دراینجا Xpabder شافت قرار دارد .در
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
-۶۷ کاهش می یابد وگاز خروجی با این فشار و دما C 29 ودما تا bar می شودوبا این کارفشارگاز تا
دارای ۳۱ سینی می باشدکه بصورت صفحات افقی Demethaniser وارد برج می شود . برج
درمقاطع مختلف برج قرار دارند .این سینها به فلش شدن گاز ازداخل مایع کمک کرده وباعث
جداسازی بهترگاز متان می شود .خوراک ورودی به برج به صورت مایع وبا دمای پایین می باشد و
به مایع تبدیل نمی شودوبصورت گاز ازسیال جداشده وازبالای برج خارج می Methane درآن دم ا
۱۰۴_E_ و ۱۰۲ Exchanger شود.این گاز پس ازچند مرحله ازدست دادن سرما در ۱۰۱ و ۱۰۲
حرکت Expander بوده وازحرکت شفت Certrifugal وارد کمپرسور می شود .این کمپرسورازنوع
Export Gas) می باشد وگاز متان تولید شده را به ۱۰۶ Stage خودرا می گیرد.این کمپرسور یک
بقیه سیال به صورت مایع می Methane به غیراز Demethaniser ) ارسال می کند.دربرج
می Deethaniser یک مرحله ای واردبرج Centrifugal باشدکه ازپایین برج بوسیله دو پمپ
۱۱ نیز C 29 کارمی کند و دارای ۳۹ سینی می باشد .ودربالای برج دما تا / شود.این برج با فشار ۵
افزایش می یابد .دراین برج مایع حاصل ازبرج ازبین سینی ۲۷,۲۸ واردبرج می شودوبه پایین سرازیر
تبدیل به گاز شده وازسیال جدا می شودوازبالای برج Ethane می شود .دردماوفشار این برج گاز
خارج شود بنابراین Ethane خارج می شود.چون مقداری ازترکیبات سنگینترنیز ممکن است همراه
عبورمی دهند که ازپروپان جهت سرماسازی استفاده Condensere خروجی را از یک Ethane
۸ سرد می شود بنابریان اگرترکیبات سنگینتر / تا ۷ Condensere می شود.گازدراین
به نام Drum خارج شده باشند دراین جا به مایع تبدیل می شوند و وارد یک Ethane همراه
بعد Ethane به برج برمی گردد و Reflux می شود وازآنجا دوباره به عنوان Reflux Drum
گرم شده وجهت واحد ۱۱۶ ارسال می شود . ازپایین برج ترکیبات ، Heater ازگذشتن ازیک
سنگینترکه قسمت اعظم آن شامل پروپان وبوتان می باشد به واحد ۱۰۷ ارسال می شود .در
واحد ۱۰۵ یک ماده شیمیایی به عنوان متانل نیزاستفاده می شود .این ماده شیمیایی جهت
استفاده می Cold Box جلوگیری از تشکیل آب درلوله ها بخصوص لوله های ورودی به
شود،چون دمای پایین باعث تشکیل آب ویخ زدن آن درلوله می شود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
D RAWING N. REV.
Th is d oc um ent is the properyt o f N .I.O.C. An y u nau th orised attempt to repro d uce it, in any of rm, si striclty prohibietd.
Jo b.
Doc.N.2017 Pa rs Oi l & G as Company
I RAN – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. DATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
Plant:
Doc. n °
REV. DATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACILITIES
UNI T 10 5: ETHAN E RECOVERY
PR OCESS FLOW DIAGRAM
۲ ۰۱۷- ۱۰۵- ۰۰۲۰ -۰۰۰ ۱ ۵ ۰ ۳۵۰۹٫D
WG
۲ ۱۹ / ۰۴/ ۰۲ I FD N B A MF F C
۳ ۱۴ / ۰۶/ ۰۲ A F D N B A MF F C
۴ ۲ ۵/ ۱۰ /۰ ۲ RE -AF D AO A MF A MF
۳۰ ۳۲۰ R HF SP 20509
۱۰۵-GD-B-03 509
۵ ۱۵ / ۰۵/ ۰۳ I A F D (H A Z O P , PT R I NC O RP O RA TE D) W .W. C HOI Y. J. L MI H. M. C HA N G
۳۰۹ ۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۶ – صادرات گاز
Export Gas Compressor
هدف از احداث واحد ۱۰۶ اندازه گیری و افزایش فشار گازی است که از واحد ۱۰۵ دریافت می کند
از طریق خط لوله می باشد. Tie-in و ارسال آن به
ورودی های واحد عبارتند از:
( ۱۰۵۲- (فاز ۴ k-201 , 1051-k- واحد ۱۰۵ گاز تصفیه شده از ۱۰۱
( ۱۸۵۴- (فاز ۵ le-401 , 1053-k- واحد ۱۰۵ گاز تصفیه شده از ۳۰۱
واحد ۱۱۵ پرویان و بوتان تصفیه شده از واحد ۱۱۴ و ۱۱۵ فاز ۴
واحد ۱۱۵ پرویان و بوتان تصفیه شده از واحد ۱۱۴ و ۱۱۵ فاز ۵
واحد ۱۲۲ گاز برای توربین
واحد ۱۲۳ هوای ابزار دقیق
واحد ۱۲۴ نیتروژن
واحد ۱۲۶ آب نمک زدایی شده
خروجی های واحد عبارتند از:
Tie- in گاز صادراتی به واحد ۲۰۰ از طریق خط لوله به
۱۲۲ – D-101-B 122 و – D-101 A واحد ۱۲۲ گاز برای سیستم سوخت رسانی
FS( واحد ۱۴۰ خروجی به مشعل فشار متوسط ( اسیدی
FA ( واحد ۱۴۰ خروجی به مشعل فشار بالا (مرطوب
FB واحد ۱۴۰ خروجی به مشعل فشار پایین
ظرفیت واحد
۲۰۰۰ می باشد . در طراحی برای این واحد ۲ مورد MMSCFD کل ظرفیت واحد ۴ و ۵ برابر با
در نظر گرفته شده..
– شرح واحد:
گاز خروجی از ۴ بخش گازی در واحدهای ۱۰۵ شرح زیر وارد واحد ۱۰۶ می گردد . ابتدا بخش ۱
و ۲ از واحد ۱۰۵ در فاز ۴ وارد یک خط لوله شده و گاز بخش های ۳ و ۴ از واحد ۱۰۵ در فاز ۵
نیز وارد یک خط لوله جداگانه می کرد.
۴ را داده شد طراحی می – این واحد برای کار با ۴۰ تا ۱۰۰ در صد خوراک ورودی که در جدول ۱
شد.
تا بستان( برای هر کمپرسور) زمستان( برای هر کمپرسور) Kmole/h
۲۲۰۸۵
جریان خروجی بر حسب ۲۰۷۸
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرایط جریان ورودی و خروجی به واحد ۱۰۶ عبارت است
جداگانه به یک ورودی ESDV این ۲ خط لوله وارد واحد ۱۰۶ می گردند و در ورودی واحد بعد از
۳۲ بار می باشد . گاز / مشترک برای واحد ۱۰۶ تبدیل می گردد فشار ورودی در این بخش حودد ۳
ارسال می گردد. Tie-in پس از فشرده سازی توسط کمپرسورها با فشار ۹۰ باریه
– بخش کمپرسور
ورودی هر Drum گاز ورودی پس از وارد شدن به یک ورودی مشترک برای واحد ۱۰۶ به طرف
کمپرسور هدایت می شود.
با توجه به اینکه برای هر فاز ۲ کمپرسور جهت کارکرد عمو می و یک کمپرسور به صورت آماده به
می شود . و سپس وارد کمپرسور شده و با فشار Drum کار طراحی شده، گاز با فشار ۳۲ وارد
۹۲/۵ از آن خارج می شود، گاز با دمای بالا وارد کولر هوایی برای خنک سازی شده و تا دمای ۵۸
ا رسال می شود. IGAT و سپس به خط ۵۶ اینچ و ۴ Tie-in درجه خنک می گردد. و سپس با
است . در حالت P = 29bag , T = −۹۰°C گاز ورودی به واحد ۱۰۶ درارای نقطه شبنم برابر با
عادی هیچ گونه مایع همراه گاز به این واحد وارد نمی شود ولی به طور کلی یک مخزن کوچک
های ورودی، توسط خط لوله زیرزمین متصل گشته همچ نین قسمت Drum متصل به تمامی
خروجی کمپرسور نیز توسط خط لوله به این مخزن متصل است . مخزن نیز به مشعل فشار متوسط
متصل گردیده است. FS اسیدی
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
سیستم تقسیم بار:
این سیستم بار را بین ۴ کمپرسور موازی در حال کار تقسیم می کند، تا بتوان از سیستم به صورت
بیهنه استفاده کرد در این حال ت می توان از گردش گاز در شرایطی که بار واحد زیاد است
جلوگیری کرد . گردش گاز در سیستم می تواند به دلیل تفاوت در منحنی عملکرد و یا تفاوت در
سرعت کمپرسور و خصوصیات آن باشد.
سیستم تقسیم بار بر اساس اندازه گیری جریان در خروجی هر کمپرسور و تقسیم بار بین ۴
کمپرسور با توجه به سیستم کنترل سرعت مخصوصی است که برای هر کمپرسور جداگانه عمل می
کند.
:Antisurge – سیستم
انجام می شود . در جریان Antisurge محافظت از هر کمپرسور توسط یک سیستم کنترل کننده
از کمپرسورها در برابر صدمات احتمالی Antisurge و سیستم کنترل Antisurge valve پایین
محافظت می کند.
ورودی ارسال Drum گاز با فشار بالا را از بعد از کولرهای هوایی گرفته و به .Antisurge سیستم
می کند.
-کنترل فشار ورودی
سیستم کنترل فشار با توجه به تنظیم سرعت کمپرسورهای در حال عملکرد، فشار ورودی واحد را
کنترل می کند. PIC-0005B در مقدار تنظیم شده بر اساس
یک کمپرسور ، کنترل کننده فشار با یک نقطه shut down در صورت هر گونه اتفاق همانند
را باز کرده تا هم فشار واحد ۱۰۶ و هم PV-0005A1, A تنظیم بالاتر، شیرهای کنترل فشار ۲
واحدهای بالا دستی را کنترل نماید.
Antisurge -کنترل
برای هر کمپرسور طراحی شده. Antisurge یک کنترل کننده
Surge اهداف حفاظت کمپرسور در برابر
۱ جلوگیری از صدمه به کمپرسور و آشفتگی فرآیند تولید.
۲ نگه داشتن فرآیند تولید در حداقل شرایط قابل قبول.
را Antisurge شیر مخصوص ،Antisurge برای رسیدن به این اهداف ،یک سیستم کنترل
زمانی اتفاق می Surge . کنترل می کند تا جریان حجمی هر کمپرسور در سطح مناسب نگه دارد
افتد که جریان ورودی در مقایسه با فشار زیاد در قسمت خروجی کمپرسور، از مقدار مناسب کمتر
شود، در این حالت فشار و جریان، تا زمان افزایش جریان ورودی به میزان مناسب ،به شدت نوسان
می کند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
با توبه به منحنی عملکرد، نقطه حداقل جریان و حداکثر فشار در نقطه ای بنام نقطه حداقل
تعریف شده است. Surge
نام دارد. Sung تمامی این نقاط، یک منحنی را تشکیل می دهند که خط حداقل
به شدت کند است، باید قبل از اینکه Surge با توجه به اینکه اقدامات صحیح برای خروج از شرایط
نزدیک شود، اقدامات لازم انجام گیرد، در این شرایط منحنی به نام منحنی Surge شرایط به حالت
است. Surge تعریف شده که دقیقا موازی با منحنی حداقل Surge کنترل
Sunge – جلوگیری از شرایط
باید توانایی دور کردن Antisurge کنترل کننده ،Surge برای محافظت از کمپرسور در شرایط
را داشته باشد. Surge کمپرسور را از شرایط
این شرایط ایجاد می کند که اطلاعات از متغیرهای زیر در دسترس باشد.
دمای ورودی و خروجی کمپرسور
فشار ورودی و خروجی کمپرسور
Antisurge موقعیت شیر
– کنترل فشار خروجی
در خروجی کمپرسور قرا ر دارند تا از کمپرسور در برابر کاهش فشار در شبکه صادرات گاز HV یک
(۱۰۶X-HV- محافظت کند. ( ۰۰۲۸
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۷ – برج جدا کننده پروپان
-DEPROPANISER
مایعات هیدروکربنی از پائین دی اتانایزر از ترین ۱ و ۲ برای فاز ۴ ( ترین ۳ و ۴ برای فاز ۵ ) در
۱۰۷ تحت کنترل سطح ( – C – واحد ۱۰۷ با هم مخلوط می شوند و به برج دی پروپانایزر ۱۰۱
۲۱/۳ کار می کند . barg کنترل می شود . عملکرد این برج که در فشار Flow که با ( level
تولید جریان پروپان به عنوان جریان بالای برج می باشد . محصول پائین که شامل بوتان و سنگین
۱۰۷ فرستاده می شود . گاز بالای – C – تر می باشد به عن وان خوراک به برج دی بوتانایزر ۱۰۲
°C 107 تبدیل به مایع می شود – A – برج دی پروپانایزر سرد می شود و کاملاً در کندانسور ۱۰۱
۱۰۷ ارسال می گردد . – D – دی پروپانایزر ۱۰۱ Refluxdrum پروپان مایع به T = 60
-۱۰۱ A/B قسمتی از پروپان مایع به بالای سینی بالایی برج به عنوان مایع برگشتی بوسیله پمپ
۱۰۷- تخت P-107 A/B 107- فرستاده می شود و قسمت دیگر پروپان مایع بوسیله پمپ P
و COS کنترل می شود به واحد ۱۱۴ ارسال می گردد جایی که flow که بوسیله level کنترل
مرکاپتانها جدا خواهند شد .
به LP Steam 107 می باشد که از بخار کم فشار – E – این برج همچنین دارای یک ریبویلر ۱۰۱
۱۳۸ می باشد °C عنوان وسیله گرم کننده استفاده می کند . دمای پائین برج دی پروپانایزر حدوداً
( DEBUTANISER ) -+جدا کننده بوتان
flow که با شدت جریان level مایعات هیدروکربنی از پائین دی پروپانایزر تحت کنترل
از واحد ۱۱۴ به برج Sour Washing Butane کنترل می شود بعد از مخلوط شدن با برش
۷/۲ کار barg 107 فرستاده می شود . این برج که در فشار عملیاتی – C – دی بوتانایزر ۱۰۲
می کند دارای یک کندانسور و یک ریبویلر می باشد .
۶۰ کاملاً به مایع تبدیل می شود و °C 107 در دمای – A – گاز بالای برج در یک کولر هوایی ۱۰۲
۱۰۷ منتقل می شود . قسمتی از این بوتان مایع – D -102 Reflux Drum بوتان مایع سپس به
به عنوان مایع flow 107- ( پمپ رفلاکس ) تحت کنترل P-102 A/B بوسیله پمپ
) ۱۰۷- P-103 A/B برگشتی به سینی بالایی برج بر می گردد . و قسمت دیگر آن بوسیله پمپ
به واحد ۱۱۵ ارسال می گردد البته بیش از ارسال به واحد ۱۱۵ ابتدا ( Butane Feed Pump
۴۰ پائین می آید و °C 107- تا دمای E – دمای بوتان بوسیله آب دریا در بوتان کولر ۱۰۴
Butane کنترل می شود به واحد ۱۱۵ flow رفلاکس که با level سپس تحت کنترل
فرستاده می شود جایی که مرکاپتانها از بوتان گرفته می شوند . Treatment
به عنوان گرم کننده استفاده می کند . دمای پائین دی بوتانایزر LP Steam ریبویلر بوتانایزر از
۱۳۰ می باشد . °C حدوداً
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
مایعات هیدروکربنی از پائین برج دی بوتانایزر پمپ می شوند . برای جلوگیری از فلاش شدن
پمپ می شوند و ( Condensate Circulation ump ) 107 – P-105 A/B بوسیله پمپ
۶۰ C 107- دمای آن ۰ A- قبل از اینکه به واحد ۱۰۳ فرستاده شود در یک کولر هوایی ۱۰۳
کنترل می Flow پائین می آید . سپس مایعات هیدروکربنی تحت کنترل سطح دی بوتانایزر که با
شود به واحد ۱۰۳ فرستاده می شود .
– بازیافت بخارات مایع شده
– E -101/ در ریبویلر دی پروپانایزر ( ۲۰۱ ( LP Steam Condensate ) بخارات مایع شده
– D -104/204 ) Surg Drum 107- ) در یک E-102/ 107 ) و ریبویلر دی بوتانایزر ( ۲۰۲
۱۰۷- به واحد ۱۲۱ ارسال می P-106/206 A/B 107 ) جمع می شوند سپس بوسیله پمپ
گردند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
DR AWING N. REV.
hi d i h f h i d d i i f i i l hbi i d
Jo b.
Doc.N.2017 Par s O il & Gas Co mpany
IRA N – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. D ATE D ESC RIPTION BY CHKD APPR
Plant:
D oc. n°
REV. D ATE DESC RIPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACILITIES
UNI T 107 : NGL FRACTIONATION
PROCESS FLOW DIAGRAM
۲۰۱۷-۱۰۷-۰۰۲۰-۰۰۰۱ ۵
۰۳۵۱۰٫D WG
۲ ۱۹/۰۴/۰۲ IFD AB AMF FC
۳ ۱۴/۰۶/۰۲ AFD AB AMF FC
۴ ۲۵/۱۰/۰۲ RE-AFD CM AMF AMF
۳۰ ۳۲۵ R HF SP 20510
۱۰۷ -GD-B- 03510
۵ ۱۵/۰۵/۰۳ IAFD( HAZOP ,PTR INCORPORATED) W.W.CHOI Y.J.LIM H.M.CHANG
۳۰۹۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۸ – واحد بازیافت گوگرد
– Sulphur Recovery Unit
وارد پالایشگاه می شوند ، به صورت سه ( Sea Line ) گازهای ورودی که توسط خطوط دریایی
نیاز به تصفیه دارند . ، ( Reciption Facilities ) فازی بعد از استحصال میعانات در واحدهای
نیاز به واحدهای شیرین سازی می ( Sour Gas ) از گازهای ترش H2S در ابتدا جهت حذف
است . به دلیل ( Acid Gas ) باشند . خروجی برج احیاء در واحد شیرین سازی شامل گاز اسیدی
مقررات زیست محیطی و استانداردهای مربوطه سوزاندن این گازها غیر ممکن به نظر می رسد از
( SRU ) از این گازها امری ضروری است که این عمل در واحد گوگرد زدایی H2S این رو حذف
موجود در گاز اسیدی را حذف نمود . H2S انجام می شود . با توجه به واکنشهای مربوطه می توان
در کوره زباله سوز ( ( Flue Gas ) محصول خروجی از این واحد به صورت گازهای سوختی
از سیستم خارج و به اتمسفر فرستاده می شود . گوگرد SO به صورت گاز ۲ ( Incinerator
حل شده در H2S جهت خارج شدن Degasing Pit موجود به صورت مذاب در مخزنی به نام
خارج می شود Circulation و پمپ های ( AQUISULF ) گوگرد مذاب توسط کاتالیست ها
و گازهای حاصله نیز در کوره زباله سوز سوزانده می شود .
توسط پمپ به واحد دانه بندی گوگرد (واحد ۱۴۴ ) فرستاده می شود . H2S گوگردهای عاری از
از گازهای اسیدی ارسال شده از ۴ واحد H2S شامل ۴ ترین ، که جهت حذف SRU واحد
شیرین سازی می باشد . هر ۲ ترین از این واحد شامل یک کوره زباله سوز و کل مجوعه حاوی
می باشد . ( Stack ) یک دودکش
معرفی واحد
می باشد که بسته به حالتهای مختلف عملیاتی HC وCO و ۲ H2S خوراک واحد شامل
از گازهای اسیدی و تبدیل آن به گوگرد نیاز به یک H2S دستخوش تغییرات است . جهت حذف
سری واکنشها و قاعدتاً راکتورهایی که واکنش را تسریع می بخشند ، لازم به نظر می رسد . به علت
را به گوگرد تبدیل نمود ، از این رو با H2S اینکه نمی توان طی یک مرحله واکنش ( ۱ ) تمام
را به گوگرد تبدیل خواهیم کرد . ( واکنش H2S توجه به واکنشهای مربوطه ، طی سه مرحله تمام
( ( ۲ )
۲H2S + O2 S2 + 2H2O
H2S + 3/2 O2 SO2+H2O +124 k cal/mol
۲H2S + SO2 3/n Sn + 2H2O – ۱۱ k cal /mol ( for S2) + 34 kcal/mol
( for S8 (liq))
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
:( By Product ) واکنشهای جانبی
می شوند شامل: COS , CS واکنشهای فرعی که منجر به تولید ۲
CH 4 + 2 S2(g) CS2 + 2 H2S
H2S(g) H2(g) + S(g)
CO2 + H2 CO + H2O
CO + S COS
واکنشهای فوق نیز ممکن By product حاصل از سوختن و وجود H2S همچنین به علت وجود
است انجام گیرد .
COS + H2O CO2 + H2S
CS2 + H2O COS + H2S
در بستر کاتالیست ها ، باعث سیاه شده کاتالیست تا مغزدانه می شود . COS که وجود
– توصیف فرآیند
B.L. ) وارد محدوده واحد Steam tracing گاز اسیدی ورودی به واحد با سایز” ۲۴ و به صورت
۱/۸ می باشد . همچنین هوای مورد نیاز bara 60° و C ) می شود . دما و فشار این گاز به ترتیب
۱۰۸ تامین می شود . – K -201 A/B/C ( توسط دمنده های هوا ( بلوورها H2S جهت سوزاندن
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۱۰۸ – E – 106 ( Preheater ) هوا و گاز اسیدی جهت بهتر سوزی وارد مبدل های حرارتی
°C جه ت پیش گرم شدن تا ( PA ) 108 برای هوا – E – و ۱۰۷ ( GA ) برای گاز اسیدی
می باشد . پس از ( HP Steam ) 220 می شوند . بخار مصرفی از نوع فشار بالا
جهت سوزاندن ، می شوند ( Reaction Furace ) پیش گرم شدن ، وارد کوره واکنش
۱/۵ خواهد bara 1000 و C دما و فشار گاز به ۰ ، Main Burner پس از سوزاندن در
Reaction Furnare Boiler وارد Claus Gas رسید گاز حاصل به نام
و همچنین سرد شدن جهت تولید گوگرد مذاب ( LP Steam ) فشار پایین Steam جهت تولید
تولیدی در اتاقک احتراق ، تولید SO موجود همراه با ۲ H2S ( می شوند . بر طبق واکنش ( ۲
منجر به گوگرد مذاب خواهد شد که حدود ، Steam گوگرد می کند که پس از سرد شدن و تولید
Degasing %48 از انتهای کوره واکنش ، گوگرد مذاب از سیستم و از داخل تیوب ها خارج و به
ارسال می گردد . Pit
در سایز ” ۸ و جود دارد که ، H2S ( By-pass ) خط کنار گذر ( RF ) در انتهای کوره واکنش
استفاده می شود . زیرا در مواقع ( Start ) و یا زمان شروع واکنش Turn Down در مواقع
Fixed ) پایین است . جهت انجام واکنش در راکتورهای بستر ثابت H2S اضطراری که غلظت
می باشد . همچنین جهت کنترل د مای H2S اضافی برای بالا بردن غلظت H2S نیاز به ( Bed
از وسط تیوبهای بویلر کوره واکنش ، خط ” ۲۰ با دمای ( RF ) خروجی از کوره واکنش
جهت تولید بخار ، از سیستم خارج BFW 50 به طور به طور مستقیم و بدون تماس با °C حدود
۲۳۵ °C را در حدود RF و وارد یک شیر کنترل سه زاویه ای می شود . این خط دمای خروجی از
۱/۳۸ تنظیم می کند . bare و فشار
موجود ، وارد بستر اول راکتور که توسط کاتالیست های SO گازهای اسیدی واکنش نداده همراه با ۲
پر شده جهت ( CR و همچنین نوعی کاتالیست تجارتی به نام ( ۳۵ Activated Aluming
۳۰۷ و / تسریع واکنش ، می شوند به علت گرمازا بودن واکنش دمای خروجی از بستر اول برابر با ۵۸
۰/۴ می باشد . حال گازهای خروجی از بستر اول وارد کندانسور اول bar همچنین افت فشار
می شود . بخارات حاصله ( SL ) جهت سرد شدن و تولید گوگرد و همچنین تولید بخار فشار پایین
تولید شده بود ( RF ) 108 ) که قبلاً توسط – D – 102) Steam Drum از این کندانسور وارد
تولیدی Steam فشار پایین متصل می باشد . فشار و دمای Steam ، می رود که به خط اصلی
نیاز به Steam 162 می باشد . همانطوریکه می دانیم ، جهت تولید °C 6/5 و bara در حدود
را با توجه BFW و کندانسور اول مجهز به شیر کنترلی است که خوراک RF می باشد که BFW
به سطح مایع در داخل ظرف و کندانسور تنظیم می کند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
Degasing در کندانسور اول بعد از تولید گوگرد مذاب تمامی گوگرد وارد خط اصلی که به سمت
می رود . هدایت می شود . بقیه گازهای واکنش نداده پس از پیش گرم شدن توسط بخا ر فشار Pit
bara 205° و C برابر Reheater وارد بستر دوم می شود . دما و فشار گاز بعد از ( SH ) بالا
۱/۲۶ می باشد .
پس از ورود به بستر دوم راکتور و با توجه به گرمازا بودن واکنش و افت فشار در راکتور بستر ثابت ،
۱/۲۲ خواهد رسید . مجد داً گازهای واکنش داده شده در bara 222° و C فشار و دمای آن به
۱۰۸ ) خواهد شد . – E – راکتور جهت سرد شدن و تولید گوگرد مذاب ، وارد کندانسور دوم ( ۱۰۲
قطعی است با این تفاوت که بخارات تولید شده در یک کولر هوایی از Steam در اینجا نیز تولید
و شیب ۲۷ % درصد ، سرد شده و به صورت مایع کندانس شده ، مجدد Induced Draft نوع
وارد کندانسور می شود در انتهای کندانسور ، چون گازهای واکنش داده شده سرد می شود ، تولید
ارسال می شود . بخشی Degasing Pit گوگرد می کند و به خط اصلی گوگرد جهت هدایت به
۱۹۵ می شود . در °C از گازهای واکنش نداده وارد بستر سوم راکتور پس از پیش گرم شدن تا
۱۹۸ افزایش می یابد که وارد کندانسور سوم جهت تولید گوگرد می °C. بستر سوم مشابهاً دما تا
شود . بخار تولیدی در این کندانسور نیز مانند کندانسور قبلی وارد کولرهای هوایی می شود و به
صورت مایع کندانس شده مجدداً وارد کندانسور می شود .
Final Separator گازهای باقی مانده و واکنش نداده خروجی از کندانسر سوم ، وارد ظرفی به نام
۱۰۸ ) جهت خروج گازهای سوختی و همچنین گوگرد ، خواهد شد . – D – 105)
( Flue Gas ) گازهای سوختی ، ( TGCU ) Tail Gas Clean Up گازهای باقی مانده به نام
ارسال می شود . ( Incinerator ) جهت سوراندن در کوره زباله سوز
۱۲۵ و °C شامل Final Separator مشخصات دمایی و فشاری گازهای خروجی از
که توسط کاتالیست Degasing Pit 1/6 می باشد. همچنین گازهای استحصال شده در bara
استحصال ( P-102 ) Circulation و همچنین پمپ های ( AQUISULF ) هایی همچون
۱۰۸ ) که با بخار فشار پایین کار می کنند ، باعث خلاء کردن – J – می شود توسط اژکتور ( ۱۰۱
مخزن می شوند که همراه با هوای ورودی وارد کوره زباله سوز می شود .
احتمال انفجار در این مخزن می رود ، از این Degasing Pit و هوا در H2S به علت مخلوط شدن
موجود در هوا را اندازه گیری می H2S رو آ نالایزری در این مخزن تعبیه شده است که میزان
کند ، این میزان ، نباید بیشتر از ۴۰ % درصد حجمی باشد .
نصب شده است که SO و ۲ H2S آنالایزرهای ، Final Separator همچنین در خروجی گاز از
باید در آنها رعایت شود . حال با توجه به سیستم های کنترلی H2S/SO2 = نسبت ۲
میزان هوای ورودی جهت بهتر سوخت گاز اسیدی ، تنظیم می شود . ، Feed Back
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
°C شامل Degasing Pit مشخصات دمایی و فشارهای گازهای استحصال شده از
می SO و ۲ H2S 1/06 می باشد . حال گازهای ورودی به کوره زباله سوز که شامل bara 125/2 و
سوزانده می شوند . Fuel Gas باشد ، جهت سوزانده شدن بر طبق واکنش ( ۲ ) توسط
۱ می باشد . bara 800 و فشار خروجی آن °C دمای کوره زباله سوز
همچنین در انتهای کوره زباله سوز آنالایزر اکسیژن وجود دارد که با توجه به سیستم کنترلی میزان
هوای معرفی را تعیین می کند زیرا بر طبق واکنش فوق
SO2 + 1/2O2 SO3
در سیستم بسیار خطرناک است که اثرات زیست محیطی فراوانی خواهد داشت . ترکیب SO تولید ۳
می باشد که میزان NZ و CO وCO و ۲ SO و ۲ H2S شامل Stack درصد گازهای خروجی از
۱۰ باشد . ppm باید کمتر از Stack خروجی از H2S ترکیب درصد استاندارد گاز
( P- عاری شده اند توسط پمپ های انتقال دهنده ( ۱۰۳ H2S همچنین گوگردهایی که از
واردواحد ۱۴۴ که واحد دانه بندی گوگرد است ، خواهند شد کلی ه مسیرهای انتقال گوگرد به
می باشند چون در سرد شدن گوگرد در خطوط انتقال و steam jacket صورت ژاکت بخاری
همچنین بیش از حد گرم شدن آن مشکلات فراوانی را خواهد ساخت .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۰۹ -تصفیه آب اسیدی
-Sour Water Stripper
بدست امده از واحدهای Sour Water از Sour Components هدف این واحد خارج کردن
t/h می باشد .ماکزیمم دبی آب ترش ورودی ازهمه واحدها train دیگراست. این واحد دارای ۲
۴است وظرفیت طراحی شده این t/h 34 خوراک ازدیگرواحدهاحدود t/h ، ۳۸ می باشدکه ازواحد ۱۰۲
است همه خو راکی که از واحد NEG و H2s ، H2o 40 می باشد.اجزاءاصلی خوراک t/h واحد
جمع اورِی می شود و دراین درام آب Feed Drum 129 می اید در ،۱۱۶ ،۱۰۴ ،۱۰۳ ، ۱۰۲
فرستاده می شند .هیدروکربنهای جمع شده بوسیله Flare ازهم جداشده واب وبخارات به Oil و
فرستاده می شوند .آب موجود دردرام Burn Pit 143 یا به _T _ پمپ بطورناپیوسه به ۱۰۲
نیزبوسیله پمپ پس ازعبورازفیلتربه برج عریان کننده فرستاده می شود .دراین برج که یک برج
وهیدروکربنهای سبک بوسیله گرم کردن جدا می شوند گرمای مورد Co2،H2s اکنده است
وبوسیله بخارفشارپایین که Kettle Type تأمین می شد که ازنوع Reboiler نیازبوسیله یک
عبور می کند، گرم می شود. Tude از
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
درمواقع اضطراری می توان این حرارت رابا تزریق مستقیم بخار به پایین برج نیز تأمین کرد . برج
شامل سه بستراست که خوراک بین بستر دوم وسوم (شماره گذاری بسترها ازپایین ) تزریق می شود
را Ammonium Component نیز درصورت نیازبه برج تزریق می شودکه Costic مقداری
مایع شده وتا دمای Partial بصورت Air Cooler تجزیه می کند.بخارات بالای برج بوسیله یک
کردن مقداری ازجریان انجام می شود .جریان Bypass 95 خنک می شوند .این کنترل دما بوسیله C
وهیدروکربنهای آ ن به Flsre شده درانجا گاز اسیدی آن به Reflux Drum بالاسپس وارد
فرستاده می شود وآب بدون کربن به بالای بسترسوم برج پمپ می شود .جریان Sump Drum
۶۰ خنک می شود که این دما C فرستاده شده و تا Air Cooler پایین برج بوسیله پمپ به یک
به عنوان محصول به Air Cooler کردن کنترل می شود. خروجی Bypass نیز بوسیله
Feed دوباره به Recyceling Line 129 فرستاده می شود ویا مقداری ازان از یک _X _102
پس Sump Drum Coil وبخار Reboiler تزریق می شود.مایعات بدست امده ازبخار Drum
درون یک درام جمع اوری می شود وسپس به واحد ۱۲۱ پمپ Air Cooler ازخنک شدن دریک
می شود.
واحد ۱۱۰ – واحد پشتیبان کننده میعانات گازی
– Back – Up Stabilisation
هدف از واحد ۱۱۰ جایگزین کردن این واحد بجای یکی از واحدهای ۱۰۳ برای جدا کردن میعانات
می باشد . ( Flare ) به طرف مشعل off – gas گازی از محلول گلایکول و آب و فرستادن
مشخصات میعانات گازی تثبیت شده بعد از مخلوط شدن با میعانات گازی که از ۱۰۷ می آید باید
مطابق زیر باشد .
۱۲ PSIA= در زمستان RVP
۱۰ PSIA = در تابستان RVP
این واحد بطور نرمال در سرویس نیست و درمواقعی که واحد ۱۰۳ دارای مشکلات عملیاتی و یا
تعمیراتی باشد از این واحد استفاده می شود .
۱۰۰۰ ( خوراک ورودی به MMSCFD این واحد توانایی جدا کردن میعانات گازی را با ظرفیت
پالایشگاه برای یک فاز ) را دارد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
دیاگرام زیر نمایی کلی از واحد ۱۰۳ فاز ۵ و واحد ۱۱۰ را نشان می دهد
شرح فرآیند
– D -101/ مخلوط میعانات گازی با گلایکول و آب ابتدا با مایعات هیدروکربنی آمده از واحد ۱۰۲
۱۱۰ با میعانات گازی – E -101 A/B 100 مخلوط می شود سپس در مبدل های حرارتی
می تواند با Preflash Drum تثبیت شده گرم می شود. بعد از این مبدلها ، خوراک ورودی به
از ۱۴۳ مخلوط شود . سپس خوراک اصلی وارد Off Spec خوراکهای دیگری از ۱۰۴ و
۱۳ می باشد . دمای barg 50 و فشار °C می شود شرایط عملیاتی این درام Preflash Drum
۱۱۰ کنترل می شود . – E – 110 بوسیله بای پاس دومین هیتر ۱۰۲ – D – ورودی به ۱۰۱
یک جدا کننده سه فازی است که : Preflash Drum
که به طرف مشعل فرستاده می شود Flash gas
محلول گلایکول همراه آب که به واحد ۱۰۲ فرستاده می شود
۱۱۰ پمپ می شوند – P – 101 A/B مایعات هیدروکربنی که به وسیله پمپهای
۱۱۰ ( از درون تیوپ ) با جریان میعانات – D – 110 میعانات از ۱۰۱ – E – در مبدل حرارتی ۱۰۲
۱۱۰ می آید ، گرم می شود . به منظور ت نظیم فشار بخار – D – گازی تثبیت شده که از ۱۰۲
SLUG CATCHER
واحد ١٠٠ فاز ۴
SLUG CATCHER
واحد ١٠٠ فاز ۵
BACK-UP
STABILISATION
واحد ١١٠
CONDENSATE
STABILISATION
واحد ١٠٣ فاز ۵
مایعات هیدرکربنی از
١٠٠١ – HP Seperator
میعانات گازی تثبیت شده
On- SPEC
LIQUID AND GLYCOLATED WATER
LIQUID AND GLYCOLATED WATER
پنتان وسنگینتر از
(C۵+) واحد ١٠٧
آب وگلایکول به
طرف واحد ١٠٢ مایعات هیدرکربنی از
واحد ١٠۴ و ١٠١ ترین ١و ٢
آب وگلایکول به
طرف واحد ١٠٢
مایعات هیدرکربنی از
واحد ١٠۴ و ١٠١ ترین ٣و ۴
مایعات هیدرکربنی از
– HP Seperator
یا
Flar به طرف Off Gas
HP به طرف Off Gas
ها واحد ١٠٠٢ Seperator
میعانات گازی تثبیت شده
On- SPEC
میعانات گازی تثبیت نشده
OFF- SPEC
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۱۳۷/۲ در °C 110 تا دمای – E – میعانات با مشخصات مورد نیاز در مبدل حرارتی ۱۰۳
گرم می شود در ضمن دمای خروجی HP Steam 149/2 توسط °C زمستان و در تابستان تا
کنترل می شود که این FV 110 توسط ۰۰۶۵ – E – مایعات هیدروکربنی تثبیت نشده از ۱۰۳
میزان شدت جریان ورودی به هیتر را تنظیم می کند . FV
بعد Flash Drum 110 – D – تولید شده از واحد ۱۰۷ با خوراک ورودی به ۱۰۲ C محصول + ۵
۱۱۰ مخلوط می شود . در این درام اجزاء سبک همراه مایعات هیدروکربنی فلش – E – از ۱۰۳
۳ می باشد . barg شده و به طرف مشعل برای سوزاندن فرستاده می شود . فشار عملیاتی این درام
محلول گلایکول و آب جدا شده بطرف واحد ۱۰۲ فرستاده می شود و مایعات هیدروکربنی تثبیت
– ۱۰۱ A/B پس از گذشتن از مبدلهای حرارتی Flash Drum 110 – D – شده خروجی از ۱۰۲
Degassing 110 سرد می شود و وارد آخرین درام می شود که – E – 110 و ۱۰۲ – E
کنترل می PV 0009A/B 110 نامیده می شود . فشار این درام بوسیله – D – 103 Drum
شود و در مواقع افزایش فشار مقداری گاز آزاد شده بطرف مشعل فرستاده می شود . میعانات گازی
۱۱۰ – T – 101 A/B/C/D 110 به مخازن نگهداری – P – تثبیت شده بوسیله پمپهای ۱۰۱
۱۴۳ فرستاده می شود . – T – مناسب نباشد به ۱۰۲ RVP فرستاده می شود و در مواقعی که
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
DR AWING N. REV.
This do cumen t is ht e pro perty of N.I.O .C. A ny u n au ht o irse d atet mp tto rep ro du ce i,t in an y fo rm ,is srtictyl p rohibited.
Job .
Doc.N.2017 Pa rs O il & Gas Co mpany
IRAN – SOUTH PA RS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. DATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
Plant:
Doc. n°
REV. DATE DESCRIPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACIL ITIES
UNIT 1 10: CONDENS ATE BA CK -UP STABILIZATION
PROCE SS FLOW DIAGRAM
۲۰۱۷-۱۱۰-۰۰۲۰-۰۰۰۱ ۶
۰۳۵۰۶٫D WG
۳ ۱۹/۰۴/۰۲ IFD NB AMF FC
۴ ۱۴/۰۶/۰۲ AFD NB AMF FC
۵ ۲۵/۱۰/۰۲ RE-AFD AO AMF AMF
۳۰ ۲۱۵ R HF SP 20506
۱۱۰ -GD-B-03506
۶ ۱۵/۰۵/۰۳ IAFD (HAZOP, PTR INCORPORATED) WW. .CHOI YJ. L. IM H.M.CHANG
۳۰۹۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۱۱ -سیکل چرخشی سرماسازی پروپان
-Propan Gas Refrigereton
گازی استفاده می شود . پروپان Train این واحد به منظور کمپرس پروپان جهت سرمایش در
۲۰/۶ به صورت مایع می باشد جهت تبادل bar 60 وفشار C کمپرس شده دراین واحد که با دمای
ارسال می شود.درفازهای ۴و ۵ درمجموع شش واحد ۱۱۱ Train حرارت به مبدل های حرارتی در
که به دو دسته سه تایی برای هردو فاز تقسیم شده اند . به این صورت که دریک دسته سه تایی دو
می باشد که با دو واحد دیگر Stand By واحد همیشه درحالت سرویس دهی ویک واحد درحالت
Stand By به صورت موازی می باشد ودرصورت ایجاد مشکل برای هرکدام از واحدها، واحد
واردمی شود که ازان به عنوان Surge Drum جایگزین آن می شود.درابتدا پروپان ازواحد ۱۴۵ به
فرستاده می شود . Train به Surge Drum استفاده می شود وپروپان ازطریق Make Up
پروپان پس تبادل حرارتی درچهار مبدل بصورت بخار ازطریق دولاین به واحد برمی گردد .درابتدا
مرحله اول کمپرسور و یکی Suction Drum می شود که یکی Suction Drum وارد دو
۱۰ مایعات همراه گاز راگرفته C 3 ودمای / مرحله اول بافشار ۵ . Suction D، مرحله دوم می باشد
مرحله دوم می Suction Drum وگاز را به مرحله اول کمپرسور انتقال می دهد. لاین دوم وارد
۱۹ کارمی کند وپس ازگرفتن مایعات همراه گاز، گاز را به C 7 ودمای bar شود که بافشار
بسیار با اهمیت Suction D در Level مرحله دوم کمپرسورمی فرستد. پایین بودن Suction
باعث ورود مایعات به کمپرسور می شود که باعث خرابی دستگاه و Level می باشد زیرا بالا بودن
Level مرحله اول دارای Drum ازبین رفتن پره های آن می شود .بنابراین درحالت نرمال
می باشد. Level=%0/0
و دومرحله ای می باشد که باولتاژبالای ۱۱ Centrifugal کمپرسور:کمپرسور واحد ۱۱۱ از نوع
هزار ولت کار می کند . کمپرسور دارای یک موتورالکتریکی و یک گیربکس و در نهایت خود
و Centrifugal کمپرسورمی باشد که ازیک سیستم روغن کاری استفاده می کند. دوپمپ ازنوع
تشکیل شده است. روغن توسط پمپها ازمخزن Electrcal Coil و یک Air Cooler ونیز Filter
Air Cooler جهت گرفتن ذرات , وارد Filter 12 پمپ شده وپس لزگذشتن از bar روغن با فشار
۴۰ پایین می اورد که این روغن به عنوان روغن کاری C دما راتا Air Cooler. می شود
Working Oil ها استفاده می شود. همچنین برای خنک کاری گیربکس، پمپی به نام Bearing
وتوسط (Working Oil) درداخل خود گیربکس وجود دارد که روغن را ازمخزن گرفته Pump
مخصوص به خود سرد کرده وبرای خنک کاری گیربکس بکارمی گیرد . به منظور Air Cooler
کمپرسور استفاده می شود Discharge وهم ازگاز خروجی از N این کمپرسور هم از ۲ Sealing
به Discharge وبعد ازانکه N از ۲ Discharge به این صورت که درابتدا بخاطرنداشتن فشاردر
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
استفاده می شود . این کمپرسور به Sealing Gas فشارلازم رسید ازگاز خروجی آن به عنوان
در درامهای High Level می خورد که ازمهمترین انها می توان به داشتن Trip دلایل مختلفی
را نام برد . کمپرسورگاز پروپان را Discharge گاز خروجی از High Temp مرحله اول ودوم یا
Air 78 کمپرس می کند .پس ازان گاز کمپرس شده از C 21/6 ودمای bary تافشار
گازی Train 20 جهت انتقال حرارت درمبدل های حرارتی / گذشته وبه دمای ۶۰ وفشار ۶ Cooler
فرستاده می شود واین سیکل چرخشی پروپان به طورمداوم ادامه دارد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
DRAWING N. REV.
Th is do cume nt is the por peryt of N.I.O.C. Any un au tho rised attem pt to re pro du ce it, in na y ofrm, si stritcly por hibtied.
Job .
Doc.N .2017 Par s Oi l & Gas C ompany
IRA N – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. DATE DESCRIPTION BY C HKD APPR
Pla nt:
Doc. n°
REV. DATE DESCRIPTION BY C HKD APPR
ONSHORE FACILITIES
U NI T 11 1: PROPANE GAS REFRIGERATION CYCLE
PROCESS FLOW DIAGRAM
۲ ۰۱۷ -۱۱۱ -۰۰ ۲۰- ۰۰۰۱ ۵
۰ ۳۵۱۵٫DW G
۲ ۱۹/۰۴/۰۲ IFD AB A MF F C
۳ ۱۴/۰۶/۰۲ AFD AB A MF F C
۴ ۲۰/۰۹/۰۲ RE-AFD AB A MF F C
۳۰ ۴۰۰ R HF SP 20515
۱ ۱۱-GD-B-035 15
۵ ۱۵ / ۰۵/ ۰۳ I A FD (H A ZO P, P T R I NC ORP ORA TED ) S , K H, A N Y . J. LI M H . M. C HA N G
۳ ۰۹۴۰ ۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۱۳ -واحد احیاء کاستیک
-Caustic Regeneration
استفاده شده درواحد ۱۱۴ و ۱۱۵ محلول کاستیک درواقع مرکاپتانها SULFREX در فرآیند
جدا می کند . بعد از جداسازی ( Continuosly ) را از برشهای پروپان و بوتان بطور مرتب
از واحدهای ۱۱۴ و ۱۱۵ با هم جمع می ( RichCaustic ) مرکاپتانها ، کاستیک ضعیف شده
با ( Oxdiser ) شوند و خوراک واحد ۱۱۳ را تشکیل می دهند . جایی که کاستیک در اکسیدایزر
حضور هوا و کاتالیست احیاء می شود و مرکاپتانها تبدیل به دی سولفاید و آب می شوند . هوای
مصرفی نیز به واحد ۱۲۱ ارسال می شود و کاستیک احیاء شده مجدداً وارد واحدهای ۱۱۴ و ۱۱۵
می شود .
۱۱۳- E – ها وارد ۱۱۱ Extractor جریانهای کاستیک مصرفی از واحد ۱۱۴ و ۱۱۵ از
می شود علاوه بر این دو جریان کاستیک جبرانی نیز از طرف (Oxidizer LP Steam Heater)
نیز توسط (LC PS 40 به این خط تزریق می گردد . کاتالیست ( ۳ wt% واحد ۱۴۶ با غلظت
اضافه می گردد. Exchanger 113- به جریان ورودی به D – هوای پروسسی از ۱۱۱
۴۵ می باشد و در نهایت جریان خروجی بعد °C بالا بردن دما به اندازه Heater هدف از تعبیه این
۱۱۳- M – مربوطه ۱۱۲ Mixer از تزریق هوای لازم جهت انجام واکنش و همچنین عبور کردن از
Shell & مربوطه به صورت Heater . 113 روانه می گردد – C -111 Oxidiser به داخل
و بخار با فشار کم نیز از داخل لوله ها جریان shell می باشد که کاستیک دریافتی از Tube
انجام پذیرفته و به آب و RSH می یابد. همانطور که قبلاً ذکر شد واکنش هوا یا اکسیژن با
حاصل RSH تبدیل شده و کاستیک بدون RSH دی سولفاید تبدیل می گردد لذا می توان گفت
می گردد.
جریان خروجی که دارای هوای مصرفی و دی سولفاید ایل و همچنین Oxidiser از بالای
۱۱۳ جهت جداسازی روانه می گردد. فشار و دمای عملیاتی – D – کاستیک می باشد به سمت ۱۱۲
Disulphide 5/5 و ۴۰ تا ۵۰ درجه سانتی گراد می باشد. دستگاه بعدی که barg Oxidiser
نام دارد با توجه به اینکه هوای مصرفی در بالا و دی سولفاید ایل بالاتر از Oil Separator
خارج شده و پس از Drum کاستیک قرار می گیرد لذا دی سولفاید ایل از بالای قسمت افقی
۱۱۳- و جدا شدن کاستیک آمده همراه آن توسط F-112(sand Filter) شدن در Filter
به واحد ۱۴۶ ارسال می گردد. هوای مصرفی نیز از بالای قسمت A/B 113 – P – پمپهای ۱۱۴
D – به سمت واحد ۱۲۱ جهت مصرف ارسال می گردد. کاستیک نیز از پائین ۱۱۲ Drum عمودی
موجود در RSH 113- جهت گرفتن آخرین D -111(C4 Washing Drum) 113- به طرف
۱۱۳- انجام میشودوسپس با برش P -112A/B آن ارسال می گردد که این کار توسط پمپهای
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
– ۱۱۳- می گذرد. جریان کاستیک آمده از ۱۱۲ M -111 Mixer بوتان ورودی از ۱۱۵ از یک
-۱۱۲(Lean Caustic Cooler) 113 با توجه به اینکه دما نسبتاً بالایی دارد توسط – D
می رود. دما و فشار C4 Washing Drum 40° رسیده و سپس به C 113 به – D
۱۵/۳ می باشد . بعداز مخلوط شدن بوتان عاری از barg 40° و C (113 -D – عملیاتی ( ۱۱۲
ها جذب بوتان شده و این بوتان که به RSH مرکاپتان با کاستیک آخرین
معروف می باشد به واحد ۱۰۷ جهت شرکت در عملیات Sour Washing Butane Cut
-۱۱۶A/B فرستاده می شود. کاستیک احیا شده بعد از این مرحله توسط پمپهای Debutanizer
۱۱۴ به دلیل بالتر -C -111Propance Extractor 32/4 به Barg 113- با فشار P
۱۱۵ و یک شاخه نیز به -C -112 Butance Extractor بودن فشار و بدون پمپ به
Oxidiser 113 تزریق می گردد زمانیکه دمای -E – عنوان تعدیل دما به قبل از ورودی به ۱۱۱
را کاهش می دهد. Oxidiser 55° برسد لازم است که این جریان دمای C به بالاتر از
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
: NORMAL CASE
DRAWING N. REV.
This do cume nt is ht e p or p erty o f N .I.O.C. An y un au tho rised a tet mp tto re pro du ce it, in any form ,is strictly p roh ibited .
Doc.N.2017 32 210 R HF AX 21501 Par s O i l & Gas Co mp any
IRAN – SOUT H PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV DATE Rev ision BY CHECK’D APPR’D CLIENT
Plan t:
PFD01.DWG
۲۰ ۱۷- ۱۱ ۳- ۰۰۲ ۰- ۰۰۰ ۱ ۴
PRO CESS FLOW DIAG RAM
CAUSTIC REGENERATION SECTION 1
UNIT 11 3: CAUSTIC REGENERATION
ONSHORE FACILITIES
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
Revision
IRAN – SOUT H PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
DATE
Pla nt:
Doc .N.2017 32 210 R HF AX 21502
REV
DRAWING N.
: NORMA L CASE
P ars O il & Gas Co mp any
BY
R EV.
CHECK’D APPR’D CLIENT
Th is do cumen t si th e pro p erty o f N.I.O .C. An y u na uth orise d attempt to rep ro du ce it,i n a ny form ,is strictly p roh ibited . PFD02.DWG
۲ ۰۱ ۷- ۱۱۳ -۰ ۰۲ ۰- ۰۰۰ ۲ ۴
PROC ESS FLOW DIAGRAM
CAUSTIC REGENERATION SEC TION 2
UNI T 113 : CAUSTIC REGENERATION
ONSHORE FACILITIES
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۱۴ -شیرین سازی وآبگیری پروپان
-Propan Treatment and Drying
هدف از طراحی این واحد جداسازی ترکیبات گوگردی و مرکاپتان ها در یک حالت پیوسته می باشد.
COS و RSH دارای دو ترکیب (NGL Fractionation) پروپان دریافتی از واحد ۱۰۷
۱۵ و ۷ درصد وزنی از پروپان جدا (NaOH) می باشد که این دو طی دو مرحله شستن با کاستیک
می شوند و در نهایت پروپان خالص شده بعد از خشک شدن به واحدهای مربوطه جهت ذخیره و
صادر نمودن ارسال می گردد.
۶۰° می باشد لذا C این واحد به منظور پروپان خروجی از واحد ۱۰۷ با توجه به اینکه دارای دمای
(Extractor Cooler) 114 -E – 40° برسد و برای این منظور از ۱۱۴ C بایستی دمای آن به
و آب دریا Shell بوده که پروپان در قسمت Shell & Tube استفاده می شود. این مبدل از نوع
در قسمت لوله های آن جریان دارد.
پروپان خروجی از این کولر وارد اولین مرحله خالص سازی و شستشو با کاستیک ۱۵ % ارسالی از
معروف م یباشد Extractor 114 بوده که به -C – واحد ۱۱۳ می گردد. دستگاه مورد نظر ۱۱۴
۴۰° می باشد در این مرحله کاستیک ارسالی از C 31/5 و barg فشار و دمای عملیاتی این دستگاه
۴۰° از پائین سینی اول وارد می شوند در این مرحله C بالای سینی پانزدهم و پروپان سردشده تا
گرفته می شود بدین ترتیب COS موجود در پروپان و ۹۰ % ترکیب دیگر RSH تقریباً تمام
کاستیک به طرف پائین و پروپان به طرف بالا در این دستگاه حرکت نموده و با عبور کردن از
یکدیگر واکنش های زیر جهت خالص سازی کردن صورت م یپذیرند:
و کاستیک صورت پذیرفته و می توان در نهایت RSH طبق شماره گذاری بالا واکنش اول بین
در واحد ۱۱۳ این کاستیک را بازیافت و جهت مصرف دوباره به واحدها روانه ساخت اما واکنش دوم
بدست می آیند با COS در نتیجه هیدرولیز ترکیب H2S و COS و سوم با توجه به اینکه
تولید می گردند که بعداً Na2CO و ۳ Na2S کاستیک ترکیب شده و لذا دو نمک مضر به نام های
در مراحل بازیافت کاستیک در واحد ۱۱۳ به نحوی از سیستم جهت جلوگیری از لطمه زدن به
RSH+NaoH RSNa+H2s ( 1
Co2+2NaoH Na2Co3+H2s ( 2
H2s+NaoH 2Na2s+2H2o (3
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
LV توسط یک Extractor از پایین Rich Caustic عملیات بازیافت کاستیک خارج می گردند
به واحد ۱۱۳ ارسال می شود.
از دستگاه دیگری به نام COS بعد از اتمام مرحله اول خالص سازی با توجه به وجود ۱۰ % مابقی
استفاده می گردد. Finishing Drum
گرم شود که Propane Heater) 114-E – 70° توسط ۱۱۴ C قبل از ورود لازم است پروپان تا
جریان می یابد. tube بوده و پروپان در داخل shell & tube این مبدل به صورت
و کاستیک ۷% از (Finishing Drum) 114 -D – پس از آن پروپان از پایین سینی اول ۱۱۱
۱۱۴ به روی سینی هفتم -P-112A/B 114 (تانک کاستیک ذخیره) توسط پمپهای -E -114
جذب کاستیک شده و کاستیک COS مذکور تزریق می گردد. در مرحله دوم مابقی Drum
روانه م یگردد و پروپان نیز از بالای Sump Drum به سمت Drum مصرفی از پایین این
Propane ) 114 -E – به همراه مقدار کمی کاستیک به سمت ۱۱۴ Finishing Drum
۴۰° رفته تا جهت عملیات C جهت سرد شدن و رسیدن به دمای (Caustic Settler Cooler
شستشو با آب آماده گردد.
۳۰ می باشد. barg 70 و °C 114 -D – لازم به ذکر است که دما و فشار عملیاتی در ۱۱۱
و آب دریا که جهت Shell بوده و پروپان در داخل Shell & Tube 114 از نوع -E -112
جریان دارد. Tube خنک نمودن به کار می رود در
۴۰° با توجه به وجود مقدار کمی کاستیک درآن لازم است عملیات C بعد از سرد شدن پروپان
انجام (Propane Caustic Settler) 114 -D – شستشو با آب صورت گیرد که این کار در ۱۱۲
۱۱۴ )جهت مخلوط نمودن -M -111) Mixer می پذیرد قبل از ورود به این دستگاه یک
کامل آب با پروپان و بهتر انجام شدن عملیات شستشو موجود می باشد عملیات گردش آب توسط
۴۰° و C 114 انجام می گیرد دما و فشار عملیاتی پمپ -P-111A/B پمپهای
۱۱۴- )می باشد. که جهت جذب F -111) Sand Filter 29 می باشد. مرحله بعد از این یک barg
نمودن و جداسازی نهایی کاستیک موجود در پروپان به کار می رود که پروپان از بالا وارد این
کاستیک و بالاتر از آن جریان پروپان مرطوب جهت Filter دستگاه شده و در نهایت از پایین
۱۱۴ روانه می گردد. -D -101 A/B خشک شدن به طرف
و دیگری Molicolar Sieve بدین منظور یکی از درایرها همیشه در حال خشک نمودن توسط
barg می باشد که دما و فشار عملیاتی این خشک کن ها Standby و Regeneration در حالت
۲۸۰° می باشد. C 28/5 و ۴۰ تا
برنامه زمانبندی درایرها به صورت زیر می باشد
۲۴ ساعت زمان جذب نمودن آب
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
یا احیاء Regeneration 24 ساعت
برنامه زمانبندی حالت احیاء
(ramp up 8 ساعت( ۲ ساعت ( Heating ) گرم کردن
(rampup 0 ساعت / ۴ ساعت ( ۵ ( Cooling ) سرد کردن
۲/۵ ساعت Changover & Filling پر شدن وتغیر وضعیت
۹/۵ ساعت Stand By
جریان پروپان جهت خشک نمودن از پایین وارد می شود و جریان گرم از بالا جهت
وارد می گردند. Regeneration
۱۱۴- گذشته و بعد از انجام F-101A/B جریان پروپان خشک شده سپس جهت فیلتر شدن از
عملیات فیلترشدن پروپان به واحد ۱۴۷ ارسال می گردد. همچنین پروپان به واحدهای ۱۰۶ و ۱۰۷
۱۱۴- باتوجه به وضعیت موجود ارسال می گردد P- توسط ۱۰۳
و به واحد ۱۴۵ برای Statr Up پروپان به واحد ۱۰۶ برای تزریق به خط سراسری و به ۱۰۷ برای
فرستاده می شود. Cold Box سرما سازی و استفاده در جاهای خاص از جمله
به صورت زیر انجام پذیر است : Regeneration گردش پروپان جهت عمل
۱۱۴- هدایت P-101 A/B 114- به سمت پمپهای F -101 A/B یک شاخه پروپان خروجی از
۳ جریان / ۳۳/۹ جریان دو شاخه شده و تقریباً ۴ Barg شده که در آنجا با بالا رفتن فشار به اندازه
رفته و در آنجا با انجام Propane Regeneration Heater 114 -H- به طرف ۱۰۱
می باشد آغاز Heating که همان Regeneration عملیات گرم کردن تدریجی قسمت اول
۳۰۰° بالا رفته که بدلیل از دست دادن گرما در مسیر دما به C می گردد و دما در آنجا به اندازه
۲۸۰ می رسد و ورودی دایرها تقریباً همین دما را دارد سپس جریان از درایر خارج گشته °C اندازه
می گذرد که (Propane Regeneration Trim Cooler) 114 -A- و جهت سرد شدن از ۱۰۱
۴۰° می رسد پس C دومی دما به Cooler 60 و همچنین در °C اولی دما به Cooler در آنجا در
(Propane Regeneration آن جریان پروپان که مقداری آب به همراه دارد به سمت
۱۱۴ که آب آن تا حدود زیادی گرفته م یشود هدایت شده و جریان پروپان -F-102Coalescer)
۴۰° به سمت ورودی درایر که در حال خشک کردن C 29/9 و Barg با فشار و دمای عملیاتی
Regeneration 1 جریان / می باشد، می رود و در واقع عامل بالارفتن جزیی فشار در این دستگاه ۴
۱۱۴ می گذرد و این دستگاه می تواند در حدود -H-102 (Electrical heater) بوده که از
۱۱۴-F- 91/6° دما را بالا برده که قاعدتاً بالا رفتن دما با بالارفتن فشار بوده و فشار را در ۱۰۲ C
بالا می برد و یک نیروی لازم جهت فرستان پروپان به ورودی درایر را فراهم می آورد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
(Propane Oily Water Flash Drum) 114 به سمت -F- جریان آب خروجی از پایین ۱۰۲
هدایت Flare 114 فرستاده شده تا در آنجا آب از پایین به شبکه فاضلاب و گاز نیز به -D-102
۰/۳ می باشد. barg می گردد و فشار در این دستگاه تقریباً
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
: NORMAL CASE
DRAWING N. REV.
Th is d o cumen t is th e pro pe rty of N I..O.C. An y u nau tho rised attemp t to rep rod uc e it ,in a ny fo rm, is strictly p roh ibited .
D oc.N.2017 32 210 R H F AX 21503
IRAN – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV DATE Revision BY CHECK’D APPR’D CLIENT
Pla nt:
PFD01.DWG
۲ ۰۱۷ -۱ ۱۴ -۰ ۰۲۰ -۰ ۰۰ ۲ ۴
PROCESS FLOW DI AGRAM
PROPANE TREATMENT UNIT
UNI T 1 14 : PROPANE TREATMENT
ONSHORE FACILITIES
Par s O il & Gas Compan y
۲ ۰۹/۱۲/۰۲ RE-ISSUED IFD H.J .KIM Y.JL. IM
۴ ۱۵/۰۵/۰۳ IAFD H( AZOP ,PTR INCORPORATED) H.J .KIM Y.JL. IM
۳ ۰۷/۰۳/۰۳ AFD H.J .KIM Y.JL. IM
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
DRAWING N. REV.
Th is d o cume nt i sth e prop eryt o f N.I.O .C. A ny u n auth orised atet mpt ot rep rod u ce i,t in an y form ,is striclty p or hibiet d.
Job .
Doc .N.2017 Par s O il & G as Company
IRA N – SO UTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV. D ATE D ESCR IPTION BY CHKD APPR
P lant:
Doc . n°
REV. D ATE DESCR IPTION BY CHKD APPR
ONSHORE FACILITIES
UNIT 11 4: PROPANE TREATING
PROCESS FLOW DIAGRAM
۲۰۱ ۷-۱۱۴ -۰۰۲۰ -۰۰۰۱ ۵
۰۳۵۱۲٫DW G
۲ ۱۹/۰۴/۰۲ IFD NB AMF FC
۳ ۱۴/۰۶/۰۲ AFD NB AMF FC
۴ ۲۵/۱۰/۰۲ RE-AFD NB AMF AMF
۳۰ ۲۱۷ R H F SP 20512
۱ ۱۴ -G D-B-03 512
۵ ۱۵/۰۵/۰۳ IAFD H( AZOP,P TR INCORPORATED) NB AMF AMF
۳ ۰۹۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۱۵ – شیرین سازی و آب گیری بوتان
-Botane Treatment and Drying
شامل دو قسمت اساسی است ۱- تصفیه بوتان ۲- آب گیری خشک کردن بوتان است مرحله اول
می باشد . water recirculation در پمپ های Send Filter و settler و Extractor شامل
مرحله دوم شامل گروه درایوها و فیلترها و همچنین یک الکترو هیتلر.
۴ وارد برج barg 13.5 و دمای حدود barg شرح فرایند بوتان ورودی به واحد با فشار حدود
و (Sieve tray) استخراج می شود این برج شامل ۱۵ سینی می باشد که از نوع غربالی می باشند
از بالا آخرین سینی وارد برج می شود caustic از زیر اولین سینی وارد برج می شود از طرف دیگر
که سود به خاطر چگالی بیشتر به طرف پایین و بوتان به طرف بالا حرکت می کند که در حین
Rich حرکت عملیات استخراج و انتقال جرم انجام می گیرد بوتان خالص شد از بالا خارج شد و
از پایین به واحد ۱۱۳ منتقل می شود این عملیات است خراج را خمی توان از نوع caustic
نیاز به انجام واکنش شیمایی در واحد Rich caustic شیمیایی در نظر گرفت چون برای تصفیه
۱۱۵- صورت زیر است. C- 113 درام واکنش حاصل از استخراج ۱۱۱
RSH + NaoH → RSNa + H2o
جهت شستشو دادن با آب برای گرفتن کاستیک آمده همراه بوتان Extractor بوتان خروجی از
۱۱۵ -M-111 Mixer می شودکه دارای یک Butane Settler 115 -D – مستقیماً وارد ۱۱۱
در ابتدای آن می باشد که بتواند جریان آب را با کاستیک و بوتان به خوبی مخلوط کند و عملیات
۱۱۵ انجام می شود در -P -111 A/B گردش آب و شسته شدن کاستیک توسط پمپهای
Sump Drum صورتی که غلظت کاستیک داخل آب در این دستگاه بالا رود به طرف
۱۱۳ مجددأوارد سیستم می شود وآب از -P – فرستاده می شود. وآب از واحد ۱۱۳ توسط ۱۱۱
۱۱ می باشد . Barg 40 و C° دست رفته جبران می گردد . دما و فشار عملیاتی این دستگاه
جریان بوتان که تا حدود زیادی کاستیک آن گرفته شده به دلیل احتمال وجود مقدار کم کاستیک
۱۱۵ عبور می کند تا مقدار آب و کاستیک -F -111 ( sand filter ) در آن از یک فیلتر شنی
ارسال می شود.این Dryer باقی مانده دربوتان جدا شود و بوتان مرطوب به طرف خشک کن ها
۱۰/۷ عملیات جداسازی کاستیک را انجام می دهد . barg 40 و فشار C° در دمای Filter
ها انجام میشود که همانند واحد ۱۱۴ دارای دو Dryer مرحله جدید خشک نمودن بوتان توسط
درایر می باشد که یکی در حالت جذب آب را از بوتان جذب میکند و دیگری در حالت احیاء
می باشد . جریان بوتان Molecular Sieve می باشد . ساختمان داخلی درایر Regeneration
جهت خشک شدن از پائین وارد و از بالا خارج می شود .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
برنامه زمان بندی درایوها به صورت زیر می باشد
زمان جذب آب ۲۴ ساعت
۲۴ ساعت Regenera tion زمان احیاء
۱۲ ساعت Ramp Up 1 ساعت Heating گرم کردن
۴ ساعت Ramp Down 0/5 ساعت Cooling سرد کردن
۲/۵ ساعت Changover & Filling
۵,۵ ساعت Stand by
که Cooling از بالای درایر وارد و از پائین خارج می گردد و جریان Heating جریان لازم جهت
می باشد از پائین درایر وارد می گردد عملیات گرم نمودن جریان Regeneration مرحله دوم
انجام می پذیرد که Butane Hearter 115 -H- توسط ۱۰۱ Regenera tion بوتان جهت
۳۰۰° بالا ببرد که به دلیل افت دما در مسیر ، C قادر می باشد دمای بوتان را تا Hearter این
Fuel Gas با استفاده از Heater 280° می رسد سیستم سوخت C دمای ورودی به درایوها به
دمای جریان بوتان عبوری را می توان تنظیم نمود . دما و فشار عملیات PV می باشد که توسط
۱۰/۴ می باشد جریان بوتان خروجی از درایرو barg درایرها ۴۰ تا ۲۸۰ درجه سانتی گراد
۱۱۵- جهت ارسال شدن به واحدهای مربوطه آماده می گردد . F-101 A/B فیلترشدن در
۱۱۵ به دو واحد ۱۰۶ جهت – P- توسط پمپ ۱۰۳ Start-Up جریان بوتان در مواقع موردنیاز و
فرستاده می شود یک Debutanizer برج Reflux Drum ، تزریق به شبکه سراسری گاز و ۱۰۷
جریان اصلی ( محصول) به واحد ۱۴۸ جهت ذخیره سازی روانه می گردد .
۱۱۵ یک شاخه جریان بوتان جهت احیاءکردن درایرها گرفته می -F-101 A/B بعد از فیلترهای
۱۱۵ -H-101 Regeneration Heater 3 جریان به سمت / شود که از این جریان تقریباً ۴
جهت انجام عملیات گرم کردن فرستاده می شود که طبق برنامه زمان بندی اعلام شده این کار
صورت می پذیرد .
بعد از اینکه جریان بوتان از درایر در حال احیاء خارج می شود به دلیل بالا بودن دما و حمل کردن
ها نیاز به عملیات سردسازی داشته و این کار توسط Molecular Sieve ذرات آب موجود در
۱۱۵ -A-101Trim Cooler 115 و همچنین -A-101Butane Regeneration Cooler
انجام پذیرفته که به ترتیب دمای بوتان را به ۶۰ و ۴۰ درجه سانتی گراد می رسانند
Butan 115 -F- بوتان سرد شده آب همراه خود را در یک دستگاه دیگر به نام ۱۰۱
از دست می دهد. این دستگاه بایستی مقداری فشار بیشتری از Regeneration Coalscer
ورودی بوتان به خشک کن داشته باشد تا بتواند بوتان موجود را به خط ورودی بوتان تزریق نماید .
۴۰° می باشد . آب خروجی از این دستگاه به طرف C 11/8 و Barg فشار و دمای عملیاتی دستگاه
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۱۱۵ ارسال می شود که در آنجا آب از مقدار -D-102Butane Oily Water Flash Drum
کم گاز موجود در آن جدا شده به شبکه فاضلاب فرستاده می شود و مقدار گاز کم موجود در این
۴۰° و تقریباً C Drum هدایت می گردد . دما و فشار عملیاتی این Flare به سمت Drum
-H- به طرف ۱۰۲ Regeneration 1 جریان بوتان جهت / ۰/۳ می باشد ۴ barg
۹۱ بالا ببرد با / دما را به اندازه ۶ Heater فرستاده می شود تا این Electrical Heater 115
۱/۴ بالا رفته و این عامل باعث نگه داشتن فشار barg بالا رفتن دما فشار نیز به اندازه محسوسی
۱۱۵ می شود تا بتواند به ورودی درایر تزریق شود . -F- در دستگاه ۱۰۲
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
IRAN – SOUTH PARS GAS FIELD
PHASES 4 & 5
REV D ATE Revision BY CHECK’D APPR’D CLIENT
Pla nt:
PF D01 DWG
۲ ۰۱ ۷-۱ ۱۵ -۰ ۰۲ ۰-۰ ۰۰ ۲ ۴
PROCESS FLOW DIAGR AM :
BUTANE TREATMENT UN IT
UNIT 1 15 : B UTANE TREATMENT
ONSHORE FACI LITIES
۲ ۲۸/۰۹/۰۲ AFD H.J.KIM Y.J .LIM K.H.LEE
DRAWING N. REV.
Th is do cumen t si th e pro p erty o f N.I.O .C. An y u na uth orise d attem pt to rep rod u ce it, in a ny form ,is strictly p roh ibited .
Doc .N.2017 32 210 R HF AX 21504 P ars O il & Gas Co mp any
۳ ۰۹/۱۲/۰۲ RE-ISSUED AFD H.J.KIM YJ. .LIM
۴ ۱۵/۰۵/۰۳ IAFD (HAZOP ,PTR INCORPORATED) H.J.KIM YJ. .LIM
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
D RAWING N. R EV.
This do cumen t is ht e p or perty of N I..O.C. An y u nau tho rised attemp t to re pro du ce it, in an y fo rm, si stric lty proh bi ited .
J ob.
Doc.N.2017 P ars Oi l & Gas Comp any
I RAN – SOUTH PARS G AS FI ELD
P HAS ES 4 & 5
REV. D ATE DESCRIPTION BY CHKD A PPR
Plant :
Doc . n °
REV. D ATE DESCRIPTION BY CHKD A PPR
ONSHORE FACILITIES
UNIT 11 5: BUTANE TREATI NG
P ROCESS FLOW DI AGRAM
۲۰۱۷-۱۱۵-۰۰۲۰ -۰۰۰۱ ۵
۰۳۵۱۳٫DWG
۲ ۱۹/۰۴/۰ ۲ IFD A B A MF FC
۳ ۱۴/۰۶/۰ ۲ A FD NB AMF FC
۴ ۲۵/۱۰/۰ ۲ RE-A FD NB AMF AMF
۳۰ ۲۱۸ R HF SP 20513
۱۱ ۵-GD-B-035 13
۵ ۱ ۵/ ۰۵ /۰ ۳ I AF D H( A Z O P , P T R I N CO RP O R A TE D ) H .J K. IM Y J. . L IM H .M .C H A N G
۳۰۹۴۰۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۱۶ – شیرین سازی آبگیری اتان
-Ethane Treatment and Drying
واحد ۱۱۶ که واح د شیرین سازی وخشک کردن اتان نام دارد . اتان تولید شده ازمجموع چهار
که هر کدام ۵۰ % از این مقدار را Train 118 می باشد. دردو tone/h گازی را که حدود Train
دریافت می کند، شیرین و خشک می شود. این اتان که از واحد ۱۰۵ گرفته می شود با فشار
۳ppm %2mole 40 وارد و احد ۱۱۶ می شود . این گاز بطور عمده شامل C 22/5 و دمای barg
می باشد . در مرحله اول C3 %1/9 mole و C2: %1/97 mole و C1= %1 mole و Co2:34
که گازی است سمی از اتان گرفته می شود، دراینجا نیز مانند Co که شیرین سازی می باشد ۲
واحد ۱۰۱ از متیل دی اتانول امین استفاده می شود و فرایند شیرین سازی نیز کاملأ شبیه واحد
۱۰۱ می باشد . که برای جلوگیری از تکرار مطلب از ذکر آن خود داری می شود . گاز اتان بعد از
می شود) از آب اشباء شده است ، زیرا به علت Flare که دراینجا بعد ازجداسازی ) Co گرفتن ۲
با آب واکنش می دهد وبعد امین ، بنابراین هنگام احیاء امین Co غیر مستقیم بودن واکنش ابتدا ۲
مقدارزیادی آب تولید می شود که بخار آن همراه اتان جدا می شود . بنابراین درمرحله دوم این آب
گرفته می شود.
خشک کردن اتان :
۲۲۰۵ وارد مرحله خشک کردن می شود barg 40 وفشار C اتان بعد ازشیرین سازی با دمای
عملیات انجام شده جهت خشک کردن اتان مشابه پروسه عملیاتی واحد ۱۰۴ می باشد که ازذکر آن
و سیکل جذب و احیاء می باشد . در واحد ۱۱۶ Dryer خودداری می شود . تنها تفاوت درتعداد
پرشده اند وسیکل زمانی ۳۶ ساعته Molecular Seives استفاده می شود که از Dryer دو
دارند که ازاین مراحل تشکیل شده است.
۱۸ : زمان جذب Hr
۱۰/۵ : زمان احیاء (گرم کردن) hr
۷: زمان احیاء (سرد کردن) hr
Stand By زمان :o. 5 Hr
۴۰ جهت انتقال به عنوان خوراک واحدهای C 21/2 و دمای barg اتان خشک شده با فشار
پتروشیمی ارسال می شود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۶-۲ شرح واحدهای یوتولیتی
واحد ۱۲۰ –تولید برق
– Power generation
steam عبارتست از یک دستگاه Electrical generation and distribution نیروگاه برق
که GTG یا بصورت مخفف gas turbine generator و چهار دستگاه turbine generator
بصورت موازی به م متصل شده اند . کل برق مورد نیاز پالایشگاه از همین واحد، تأمین می شود و
پالایشگاه به برق بیرون، متصل نیست. بصورت خلاصه، این واحد عبارتست از:
۱۲۰ – GT – ۱۰۱ A/B/C/D (3+1 stand by)
یعنی برای دو فاز در حالت عادی، سه ژنراتور گازی فعال می باشد و آن دیگری، بصو رت آماده بکار
۱۲۰-GS- می باشد . و همچنین، یک ژنراتور تولید برق که با بخار کار می کند و تحت عنوان ۱۰۲
می B , A است. طراحی این واحد، تابستان که بیشترین مصرف را دارا است، می باشد. ژنراتورهای
توانند از دو سوخت گازوییل و گاز طبیعی استفاده کنند، و در اصطلاح دو سوخ ته هستند . ولی
فقط گاز طبیعی مصرف می کنند. D , C ژنراتورهای
است که از ورودی کمپرسورهای واحد ۱۰۶ گرفته می شود . در HP fuel gas گاز طبیعی، همان
استفاده می شود، و برای IGAT (III) از گاز طبیعی Black start up راه اندازه اولیه، یا
، یا ژ نراتور اضطراری گازوییلی استفاده می کنند . در واحد ۱۲۱ EDG راه اندازی های بعدی، از
جهت تولید بخار P=44 barg و T=385 0C بویلرها، بخار فشار بالای قوی اشباع تولید می کنند
۱۰۲- بهره می برند. GS- فشار پایین اشباع، از ژنراتور بخار ۱۲۰
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۱۰۲- عبارت است از :: GS- هدف از بکارگیری ۱۲۰
تبدیل بخار فشار بالای فوق اشباع به بخار فشار پایین اشباع
ها از کار بیفتند. GTG تأمین برق حیاتی و اضطراری پالایشگاه در هنگامی که تمام
می باشد. load shedding , load aharing سیستم توزیع برق واحد ۱۲۰ ، شامل
اولی به معنای تقسیم کردن برق به تمامی واحدها بر حسب احتیاج آنها و دومی عبارتست از
ها از کار بیفتد، این سیستم طوری برق های مورد نیاز نقاط حیاتی را تأمین می GTG هنگامی که
کند، و نیز مصارف غیر ضروری را قطع می کند که پالایشگاه زنده بماند و به کار خود ادامه دهد.
و احد ۱۲۱ – تو لید بخار
-Steam Generation
این واحد به منظورتولید بخار برای واحدهای پالایشگاه می باشد . به طورکلی دو نوع
که دارای LP Steam وبخار HP Steam بخاردرواحدهای ۴و ۵ مورد استفاده قرار می گیرد. بخار
۵/۵ ودمای آن ۱۸۷ barg دارای فشار LPS 44 ودمای آن ۲۷۵ می باشد و barg 43 تا bary فشار
درپالایشگ اه فاز ۴و ۵ موجود می باشد . که ظرفیت تولید هر یک تا Boiler می باشد . مجموعأ ۶ عدد
می باشد. Stand By 160 می رسد. درحالت نرمال ۵ عدد درسرویس ویک عدد به صورت tone/h
. Water Drum و دیگری Steam Drum برای تولید بخار دو درام بکار گرفته می شود . یکی
بین این دو درام لوله های زیادی قرار گرفته است . انها که جریان را به سمت بالا حرکت می دهند
نامیده Down Commer و انهایی که جریان را به سمت پایین حرکت می دهند بنام Riser بنام
Steam ازتانکهای Riser می شوند. برای تولید بخار، ابتدا توسط پمپ آب خوراک
ها فرستاده می شوند. ودر آنجا گازهای اضا فی داخل آب مانند Dearatore به Condensate
فرستاده می Boiler Feed Water پمپهای Suction ازان جداشده وسپس آب به Co و ۲ O2
۷۲ می barg انها حدود Discharge که فشار Boiler Feed Water شود وتوسط پمپهای
و درانجا بوسیله گازهای سوخته شده پیش گرم شده وسپس Economiser باشد. به قسمتی بنام
ها استارت خورده وتوسط حرارت انها آب Barnere وارد می شود. سپس Steam Drum به
۴۴ رسید این بخارتولیدی به خط bar بخار شده وپس ازانکه فشاربه Steam Drum موجود در
Let Down به HP بخار LPS Steam تزریق می شود . برای تولید HPS Steam اصلی
۵/۵ کاهش می barg فرستاده می شود. دراینجا توسط شیرهای فشارشکن فشار بخار تا Station
LPS 187 کاهش می دهند . به این ترتیب C یابد. سپس با تزریق آب دمای بخاررا تا حدود
تزریق می شود. LPS Steam تولید و به خط اصلی Steam
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۲۲ : تامین سوخت گازی
-Fuel gas
هدف از طراحی این واحد، آماده کردن گاز سوختنی مورد نیاز برای فازهای ۴ و ۵ می باشد : که
تحت ۲ فشار مختلف آماده می شود:
۲۴-۲۵ ) برای توربین گازی و مشعل جهت جاروب کردن خط آن. bar فشار بالا (فشاری در حدود
۴-۵ ) برای بویلرها و گاز جاروب کننده خط مشعل. bar) فشار پایین در حدود
تولید H.P.F.G خوراک این واحد از جریان ورودی به واحد ۱۰۶ تأمین می شود، که از آن
با کاهش فشار آن توسط شیر فشار شکن می توان به این L.P fuel gas می شود. و برای تهیه
مقصود دست یافت.
در این واحد، توسط گرم کننده برقی، تنظیم می شود. fuel gas درجه حرارت
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۲۳ – هوای ابزار دقیق
Instrument Air and service
هوای ابزار دقیق و سرویس مورد نیاز پالایشگاه توسط این واحد تأمین می شود.
که شامل تجهیزات ذیل است:
۱۲۳-U-101 A/B/C سه واحد تولید هوا
۱۲۳-U-102 A/B/C سه واحد خشک کننده
۱۲۳- هر کمپرسور هوا برای تولید D-101 A/B/C و دو مخزن دریافت کننده هوای تولیدی
hr حداکثر
Nm3
۶۹۰۰ هوا طراحی شده است.
hr و حداقل ظرفیت آن
Nm3
۲۵۰۰ هوا می باشد.
B مخازن ذخیره هوا
D −۱۰۱A
می توانند تا ۱۵ دقیقه فشار هوای ابزار دقیق مورد نیاز پالایشگاه
را تأمین ک ند؛ در این مدت، اشکال بوجود آمده در سیستم تولید هوا، باید سریعاً برطرف شود در
غیر اینصورت، پالایشگاه از کار می افتد.
اصول تولید هوای ابزار دقیق به اینصورت است که هوای محیط، پس از فیلتر شدن، وارد کمپرسور
می شود و پس از رسیدن به فشار مطلوب، جهت خشک شدن و رط وبت زدایی، وارد یکی از خشک
۱۲۳- می شود و سپس از آنجا به سمت مبادی مصرف کننده انتقال U-102 A/B/C کننده های
می یابد.
واحد ۱۲۴ – تهیه نیتروژن
-Nitrogen plant
هدف از طراحی این واحد، تهیه نیتروژن مورد نیاز فازهای ۴ و ۵ در شرایط دما و فشار لازم
از یک سیکل سرد ساز در دمای بسیار پایین جهت تولید نیتروژن مایع و ، N می باشد. واحد تولی د ۲
N مایع توسط یک تبخیر کننده محیطی، به ۲ N گازی استفاده می کند که در شرایط لازم، ۲
گازی مورد نیاز واحدهای مختلف، تبدیل می شود.
نیتروژن در موارد ذیل مورد استفاده قرار می گیرد؛
shut down اکسیژن زدایی دستگاهها در هنگام راه اندازی و
sump drums به عنوان گاز پوششی روی مخازن و
کمپرسورها sealing به عنوان یک گاز خنثی جهت
خروج و خنثی سازی گازهای درون یک دستگاه قبل از شروع تعمیرات
خروج گازهای زائد از دستگاههای ابزار دقیق
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
دچار مشکل شود . fuel gas به عنوان گاز کمکی جاروب کننده لوله های مشعل هنگامی که
خوراک این واحد، هوای مرطوب تولیدی از واحد ۱۲۳ می باشد.
هدف از این واحد، گرفتن نمکها و املاح موجود در آب دریا توسط عمل تبخیر می باشد . محصول یا
و همچنین واحدهای Burn pit 103 و ،۱۳۰ ،۱۲۸ ، آب خروجی از این واحد، به واحدهای ۱۲۷
شیرین سازی گاز می رود.
می باشد که در حالت عادی، ۲ دستگاه از آن سه، در C , B , A package این واحد شامل سه
می باشد. آب ورودی به این واحد، ابتدا کلرزنی stand by حال فعالیت و آن دیگری در حالت
می گردد . در آنجا ابتدا پیش گرم و سپس وارد سلهای ۱ و ۲ condensor می شود و سپس وارد
درون لوله های موجود در سل، آب Lp steam می شود. در آنجا، فشار خلاء وجود دارد و بوسیله
تبدیل به آب مقطر می condensor دریا تبدیل به بخار می شود و سپس در جای دیگر یعنی
۱۰۱ وارد می شود و املاح آب، از درون سل به وسیله پمپ به سمت A/B گردد و به تانکهای
فرستاده می گردد و از این طریق به دریا بر گردانده می شود. outfall basin
Sea Water – واحد ۱۲۵
آتش نشانی و utility هدفاز این واحد تامین آب مورد نیاز برای پالایشگاه از دریا برای مصارف
استفاده در کولرهای آبی می باشد
۴ پمپ که به Out Site می باشد در قسمت Out Site ,In Site این واحد شامل دو بخش
در دریا نصب شده اند آب دریا را پس از عبور از فیلتر وارد پالایشگاه می کنند vertical صورت
و آتش نشانی فرستاده می شود و بخش دیگر آن وارد utility قسمتی از آب دریا به واحدهای آب
۱۷۶ ظرفیت داشته برای تامین خوراک m می شود این تانک که ۳ In Site تانک ذخیره سازی
یک پمپ در Normal Operation 125- استفاده می شود . در حالت P-102 A/B/C پمپهای
۸ Barg آن Discharge 2000 می باشد و فشار m3 /h سرویس می باشد که ظرفیت هر پمپ
میباشدآب دریا توسط این پمپها برای کولرهای آبی واحدهای
۱۰۱ و ۱۰۴ و ۱۰۸ و ۱۰۹ و ۱۱۳ و ۱۱۴ و ۱۱۵ ، فرستاده می شود . قابل ذکر است که کلیه عملیات این
انجام می شود In Site در قسمت Remote Contol به صورت CCR واحد از
آتش نشانی و استفاده در utility هدف : تامین آب مورد نیاز برای پالایشگاه از دریا برای مصارف
کولرهای آبی می باشد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۲۶ – نمک گیری آب دریا
-Seawter Desulination
هدف این واحد زدودن مقداری ازاملاح نمک و آب می باشد که موجب شیرین سازی آب می باشد .
Cell مشابه که هر کدام دارای ۵ Package برای رسیدن به این منظوردرفازهای ۴و ۵ تعداد سه
شده و Condenser می باشند، درنظرگرفته شده است . آب دریای و رودی به واحد درابتدا وارد
پیش گرم می شود . سپس ازدو عدد فیلتر عبورکرده وبه پنج شاخه مجزا تقسیم می شود و به
Cell مذکورمی ریزد. برای اینکه آب سریعترتبخیر شود داخل Cell شکل دوش از بالا داخل پنج
ها بصورت Cell صورت می گیرد. داخل Ejector ها خلاء ایجاد می شود که این کارتوسط دو عدد
جریان Cell ورودی به LP و بخار Shell طراحی شده است که آب دریا در Shell and Tude
بعدی راه Cell مقداری از آب بخار شده وتوسط مش به Cell دارد. در اثر تبادل حرارت درداخل
به مایع تبدی ل می شود که درپایین Cell پیدا می کند. ضمنأ مقداری از بخار هم داخل
جمع اوری می شود . وهمان آب محصول واحد را تشکیل می دهد . تمام این ابها نهایتأ توسط Cell
شماره ۵ جمع آوری می شود وتوسط دوپمپ Cell ها وجود دارد در Cell اتصالاتی که میان همه
به واحدهای دیگر پالایشگاه ارسال می شود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۲۷ – تصفیه آب
– Polishing Water
هدف از این واحد، تهیه آب کاملاً خالص و به اصطلاح آب مقطر برای موارد ذیل است:
Boiler feed water آب مورد نیاز (خوراک) بویلرها
High quality water for turbine washing (units 106, 120)
و مخزن ذخیره آب مقطر و سیستم توزیع آن مبادی Mixed bed Exchanger این واحد شامل
مصرف کننده می باشد.
ها دو رزین bed جهت گرفتن املاح آب استفاده میکند . در حل mixed bed این واحد از دو
آنیونی و کاتیونی موجود می باشد که جهت گرفتن املاح آنیونی و کاتیونی آب مورد استفاده قرار
می گیرند . دو بستر مذکور می توانند می توانند بصورت س ری یا موازی با هم مورد استفاده قرار
گیرند . رزین آنیونی در بالای بستر و کاتیونی در زیر قرار می گیرند . آب سپس از عبور از این
بسترها املاح خود را از دست می دهد . بعد از مدتی که بسترها اشباع می شوند نیاز به
دارند . در این زمان از کاستیک % ۴۰ برای احیا رزین آنیونی و از اسید سولفوریک Regeneration
در واحد وجود Neutralization Sump 98% برای احیای رزین کاتیونی استفاده می شود . یک
داردکه برای خنثی کردن آب اسیدی یا بازی شده از آن استفاده می شود . آب آلوده به این
هدایت می شود و توسط تزریق اسید یا باز آنرا به حالت خنثی در می آوریم . یک تانک Sump
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
نیز در واحد وجود دارد که در زمان احیای بسترها از این آب استفاده می polished ذخیره آب
۰ باشد. / آب محصول باید زیر ۲ TDS . شود
واحد ۱۲۸ -تولید آب آشامیدنی
-Potable Water
استفاده می Eyewash هدف این واحد تامین آب اشامیدنی می باشدو در دوشهای داخل سایت و
شود. آب ورودی به واحد که از واحد ۱۲۶ وارد می شود توسط تزریق سه ماده شیمیایی به آب
تبدیل می شود . این مواد شیمیایی عبارتند از : بی کربنات سدیم، کلرید کلسیم وهیپوکلرید سدیم
جهت تنظیم املاح و ضدعفونی کردن آب بکار می روند . تزریق مواد توسط پمپ های تزریق صورت
تانک می Buffer می گیرد . هرکدام ازاین مواد دارای تانک اصلی بزرگتر ویک تانک کوچک بنام
به دمای مناسب جهت ذخیره Exchanger شده درنهایت توسط یک Potable باشند. آب
درتانک می رسد.
واحد ۱۲۹ – تصفیه آبهای صنعتی و فاضلاب
-Water Eff Luen Disposal
این واحد برای تصفیه کلیه آبهای مصرفی وآلوده شده خروجی از واحدهای پالایشگاه است . این
واحد به سه بخش مجزا تقسیم می شود.
شامل آب های خروجی دست شویی ها ، حمام ها و غیره می باشد . : Sanitary Water ( 1
مخصوص وارد می شود . سپس توسط پمپ به تانک هوادهی فرستاده می sump این مواد داخل
شود در آنجا با یک هوا دهنده سطحی به آن هوا می دهیم تا باکتری ها که عامل تجزیه فاضلاب
هستند سریع تر رشد کنند
سیرکوله می شوند تا موقعی که کامل تجزیه Clarifier بنام basin لجن بین این تانک و یک
می رود و آنجا Chlorine Contact Tank بصورت سر ریز به Clarifier شود . آب و مایعات از
Irrigation به آن هیپوکلریت تزریق می شود تا ضدعفونی گردد . سپس آب تصفیه شده به
می رود تا به دریا ریخته شود یا صرف مصارف اقتصادی گردد . لجن ها از ته Basin
می روند در آنجا انباشته می شوند و زمانی که مقدار آن به Sludge Thickener به Clarifier
فرستاده می شوند تا در آنجا خشک شده و برای مصارف Drying beds حد کافی رسید از آنجا به
کشاورزی استفاده گردند .
مخصوص می شوند . Sump آبهای آلوده به مواد شیمیایی وارد : Chemical Water (2
از واحدهای ۱۱۳ و ۱۱۴ وارد تانک مخصوص خود می شوند . Waste Caustic همچنین
PH هدایت می شوند در این تانک اساس کار رسیدن به Neutralization سپس تمام آنجا به
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
به پمپهای تزریق اسید ، PH متر وجود دارد که بسته به مقدار PH خنثی است . در این تانک
مایع موجود در تانک به حالت PH سولفوریک یا کاستیک فرمان می دهد و با تزریق اسید یا سود
خنثی در می آید آب خنثی در نهایت به دریا برمی گردد .
Oily Water ( 3
Demlsifier مخصوص به خود می شوند . ماده ای بنام Sump آبهای آلوده به مواد روغنی وارد
ها فرستاده می شوند . در این مرحله روغن API Separator به آن تزریق شود . و توسط پمپ به
Recovered Oil توسط تیغه هایی از آب گرفته شده و به لوله مخصوص می ریزد و از آنجا به
می رود . باقیمانده روغن در آب پس از burn pit یا off spec tank رفته و سپس به Sump
می رود . در آنجا توسط حرکت چرخشی باقیمانده Flotators به Flotation Agent تزریق ماده
روغن از آب گرفته می شود . آب تصفیه شده نهایتاً به دریا بازگردانده می شود .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۳۰ – آب آتشنشانی
– Fire water
هدف این واحد تامین مقدار آب مورد نیاز در لوله های آب اتش نشانی برای مواقع اضطراری می
باشد .
آب آتش نشانی می باشد . line مسئله اصلی در این واحد ثابت نگه داشتن فشار مع ین در
برقرار باشد تا در مواقع لازم قابل استفاده باشد . line بطوریکه همیشه فشار لازم در
این واحد در سه بخش تقسیم کرده اند :
lower section ( 1
و سه پمپ اصلی می باشد که دو تا از نوع دیزل و سومی الکتریکی Jockey که شامل دو پمپ
در سرویس است . فشار لازم در این قسمت jockey می باشد در حالت نرمال یکی از پمپ های
۱۰ پایین تر بیاید در ابتدا پمپ / از ۵ line 13/5 می باشد . اگر به هر دلیل فشار bar حدود
الکتریکی اتوماتیک روشن می شود تا کمبود فشار را جبران کند و اگر همچنان فشار در حال افت
بود پم پهای دیزل به ترتیب وارد عمل می شود . واحد شامل یک تانک آب ذخیره آتش نشانی به
۱۵۴۰۰ می باشد m ظرفیت ۳
upper section -2
۱۵-۱۶ Bar است . فشار لازم در این بخش حدود upper تعداد و نوع پمپها دقیقاً شبیه به قسمت
در ابتدا پمپ التریکی و اگر باز هم lower 13 کمتر شود مانند قسمت / می باشد . اگر فشار از ۶
فشار پایین بود پمپهای دیزل روشن می شود .
OSBL -3
واقع شده است . تعداد و نوع Condensate این قسمت در خارج از پالایشگاه در ناحیه تانکهای
پمپها دقیقا مانند حالات قبل می باشد . ضمن آنکه یک تانک آب جداگانه هم برای این قسمت در
نظر گرفته شده است .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
هدف از سیستم دیزل تامین سوخت مایع مورد نیاز برای تمامی تاسیسات فازهای ۴و ۵ می باشد .
m / d 1 پمپ که هر کدام از آنها دارای ظرفیت معادل + روغن دیزل به کمک ۱ ۳
۱۰ می باشند .
روغن دیز ل تجاری مورد نیاز به وسیله تانکر از طریق جاده تامین می گردد. و این روغن برای دو
موتور دیزل در واحد ۱۳۰ و دو موتور دیزل در ژنراتورهای اضطراری مورد استفاده قرار می گیرد.
واحد ۱۳۱ – مخزن دیزل وژنراتورهای اضطراری
-Dielse Oil
هدف از ایجاد این واحد، ذخیره سازی و فراهم آوردن به موقع گازوییل مورد نیاز واحدهای مربوطه
می باشد که عبارتند از:
در پمپ آتش نشانی که توسط موتور دیزل به چرخش در می آیند.
ژنراتور اضطراری تولید برق که دیزلی می باشد.
گازوئیل توسط کامیون، از بیرون پالایشگاه تهیه می شود، واحد تانک مربوطه می گردد.
۳۰ می باشد که قاد ر است به مدت ۱۲ ساعت متوالی، دیزل لازم را تهیه m حجم مفید تانک ۳
۱۰ می باشد. m3/hr کند. ظرفیت انتقال گازوییل به واحدهای مربوطه
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
cooling water : واحد ۱۳۲
هدف از طراحی این واحد، تهیه آب خنک کننده برای تمامی دستگاهها، پمپ ها و … در فازهای
۲ و ۳ می باشد:
پمپ ها. mechanical seals و یا bearings برای خنک کردن
.potable برای خنک کردن آب
برای خنک کردن محلول سود سوزآور در هنگام رقیق سازی.
برای خنک کردن محل های نمونه گیری در واحدها.
آب خنک کننده در یک مسیر بسته از واحد تولید کننده تا مبادی مصرف، مورد استفاده قرار می
۱۰ است. ۰C گیرد. اختلاف درجه حرارت بین آب خنک رفت و برگشتی، حداکثر
۰C ، ۳۰ و برگشت آن دارای درجه حرارت ۰C یعنی حداقل آب خنک کننده، دارای درجه حرارت
۴۰ می باشد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
دما فشار
۹/۵ آب سرد تولیدی barg 30 0C
۳/۵ آب سرد برگشتی barg 40 0C
OFF-SITE 6-3 واحدهای
واحد ۱۴۰ – مشعل
-Flare
فاز ۴ و ۵ هر کدام دارای مشعل های مجزای ذیل می باشند:
هر کدام یک عدد ) و ) LP و MP ، دو عدد HP 4 عدد درفاز ۵ و ۵ عدد درفاز ۴، که درهر فاز درامهای
هم موجود می باشد . وظیفه این LLP درهر دو فاز دقیقأ شبیه به هم بوده و درفاز ۴ یک درام
می باشد . Flare درامها جمع اوری گازهای ازاد شده ازواحدهای پروسسی و فرستادن انها برای
Off چنانچه مایعاتی بدلیل افت فشار دراین درامها جمع شوند ، بوسیله پمپهای هر درام به تانک
یا به ۱۴۲ فرستاده می شود . این واحد همچنین شامل ۶ فلر می باشد که به دو فاز ۴و ۵ Spec
می باشد . درام LP و یک فلر MP یک فلر ، HP تقسیم می شود . و هر فاز شامل یک فلر
وصل می شود. LP نیز به Heater
One sonic HP flare
One subsonic mp flare, and also flaring acid gas
One 1p. Flare.
وظیفه مشعل ها در طی عملیات بهره برداری، جمع آوری گازها از قسمت های مربوطه و سوزاندن
Blow down ، آنها در یک شرایط مناسب و امن می باشد. تمام گازهایی که از شیرهای اطمینان
عبور می shut down در شرایط عملیاتی اضطراری و یا در موقع relief valves و valves
و نیز مشخصات گاز، مشعل ها up stream کنند، به این واحد هدایت می شوند. با توجه به فشار
تقسیم بندی می شوند. H.P و L.P و M.P به سه دسته
واحد ۱۴۰ تشکیل شده است از:
a)flare knockout drums
b)piping between the drums and flares
c)stacks
جریانهای ورودی به این واحد عبارتند از:
که به مشعل تزریق می شود. (جهت جلوگیری از دود کردن) H.P. steam , L.P. steam
header, stack برای روشن نگه داشتن شمعک و نیز به عنوان گاز جاروب کننده Fuel gas
هوای ابزار دقیق
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
sweeping جهت fuel gas گاز بی اثر نیتروژن به عنوان جانشینی برای
کپسول های گاز پروپان به عنوان گاز اضطراری و پشتیبانی جهت سوختنی شمعک
یا به واحد ۱۴۳ و off spec. hydro به عنوان knock out drums مایعات جدا شده از گاز در
یا ۱۴۲ می روند.
بطور کلی، ۵ شاخه اصلی گاز مشعل برای هر فاز وجود دارد:
H.P flare (wet gas) : FA , H.P flare (dry gas) : F.C.
Acid mp flare (wetgas) : FS, Acid mp. F (dry gas) : F.T
L.P flare (flare gas) : FB
واحد وارد می شوند و از آنجا یک خط به K. O. drum هر دو به یک FC , FA شاخه های
سمت مشعل فشار بالا هدایت می شود.
(drum وارد می شوند (برای هر فاز یک K.O.D نیز به یک FT , FS شاخه های
ها از گرم کننده های برقی استفاده می شود. drum جهت تنظیم درجه حرارت
مشعل ها عبارتند از: stack فشار در پایه
H.P flare : 4 barg
L.P flare : 0.1 barg
Acid . t : 0.7 barg
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۴۱ -فاضلاب
-Drain
این واحد شامل یک درام زیر زمینی و یک پمپ عمودی می باشد که برروی درام نصب شده است و
می فرستد. این مخزن مخصوص جمع اوری Burn Pit یا به واحد Off Spec مایعات را به تانک
شده از واحدهای پالایشگاه می باشد. Drain مایعات
BURN PIT- واحد ۱۴۲
می گیرد وهدف آن سوزاندن مایعات و Off Spec این واحد خوراک خود را از تانک
Out و In Site هیدروکربنهایی است که قابل استفاده نمی باشند. این واحد شامل دو قسم ت
تنها شامل یک درام و دو پمپ می شود که یکی In Site می شود. درقسمت Site
Burn 142 ) بصورت عمودی نصب شده و مخصوص فرستادن مایعات از درام _D_ ازپمپها( ۱۰۲
که این مایعات توسط یک مشعل متحرک که Burn Pit 142 ) به منطقه اصلی _D_101) Pit
۱۴۲ ) یک پمپ _P_ می تواند حول یک مح ور بچرخد ، سوزانده می شود . پمپ دیگر ( ۱۰۲
جدا شده ازهیدروکربنهای درون درام استفاده می Sour Water کوچکتر است که برای فرستادن
می Sour Water Stripper شود. این پمپ به صورت افقی نصب شده است و آب را به واحد
عمل می نمایند . قسمت اصلی هم شامل یک حوضچه Centrifugal فرستد. هردو پمپ به صورت
شکل ، یک مشعل و پنل استارت مشعل می باشد که دراین قسمت مایعات U تقریبأ
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۳۰ در ساعت از m وهیدروکربنهای اضافی سوزانده می شوند . این مشعل قادر است تا حجم ۳
مایعات زائد را بسوزاند.
واحد ۱۴۳ – تانکهای ذخیره میعانات گازی
-Condensate Storage Tanks
۶۰۰۰۰ برای میعانات گازی تثبیت شده و یک مخزن m 4 مخزن نگهداری هر کدام به ظرفیت ۳
در نظر گرفته ( OFF – Spec ) 6300 برای میعانات گازی تثبیت نشده m نگهداری به ظرفیت ۳
شده است
مخازن نگهداری میعانات گازی تثبیت شده و صادرات میعانات گازی تثبیت شده بین تولید و
نگهداری می شود که هر مخزن از نوع D/C/B/A بارگیری در ۴ مخزن نگهداری میعانات گازی
می باشد . از ۴ مخزن ۱ مخزن به عنوان مخزنی که میعانات ( Floating Roof ) سقف شناور
گازی را در واحد ۱۰۳ دریافت می کند . یک مخزن آماده برای بارگیری و دو مخزن دیگر آماده (
برای پر شدن می باشند . ( Stand-By
میعانات گازی از مخزن بطرف کشتی بوسیله پمپهای بارگیری پمپ می شوند . ظرفیت این پمپها
طوری است که اجازه می دهد یک مخزن پر در ۲۴ ساعت تخلیه شود .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
محل مخازن نگهداری بطور نرمال بدون نفر است و از اتاق کنترل م رکزی می توان همه سیستم (
و غیره ) را کنترل کرد level – پمپها
و برگشت ( off- spec ) مخزن نگهداری میعانات گازی تثبیت نشده
در مواقعی که واحد ۱۰۳ خوب کار نمی کند و میعانات گازی ما شرایط لازم برای صادر شدن را
۱۴۳ فرستاده می شوند . که مج دداً بوسیله پمپ برگشتی میعانات گازی -T – ندارند به مخزن ۱۰۲
فرستاده می شود . Pre Flash Drum تثبیت نشده به
واحد ۱۴۵ -مخزن ذخیره موقت پروپان
– Fresh Propane Storage
مورد نیاز برای واحدهای Make- Up هدف از این واحد ذخیره موقت پروپان سرد ساز و تهیه ها
۱۱۱ و ۱۴۷ می باشد .
بوسیله تانکرو یا از واحد ۱۱۴ به واحد ۱۴۵ فرستاده می شود . البته در مواقع fresh پروپان تازه
ن ارسال مستقیم پروپان به واحدهای مورد نیاز وجود دارد . Ĥ اضطراری امک
جریانهای ورودی
از واحد ۱۱۱ پروپان مایع برگشتی
از واحد ۱۱۴ پروپان مایع برگشتی
از واحد ۱۲۳ هوای ابزار دقیق
از واحد ۱۲۴ نیتروژن
از واحد ۱۴۷ پرووپان مایع برگشتی
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
جریان های خروجی
make up بطرف واحد ۱۱۱ پروپان
FT فلر MP بطرف واحد ۱۴۰
Make-Up بطرف واحد ۱۴۷ پروپان مایع
واحد ۱۴۶ -ذخیره مواد شیمیایی
-Chemical Storage
و PROCES هدف از این واحد ذخیره کردن مواد شیمیایی مورد نیاز برای استفاده در دیگر واحد
و در مواقع مورد نیاز می باشد این واحد شامل ۶ مخزن Make-Up به عنوان ULILITY
Caustic 40/. , Methanol , Caustic 7% , DEA, MEG ذخیره مواد مصرفی
می باشد .جریان ورودی وخروجی (DSO ) و نیز یک مخزن برای ذخیره محصول MDEA)
به تمامی این مخازن بصورت موقتی و غیر دائم می باشد .
druin نیز وجود دارد که به قسمتهای مختلفی و برای تجمع sump drum علاوه بر اینها یک
استفاده می شود . Metianol , DSO , DEA, , MEG , MDEA های
بوسیله تانکر به واحد ۱۴۶ آورده شده و در محوطه مخصوص تخلیه ( Fresh ) مواد شیمیایی تازه
تانکر وعملیات تخ لیه صورت می گیرد که هم می توان مواد را از تانکر به مخازن ذخیره فرستاده و
مورد نیاز فرستاد . utility , process هم این امکان وجود دارد که مواد را مستقیماً به واحدهای
نیز از واحد ۱۱۳ فازهای ۴و ۵ به واحد ۱۴۶ ارسال می شود. DSO
واحد ۱۴۷ – سرد سازی و ذخیره پروپان برای صادرات
suction است و شش ( kettle type ) این واحد شامل ۳ مبدل حرارتی از نوع لوله و پوسته
که سه تای آنها مشابه سه تای دیگر است . همچنین چهار کمپرسور از نوع سانتریفیوژ که drum
دو تای آن برای چرخه مایع سازی پروپان سرد ساز است و دو تای آن برای مایع سازی پروپان بالا
یک مبدل حرارتی از نوع لوله و پوسته و یک کولر هوایی ( Boil off gas ) سری تانکها میباشند
نقش معیان کنندگی گاز پس از کمپرسورها را به عهده دارند . دو پمپ مشابه که یکی جایگزین
را به تانکها ارسال میکنند و دو پمپ ( B.O.G ) دیگری میتواند شود پروپان مایع شده
نیز در این واحد قرار دارند . plangery pump
۲۵/۸ بار وارد مبدل حرارتی اول میگردد bar پروپان تصفیه شده از واحد ۱۱۴ با دمای ۴۰ و فشار
– ۲۵/۱ وارد چیلر بعدی ( ۱۰۲ bar از لوله عبور کرده و با دمای ۲۲ و chiller( 147 -E -103 )
-E- 24/4 وارد چلیر سوم ( ۱۰۱ bar 147 ) شده و پس از عبور از آن با دمای ۱۱ – و فشار -E
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
– ۱۴۷ ) و ۱۰۲ -T- 23/7 به سمت تانکهای ذخیره ۱۰۱ bar 147 ) گشته و با دمای ۳۴ – و فشار
۱,۰۱ و دمای ۴۶ – ذخیره می گردد bar 147 ) ارسال میگردد که در مخزن با فشار -T
refrigerant شرح فرآیند
۱۴۷- ذخیره D- پروپان به عنوان سردسا ز در یک چرخه بسته استفاده میگردد . پروپان در ۱۰۴
۱۵۸,۷ میباشند که ton/hr و drum 21/7 مقدار دبی خروجی از این bar شده با دمای ۶۰ و
۱۱۰,۸ آن به ton/hr 47,3 آن به سمت چیلر های واحد ۱۴۸ ارسال میگردد و ton/hr مقدار
۱۴۷ ) میگردد که دمای آن به ۱۹ و -E- سمت چیلرهای واحد ۱۴۷ میرود در ابتد ا وارد چیلر ۱۰۱
است که E- 49,6 و دبی بخار پروپان خروجی از ۱۰۳ ton/hr 8,2 میرسد مقدار bar فشار آن به
فشار بالای ) مرحله ) suction drum به عنوان drum 147- وارد میگردد که این D- به ۱۰۳
۱۴۷- ) وارد E- 60 از پر وپان مایع به چیلر دوم یعنی ( ۱۰۲ ton/h سوم کمپرسور میگردد . حدود
-D- 30,5 به ۱۰۲ tan/hr 8 است گاز تولید شده bar میگردد که دمای آن حدود ۱۴ – و فشار
۱۴۷ -E- رفته و مایع آن به سمت چیلر سوم ۱۰ medium pressure suctrond rum 147
معیان کننده گاز ( condenser ) 147-E- 17,7 آن به سمت ۱۰۴ ton/hr میرود که مقدار
۱۴۷- وارد میگردد در این مبدل دمای E- میرود و ما بقی آن به ۱۰ ( K-102A/B خروجی از
-D- 101 میرسد همه پروپان مایع به گاز تبدیل شده وارد ۱۰۱ bar پروپان به ۳۴ – و فشار آن به
و از این D- 2 به ۱۰۱ inch 147 اگر مایعی وجود داشته باشد با یک لوله -D- 147 و در ۱۰۳
هیچ مقدار مایعی نباید وجود داشته باشد به همین دلیل یک D- وارد میگردد در ۱۰۱ D-101
کمپرسور به عنوان گرم کن وارد این درام میگردد ، همچنین برای احتیاط antisuvge لوله ۲ از
پم پ D- را به سمت ۱۰۴ D- مایعات موجود در ته ۱۰۱ P-106 A/B بیشتر پمپهای بلا نجری
به ترتیب وارد مرحله سوم . مرحله دوم D- و ۱۰۱ D- و ۱۰۲ D- میکنند . گازهای خروجی از ۱۰۳
bar میگردند که با دمای تقریبی ۸۸ و فشار K-101 A/B و مرحله اول کمپرسور سه مرحله ای
میگردند که دارای ۱۲ موتور میباشند دمای A- 21,8 از کمپرسور خارج شده وارد کولر هوایی ۱۰۱
کمپرسور خط discharge فرستاده میشود . از خط D – گاز به حدود ۶۰ رسیده به سمت ۱۰۴
۱۰۱ می رود که قبل از اتصال آن به ورودی این درامها /۱۰۲/ به سمت سه درام ۱۰۳ anti surge
استفاده disuper heater به هر کدام وارد میگردند که به عنوان D- یک لوله اتصال از ۱۰۴
تزریق میکند Anti surge میگردد و پروپان مایع را به صورت پاششی به
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
Boill off gas-
۱۴۷- هدایت میشود D- مقداری پروپان بالای که به صورت تعادلی با مایع آن است به سمت ۱۰۵
۳/۲ bar 1 میرسدآنرا کمپرس کرده و فشار آن را به Bar که دمای آن به ۴۱ – و فشار آن
میرسانیم هر چند که دمای آن به حدود ۱۴ میرسد ولی حالت مایع خودش را حفظ کرده وارد
D- رفته و مایع آن که در ۱۰۶ LPG 147- میگردد گاز آن به سمت مشعل E- میعان کننده ۱۰۴
به سمت تانکهای روانه میشوند دمای پروپان خروجی P– ۱۰۹ A/B 147 ذخیره میشود توسط –
حدود ۱۶ – است E- از ۱۰۴
واحد ۱۴۸ -سرماسازی وذخیره بوتان
-Butane Storage and Export / Refrigeration
۴۰ و C می باشد. بوتان از واحد ۱۱۵ با دمای Kettle Type واحد ۱۴۸ شامل سه سرماساز ازنوع
۲۲ درجه می رسد،در ادامه پروپان C 148- شده و با کاهش دما به E- 7/7 وارد ۱۰۱ Barg فشار
۱۴۸- وارد شده و با دمای ۷- به سمت تانکهای واحد از سیستم سردساز واحد E- به ۱۰۲
۲۱/۷ در ابتدا به پوسته Barg 60 و فشار C 47 تن و دمای / ۱۴۷ دریافت میشود .پروپان با دبی ۸
۸/۲ می Barg 19 و فشار C 148- وارد شده پروپان پس از سرد سازی به بخار با دمای E-101
۱۴۷- مخزن ورودی D- رسد ، این بخارات وارد سیکل سرد سازی پرو پان واحد ۱۴۷ وبه ۱۰۳
فشار بالای کمپرسور می گردد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۱۴ تن بر ساعت با فشار و / ۱۴۸- شده و بخار حاصله با دبی ۱ E- در ادمه پروپان مایع وارد ۱۰۲
۱۴۷- ورودی فشار متوسط وارد می شود . D- -10 به ۱۰۲ C 4/3 و Barg دمای
بوتان منتقل شده که بخارات BOG 148- جهت خنک سازی E- 10 تن پروپان به ۱۰۳ / مقدار ۸
می باشد و Kettle Type 148- نیز ازنوع E- 147- ارسال می گردد . ۱۰۳ D- پروپان به ۱۰۱
جهت سردسازی و مایع سازی بوتان چرخه آماده سازی خط صادرات بکار می رود.
-تانک ذخیره سازی بوتان
تانکهای ذخیره سازی بوتان ،دوجداره که فشار دا خلی آن نزدیک به فشار اتمسفریک بوده و در
۳۵ میلی بار تنظیم می گردد . ظرفیت هر تانک برابر با ۳۵۰۰۰ متر مکعب می – محدوده ۷۰
باشد،
دیواره خارجی آن که در تماس با محیط می باشد از بتن و دیواره داخلی که در تماس با بوتان مایع
است از ورقه فلزی است . سقف تانک ثابت بوده و از استیل با توجه به دمای طراحی درون تانک
ساخته شده است.
دیواره خارجی که از جنس بتون است در مقابل نشت احتمالی بوتان از دیواره داخلی مقاوم می
باشد .کف تانک از بتن فرش شده است و کانالهایی جهت قرار گرفتن المنتهای حرارتی تعبیه شده
است،دیواره خارجی نیز توسط مجراهایی به این المنتها متصل می باشند.
– ۱۴۸-P-101A/B/C, 148-P-103A/B/C پمپ های بارگیری
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
ازنوع پمپ گریز از مرکز و غوطه ور می باشند ، دبی خروجی هر پمپ برابر با ۱۲۵۰ متر مکعب بر
ساعت برابر با ۲۰۰۰۰ تن در ۱۷ ساعت بارگیری است .
واحد ۱۴۹ -تاسیسات بارگیری پروپان
-Propane Loading Facilities
این واحد که در نزدیکی اسکله پتروشیمی است شامل یک خط بارگیری پروپان مایع از واحد ۱۴۷
ویک خط لوله برگشت بخار پروپان به این واحد می باشد .
این خطوط لوله به یک جفت بازوی بارگیری متصل گردیده است ، بازوی بارگیری نیز تر زما ن
بارگیری به کشتی متصل می گردد.
خطوط لوله به گو نه ای است که بازوی بارگیری می تواند به داخل تانک تخلیه شود، تمامی مایعات
تخلیه شده به داخل تانک تخلیه ارسال شده که در آنجا توسط یک هیتر برقی بخار شده و به سمت
که در این واحد قرار دارد ارسال می شود. LPG مشعل
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
واحد ۱۵۰ -تاسیسات بارگیری بوتان
– Butane Loading Facilities
این واحد که در نزدیکی اسکله پتروشیمی است شامل یک خط بارگیری بوتان مایع از واحد ۱۴۸
ویک خط لوله برگشت بخار بوتان به این واحد می باشد .
این خطوط لوله به یک جفت بازوی بارگیری متصل گردیده است ، با زوی بارگیری نیز تر زمان
بارگیری به کشتی متصل می گردد.
خطوط لوله به گو نه ای است که بازوی بارگیری می تواند به داخل تانک تخلیه شود، تمامی مایعات
تخلیه شده به داخل تانک تخلیه ارسال شده که در آنجا توسط یک هیتر برقی بخار شده و به سمت
که در این واحد قرار دارد ارسال می شود. LPG مشعل
PIG واحد ۲۰۰ -تاسیسات انتقال
– Launching Scraper Trap
کشیده شده است ، به واحدهای ۲۰۰ و IGAT خط لوله ۴۲ اینچی که از واحد ۱۰۶ به سمت ۴
می باشد . pig reciver و pig luancher 201 وارد میشود این واحدها شامل
خط ۴۲ اینچ در واحد ۲۰۰ به خط لوله ۵۶ اینچی وارد می گردد.همچنین این واحد به گونه ای
طراحی شده است که خط ۴۲ اینچ از فاز های ۲و ۳ و ۹ و ۱۰ نیز به این واحد وارد شود .
همچنین یک خط لوله ۸ اینچ جهت تامبن گاز مورد نیاز به واحد ۱۲۲ پیش بینی شده است .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۷ – سیستمهای فیزیکی اطفاء حریق و ایمنی تاسیسات
ایمنی بطور کلی شامل دو سیستم می باشد
-۱ سیستم ایمنی
-۲ سیستم حفاظت از آتش
۱٫ سیستم ایمنی : سیستم ایمنی به منظور محافظت از پالایشگاه در مواقع اضطراری تدارک یافته
است. مواقع اضطراری ممکن بخاطر مشکلات عملیاتی ( افزایش فشار در تجهیزات ) یا نشتی گاز و
هیدروکربنها که باعث آتش سوزی می شود .
۵-۱ سیستم ایمنی شامل موارد زیر می باشد
Relif System – سیستم باز شدن شیرها در برابر افزایش فشار
Fire & Gas System – سیستم گاز و آتش
Shut down System plant – سیستم متوقف کردن واحد و یا
Ultimate Safety System – سیستم ایمنی نهایی
HIPPS – سیستم
Relif System –
همه تجهیزاتی که فشار عملیاتی آنها بیشتر از فشار اتمسفر می باشد دارای سیستم تخلیه فشار در
مواقع افزایش فشار می باشند که برای محافظت از تجهیزات می باشد .
می باشد . تخلیه فشار کل rupture disc , TSV. PSV سیستم تخلیه فشار شامل یک یا چند
پالایشگاه ممکن است در مواقع ضروری بدلیل ایمنی انجام گیرد که این کار می تواند بوسیله اپراتور
انجام شود ESDV انجام شود یا در مواقع
تخلیه کل فشار پالایشگاه بطور ناگهانی و در یک مرحله به علت ظرفیت محدود مشعل غیر ممکن
است و دارای ۲ دستورالعمل می باشد که باید به ترتیب انجام شود .
Fire & Gas System – سیستم آتش و گاز
عملکرد این سیستم بصورت زیر می باشد
نشان دادن وجود آتش یا نشتی گاز در سایت به منظور محافظت از پرسنل محیط و تجهیزات
Deluge انجام دستورالعمل های مربوطه برای کنترل کردن آیتمها از قبی ل تجهیزات آتش
کنترل و نشان دادن شبکه کلی آب آتش نشانی که شامل HVAC و متوقف کردن Valves
پمپها و اجزاء و متعلقات آب آتش نشانی می شود .
در صورت مشاهده آتش یا نشتی گاز این سیستم بطور اتوماتیک آلارم ( زنگ خطر ) می دهد و
فعال می شود ( روشن شدن پمپها و سی ستم اطفاء حریق ) همچنین باعث فعال شدن سیستم
می شود . ESDV
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
Shut down – سیستم
این سیستم به منظور موارد زیر تدارک دیده شده است
نشان دادن وضعیت تجهیزات و یا عملیات غیر نرمال واحد
فعال شدن بطور اتوماتیک بوسیله متوقف کردن یا ایزوله کردن واحد با قسمت
HVAC شامل Utility متوقف شدن خدمات فرعی و واحدهای مربوط
ایزوله کردن منابع برقی
تخلیه فشار اضطراری نیز می باشد . EDP , ESD شامل سیستم Shut down سیستم
عبارتست از , ESD هدف از سیستم متوقف کردن اضطراری
جلوگیری از هدر رفتن هیدروکربن ها و سوزاندن آنها در مشعل
System جلوگیری از جرقه بوسیله خاموش کردن منابعی ممکن است جرقه بزنند آماده کردن
برای تخلیه فشار اضطراری
عبارتست از EDP هدف از سیستم تخلیه فشار اضطراری
بیرون آورن تجهیزات از زیر فشار
محدود کردن مقدار گاز آزاد شده از جایی که نشتی داریم
هیدروکربن ها inventory به حداقل رساندن
ها slut down ترنیب
سیستم که در یک منطقه قرار می گیرند متوقف می شوند , ESD1 – 1 Level
باعث متوقف شدن سیستم می گردد , ESD2 – 2 Level
باعث متوقف شدن تجهیزات می گردد , ESD3 – 3 Level
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
Case Study -8
پرداخته و در انتهاراه اندازی واحد بر اساس Cluas این بخش به بررسی اصول طراحی واحدهای
دستورالعمل های عملیاتی و ایمنی شرح داده می شود .
– مقدمه
در گاز طبیعی و سایر سوخت های فسیلی وجود دارد ، H2S گوگرد به صورت سولفید هیدروژن
تبدیل می H2S گوگرد به صورت های دیگر نیز در منابع فوق وجود دارد که در طول فرآیند به
شود .
موجود در گاز توسط فرآیند شیرین سازی از گاز جدا می شود و محصول این CO و ۲ H2S
جداسازی گاز شیرین شده وگازاسیدی می باشد که گاز اسیدی تولیدی به صورت خوراک به واحد
۱۰۸ ارسال می گردد.
: Claus 8 فرآیند -۱
است که اولین بار در سال ۱۸۳۳ استفاده گردید. درآن Claus این فرآیند،اصلاح شده فرآیند
در حضور کاتالیزور با اکسیژن واکنش داده ، گوگرد و آب تولید می شد . H2S فرآیند
: معادله ۱
این فرآیند به شذت گرمازا بوده و کنترل آن بسیار مشکل می باشد، همچنین کارایی این فرآیند
بشدت پایین بود . برای برطرف کردن معایب این روش در سال ۱۹۶۳ این فرآیند اصلاح گردیدو که
کل واکنش به ۲ واکنش مجزا تقسیم بندی شد .
،۱/۳H2S 1) یک واکنش به شدت گرمازا که در آن بیشتر گرمای واکنش حاصل از سوختن
تمامی هیدروکربن های همراه گاز و تمامی موادقابل اشتعال همراه پس از احتراق آزاد و خارج می
شود . معادله ۲( واکنش احتراقی )
تشکیل شده در واکنش اول با So 2)واکنش گرمازا درحضور کاتالیزور که در آندی اکسید گوگرد ۲
باقی مانده واکنش داده و گوگرد تولی می شود. H2S
معادله ۳ (واکنش کاتالیستی )
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
کل واکنش به شرح زیر می باشد
موازنه واکنش فوق به دلیل وجود گونه های متفاوت از گوگرد گازی شکل (
که غلظت تعادلی نسبت به یکدیگردقیقاً مشخص نمی باشد،پیچیده ( s2,s3,s4,s5,s6,s7,s8
و هیدروکربن ها سبب تشکیل (CO است. علاوه برآن در بخش واکنش وجود دی اکسید کربن( ۲
می گردد (H و هیدروژن( ۲ (CO ) منواکسید کربن ،(CS دی سولفیدکربن( ۲ (COS) سولفید کربنیل
.
H2S 30 درصد مولی – با ترکیب ورودی شامل (آب اشباع شده با ۸۰ Claus برای انجام واکنش
،هیدروکربن با
۹۸۰-۱۳۷۰ در قسمت مشعل C گرمای در حدود (CO 0.5 درصد مولی و باقی مانده ۲ -۱٫۵
ایجاد می کند
می باشد (شکل ۱ ) و شرایط برای تشکیل گوگرد با S گونه مولکولی اصلی دراین محدوده دمایی ۲
مطابق معادله ۶ ) clause مطابق معادله ۵ ) در مقایسه با واکنش ) H2S اکسید اسیدن مستقیم
) مساعد تر خواهد بود.
معادله ۵
معادله ۶
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
S شکل ۱- پراکندکی ۲
را H2S به So اگر چه اندازه گیری های آزمایشگاهی و دستگاهی اکسید اسیون به شدت گرمازای ۲
معادله ۶ ) تعیین ) Claus نشان می دهد (معادله ۲ ) اما مجموع معادله توسط واکنش گرماگیر
می گردد .
شکل ۲ موازنه تئوریک تبدیل گرمایی را برای موارد زیر را نشان می دهد:
( ۱) گاز اسیدی از تاسیسات سرجاهی همراه با ۳۵ % مولی هیدروکرین (نمودار ۱
۲ ) گاز اسیدی از تاسیسات پالایشگاهی همراه ۷ % مولی هیدروکربن و % ۱ مولی مرکاپیتاین ( ۲
نمودار)
( خالص (نمودار ۳ H2S ( 3
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شکل ۲
این نمودارها بیانگر موارد زیر می باشند .
-۱ بازیافت گوگرد از خوراک گازی که از پالایشگاه تامین می شود در مقایسه با گازی که از
تاسیسات سرچاهی تامین می شود کمتر خواهد بود،زیرا هیدروکربن درخوراک ورودی از تاسیسات
پالایشگاهی بیشتر می باشد .
خالص است . H2S موازنه تبدیل برای هر دو خوراک نزدیک به نمودار
۹۸۰ و بستر کاتالیستی بادمای C به گوگرد درکوره واکنش همراه با دمای بالاتر از H2S تبدیل
۳۷۱ خواهد بود . C پایین تراز
برای رسیدن به بازیافت گوگرد با کارایی ۷۰ % کارایی ،بخش گرمایی همراه با یک یا چند بخش
واکنش کاتالیستی همراه می گردد.گوگرد تولیدی در هر بخش سرد شده وسپس از گاز بعداز
قسمت احتراق و بعد از هر مرحله واکنش کاتالیستی به جهت افزایش بازیافت جدا می گردد .
در دماهای پایین تر بهتر صورت می گیرد،اما گاز باید Claus شکل ۲ نشان می دهد که واکنش
قبل از ورود به قسمت واکنش کاتالیستی پیش گرم می شود تا نسبت واکنش قابل قبول باشد،
همچنین دما درزمان تشکیل گوگرد بالا تر از نقطه شبنم آن قرا ر گیرد .
شکل ۳ یک نمای کلی از یک واحد بازیافت گوگرد ۳ مرحله ای می باشد
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شکل ۳- یک نمای کلی از یک واحد بازیافت گوگرد
گازی که از آخرین بخش مایع سازی و جدا سازی گوگرد خارج می شود ممکن است نیاز به
H2S عملیات فرآوری بیشتری داشته باشد، این عملیاتها بسته به حجم و ظرفیت واحد، محتوای
درخوراک واحد و یا موقعیت جغرافیایی واحد متفاوت می باشد .
شکل ۴ نمایی از ترتیب قرارگرقتن بخش های یک واحد بازیافت گوگرد ۲ مرحله ای نشان داده شده
است.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
Claus 8ملاحضات فرآیند -۲
شامل بخش های زیر است . claus یک واحد بازیافت گوگرد به روش
در خوراک H2S – احتراق : سوزاندن هیدروکربن ها و دیگر مواد قابل احتراق همراه با یک سوم
ورودی.
بخار با Claus – بازیافت گرمای اضافی : سرد سازی محصولات مرحله احتراق ، بیشتر واحدهای
۱۰۳۰ تولید می کنند، دمای جریان گاز خنک شده – ۳۴۵۰ kpa 185- و فشار ۲۴۳ C دمای
۳۱۵-۲۴۳ است . C معمولا در حدود
– میعان سازی گوگرد: سرد سازی جریان های خروجی از بخش بازیافت گرمای اضافی و بسترهای
۳۴۵-۴۸۰ تولید شده و دمای گاز خروجی خنک kpa کاتالیستی در این مرحله بخار فشار کم در
۱۲۰ برای آخرین مبدل می باشد . – ۱۴۹ c 177 یا c شده معمولا در حدود
گرمادهی مجدد :
– جریان بعد از جداسازی و سرد سازی گوگرد ،گرم می شود. دمای به گونه ای است که بالاتر از
cs نقطه شبنم گوگرد قرار داشته باشدو معمولا برای بستر اول به اندازه ای بالا باشد تاهیدرولیز , ۲
صورت گیرد . CO و ۲ H2S به cos
– بستر های کاتالیستی :
. و تشگیل گوگرد مطابق معادله ۳ So و ۲ H2S پیشزفت واکنش
۸تغییرات فرآیند -۳
برای آنکه بتوان از این فرآیند برای شرایط متفاوت تر در خوراک ورودی بهره گرفت ، تغییراتی در
فرآیند صورت پذیرفته است.
سبب straight – through برخی ازاین تغییرات در شکل ۵ نشان داده شده است. عملکرد روش
می شود که بازیافت گوگرد بالا تر رود .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۸-۴ عملیات احتراق
می باشند احتراق با مقدار کافی از هوا straight – through به صورت Claus بیشتر واحدهای
صورت می گیرد تا:
صورت گیرد . So به ۲ H2S 1 ) اکسیداسیون یک سوم از
بسوزد . H2S 2 ) هیدروکربن ها ومرکاپیتان همراه با
۳ ) اکسیداسیون آمین هاو سیانیدها صورت گیرد.
۲۰-۱۰۰ صورت می گیرد . Kpa هوا توسط یک دمنده تامین می شود و احتراق در فشار
واکنش های متعددی در طول احتراق صورت می گیرد که در نتیجه این گونه واکنش هیدروژن
تولید می (CS دی سولفید کرین ( ۲ ،(CO سولفید کربنیل ( ۲ ،(CO) منواکسید کربن ، (H2)
شود.
خوراک H2S تولیدی وابسته به غلظت H شده که میزان ۲ H سبب تولید ۲ H2S تجزیه گرمایی
و هیدروکربن های موجود در CO نیز با مقدار ۲ CS2, COS , CO ورودی می باشد . تشکیل
درمحصول می تواند دمای CO و H خوراک ورودی متناسب است ،سیستم با اندازه گیری مقدار ۲
کوره را در حد متعادل نگه دارد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
.
هیدروکربن های سنگین ،آمین هاو سیانیدها در حضور هوای کم به سختی می سوزند و یاامکان
سوختن ناقص هیدروکربن وجود دارد که باعث می شوند کاتالیست ها غیر فعال شده و گوگرد با
رنگ متفاوتی بدست آید.
تولید شود،وجود دارد ( NO ) امکان سوختن آمین ها و سیانیدها به گونه ای که نیتریک اکسید
می شود و در نتیجه باعث سولفیده شدن کاتالیست و so و تشکیل ۳ So که موجب اکسیداسیون ۲
ایجاد خوردگی در بخش های سرد سازی واحد می گردد .
آمین های نسوخته ممکن است باعث تشکیل نمک آمونیوم شود که سبب گرفتگی بسترهای
کاتالیستی، مبدل هاو بخش های خروجی گوگرد مایع شود .
را C و ۲ cos جدول ۱ – پتانسیل تشکیل
درکوره نشان می دهند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
برای جلوگیری از مشکلات فوق خوراک های محتوی آمونیوم و سیانیدها را در برخی مواقع در ۲
مرحله احتراق و یا به یک مشعل مخصوص ارسال می شود تا یک احتراق رضایت بخش صورت
گیرد .
پایین باشد پایداری شعله مشکل به نظر می رسد (حداقل دما H2S در مواردی که خوراک محتوی
۹۸۰ می باشد). C برای پایداری شعله
تغیراتی در فرآیندی جهت به Direct oxidation. Sulfur recycle, Split flow درسیستم
کار بردن این گونه خوراک صورت گرفته است. اما در این طرح ها نیز هیدروکربن ها،آمین
ها،سیانیدها و غیره …در تمام یا بخشی از خوراک به صورت نسوخته به اولین بستر کاتالیسیتی
ارسال می شوند ،که سبب شکسته شدن هیدروکربن های سنگین و تشکیل کربن و یا رسوب
کربنی و تشکیل نمک های آمونیوم شده که باعث غیر فعال شدن کاتالیزور و یا مسدود شدن مسیر
ها می گردد .
یک روش برای جلوگیری از بروز این گونه مشکلات درزمان افزایش پایداری شعله ، پیش گرم
است. Straight – through کردن هوا و یا گاز اسیدی و به کاربردن روش
یک مثال برای این گونه ترکیب در شکل ۶ نشان داده شده است بخار – روغن و یا مبدل حرارتی
گاز داغ در گرمکن های اشتعال مستقیم مورد استفاده قرار گرفته اند .هوا و گازاسیدی معمولا تا
۲۳۰-۱۶۰ گرم می شوند.از دیگر روش های پایدار کردن شعله استفاده از مشعل هایی با c دمای
شدت زیاد می باشد،افزودن گاز به خوراک ورودی یااستفاده از اکسیژن و یا هوای غنی شده با
اکسیژن در مشعل از دیگر روش ها می باشد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۸بازیافت گرمای اضافی -۵
در اکثر واحدها گازاسیدی پس از عبور از محفظه احتراق توسط بخش تولید بخاردر یک بویلر
۱۰۳۵ تا ۳۴۵۰ است، بنابراین kpa بازیافت حرارتی،سرد می شود. فشار بخار تولیدی معمولا بین
دمای گاز خروجی از بویلر معمولا بیش از نقطه شبنم گوگرد خواهدبود.اما باید درنظر داشت که
امکان تشکیل گوگرد مایع خصوصا در زمانی که مارگیری جزیی صورت می گیرد وجود دارد .
از دیگر روش های خنک کردن گاز محفظه احتراق استفاده ازمخلوط آب و گلیکول، محلول آمین،
استفاده از آب خنک کننده گردشی و مسیرهای روغن می باشد.استفاده از یکی از سیالات برای
خنک کردن در مواقعی که آب با کیفیت مناسب برای بویلر دردسترس نباشد و یا تولید بخار لزومی
نداشته باشد،مورداستفاده قرار می گیرد.
۴۰-۱۱۰ kpa در برخی از واحدهای نیز از سیستم بسته بخار استفاده می شود. بخار درفشار
تولید شده و سپس توسط یک مبدل خنک شده و مجددا آب به عنوان خوراک وارد بریلر می شود .
۸-۶ فرآیند میعان سازی گوگرد
و درادامه بعداز هربستر،مایع ( split – flow گوگرد قبل از اولین بستر کاتالیستی (به غیر از روش
۱۶۶-۱۸۲ درخروجی c می گردد.مبدل های حرارتی (به غیر از آخرین ) عموما برای دمای
طراحی شده اند که سبب می شود گوگرد مایع شده با دیسکوزیته پایین جدا شود و دما بالاتر از
نقطه شبنم اسید سولفوریک و سولفور باشد .
۱۲۷ باشد، همچنین باید از اختلاف دمای زیاد و c دما در خروجی آخرین بستر می تواند کمتر از
بین گاز و سیال خنک کننده به جهت احتمال تشکیل غبار گوگرد جلوگیری شود این مسیله در
آخرین مبدل حرارتی اهمیت فراوان دارد .
۸-۷ فرآیند گرمادهی مجدد
دمای گاز اسیدی در ورودی بستر کاتالیستی باید مشابه گاز خروجی از بستر قبل باشد که:
۱۴-۱۷ بالاتر از نقطه شبنم گوگرد باشد . C – در حدود
رادر برگیرد ولی به گونه ای باشد که واکنش H2S – در حدی پائین باشد که حداکثر تبدیل
رضایت بخش باشد . Claus
فقط برای اولین بستر کاتالیستی ) ) CS و ۲ COS – به اندازه ای بالا باشد که عمل هیدرولیز
صورت گیرد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شکل ۷ روشهای گرمایش مجدد رانمایش می دهد .
۴۸۰-۶۵۰ از قسمت بازیافت C مقداری از گاز گرم را در دمای :Hot Gas bypass – روش
حرارتی جدا می شود و با گاز خروجی از مبدل حرارتی قبل از ورود به بستر کاتالیستی مخلوط می
کنند .
در این روش از یک احتراق درونی استفاده می کنند که درآن گاز سوخت :Direct fired – روش
یا گاز اسیدی سوخته با گاز خروجی از مبدل حرارتی مخلوط می شود .
از گرمکن های حرارتی مستقیم یامبدل حرارتی برای افزایش دمای indirect reheat – در روش
گاز خروجی از مبدل حرارتی استفاده می شود .
از بخار فشار بالا ، روغن داغ ، گاز داغ برای این منظور نیز استفاده می شود،همچنین از روش
الکتریکی برای گرمادهی استفاده می شود .
ارزانترین روش و همچنین ساده ترین روش جهت کنترل می Hot gas bypass روش گرمایش
باشدو استفاده از این روش افت فشار کمتری را تولید می کند . از معایب این روش کاهش درصد
بازیافت گوگرد می باشد .
برای indirect برای ۲ بستر کاتالیستی اول و از روش Hot gas bypass معمولا از روش
سومین بستر کاتالیستی استفاده می شود .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
از یک مشعل داخلی که معمولا بخشی از خوراک ورودی را می سوزاند Direct fired درروش
استفاده می شود اما در برخی موارد از گاز سوخت نیز مورد استفاده قرار می گیرد .
این روش گرمایش مجدد برای گرمادهی به گاز تا هر سطح از دمای مورد نیاز، طراحی شده است و
همچنین افت فشار کم ،از دیگر مزیت های این روش است .
و در صوت سوختن گاز اسیدی، سولفیدها so از معایب این روش می توان به امکان تشکیل ۳
تشکیل شده کاتالیست راغیر فعال نموده و همچنین سوختن گاز سوخت باعث تشکیل دوده و
مسدود و غیر فعال شدن کاتالیست می گردد.
یک مخلوط مناسب همراه با یک مشعل با شدت بالا برای جلوگیری از تشکیل دوده در مواردی که
از گاز سوخت استفاده می شود،ضروری است .
در خروجی H2S:So سوزاندن گاز اسیدی نسبت به خالت قبل راحت تر بوده و فقط نسبت ۲
مشعل در حدود ۱:۳ تا ۱:۲ نگه داشته می شود .
روش غیر مستقیم که در آن یک مبدل حرارتی قبل از هربستر کاتالیستی قرارگرفته، از گران ترین
روش ها بوده و باعث افت فشار بیشتری می شود .علاوه بر آن دمای ورودی بستر کاتالیستی محدود
به دمای سیال مورد استفاده دراین شیوه می باشد.
۲۵۴ به عنوان منبع گرمایی باعث محدود c 41420 بخار دردمای kpa برای مثال استفاده از
۲۴۳ می شود.دراین شرایط جوان سازی مجدد کاتالیست امکان c شدن دما در ورودی تا حداکثر
بسیار سخت تر خواهد بود از مزیت های استفاده ازاین CS و ۲ cos پذیر نمی باشد و هیدرولیز
روش افزایش بازیافت گوگرد که در واقع بالاترین درصدبازیافت دارد و همچنین امکان غیر فعال
شدن کاتالیست به سبب سولفیده شدن و تشکیل کربن بسیار کم خواهد بود .
۸-۸ فرآیند در بستر کاتالیستی
یک واکنش گرماده است که موازنه واکنش با دمای پایین همراه خواهد بوداگرچه Claus واکنش
( در دمای بالاتر،کاملتر هیدرولیز می گردند.(شکل ۸ CS و دی سولفید کربن ۲ cos سولفیدکربنیل
قرار می cs و ۲ cos بنابراین غالبا اولین بستر کاتالیستی دردمای بالاتری به جهت هیدرولیز
گیرد.دومین و سومین بستر در دمایی قرار دارند که فقط سرعت واکنش را در مقدار قابل قبول نگه
دارد و همچنین از تشکیل گوگرد مایع جلوگیری کنند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۳ بستری دما در مقادیر زیر کنترل می گردد . Claus در یک واحد
۲۳۲-۲۹۴ c -1 مبدل اول
۱۹۹-۲۲۱ c -2 مبدل دوم
۱۸۸-۲۱۰ c -3 مبدل سوم
و Claus افزایش دما در بستر کاتالیستی صورت می گیرد و به دلیل گرما زا بودن هر دو واکنش
۴۴-۱۰۰ و برای بستر c می باشد.افزایش دما برای بستر اول عموما بین CS2, cos هیدرولیز
۳-۸ می باشد و به دلیل از دست رفتن گرما ، دمای اندازه c 14-33 و برای سومین بستر c دوم
گیری شده ر سومین بستر اغلب نشان از افت جزئی دما دارد. .
۸-۹ فرآیند احتراق
احتراق از کوره واکنش صورت می گیرد که ممکن است کوره به صورت خارجی (جدا از وسایل
۹۸۰-۱۳۷۰ c بازیابی گرما ) یا داخلی ( همراه با تاسیسات بازیابی گرمای اضافی)باشد.در دمای
کوره ها خارجی نیاز به محافظت از طریق نصب نسوزها به جهت محافظت از بدنه دارند .
اما در کوه های داخلی لوله هاتوسط سیال خنک کننده پوشانده می شوند و جداره نسوز مورد نیاز
نمی باشد .
بس در بستر COS , CS شکل ۸- هیدرولیز ۲
کاتالیستی
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
یک کوره داخلی از نظر هزینه مناسب و برای واحدهای بزرگ تر از Claus برای واحدهای کوچک
۳۰ تن در روز یک کوره خارجی مقرون به صرفه می باشد .
به H2S کوره واکنش برای زمان ماند حداقل ۰٫۵ ثانیه طراحی شده است ، خوراک ورودی غنی از
کمتر نیاز دارند . H2S زمان کمتری نسبت خوراک محتوی
نسوزها در کوره خارجی اجازه وجود شعله با دمای بالا و همچنین محافظت از بدنه را به عهده دارند.
۸۵- این مواد قادر به تحمل دمای بالا بوده و معمولا محتوی آلومینا می باشد(به عنوان مثال ۹۰
درصد). این نسوزها خصوصیات پوششی ضعیفی دارندومحافظت مناسب رابرای بدنه ایجاد نمی
کنند به این منظور یک لایه قبل از پوشش نسوز درمحل نصب می گرددو سپس یک لایه از نسوز
باآلومینیای زیاد، لایه قبل را می پوشاند و در برخی مواقع از نسوزهای متفاوت استفاده می شود.
۳۴۳ برسد که c طراحی و انتخاب نسوزها بسیار اهمیت دارد زیرا ممکن است بدنه به دمای بالاتر از
سرد شده که میعان So و ۳ So می شود و یا اینکه تا نقطه شبنم ۲ H2S باعث صدمه مستقیم
اسید و خوردگی سریع را در پی دارد.
۲۰۴ می رسد. c همچنین پوشش خارجی برای محاقظت از افرادنصب می شود در این شرایط دما به
در صورت وجود آمین یا سیانیدها در خوراک یا مقادیر بالای هیدروکربن دیواره های مخصوص
نسوز داخلی نصب می گردد (در مدل خارجی ) تا باعث بهتر مخلوط شدن گردد همچنین به عنوان
سپر حرارتی نیز استفاده می شود.
۸-۱۰ عملیا بازیافت گرمای اضافی
برای اکثر کوره های واکنش داخلی ، مشعل گاز اسیدی درون یک لوله نصب می شود(بخش
تشعشع ) و گاز اسیدی از طریق یک یا چند مسیر لوله (بخش جابجایی ) عبور می کند .
مسیرهای لوله های آتش به صورت خارجی خنک می گردد. بنابراین نیازی به محافظت از طریق
نسوزها نمی باشد اگر چه لوله های سطح های فلزی و دیگر قسمت های سرد شده در معرض گاز با
۳۴۳ قرار دارندو باید توسط نسوزها محافظت گردند، اندازه لوله ها برای c دمای در حدود
۱۰-۲۴ kg/s.m 25-150 و سرعت جرمی آن برابر با ۲ mm مسیرهای قسمت جابجایی در حدود
می باشد .
در کوره های واکنش خارجی قسمت بازیافت حرارت معمولا یک مبدل حرارتی یک مسیر بالوله
۵۰-۷۵ )است که ورودی این لوله ها در معرض گاز داغ حاصل از احتراق mm ) های گوچک
(یااحتمالا شعله) قرار دارند .
برای اطمینان از عمر مناسب لوله ها، ورودی این لوله ها توسط سرامیک های مرحله ای که از
۷۵-۱۵۰ به طرف داخل و در حدود ۷۵ میلی متر از خارج صفحات لوله ،قرار گرفته mm حدود
اند،محافظت می شود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
این سیستم از تماس مستقیم گاز داغ بالوله ها و صفحات در اتصالات حساس جلوگیری می کند .
۳-۱۰ ) پوشانیده شوند،درون mm ) این سرامیک ها نیز باید توسط یک لایه نازک از پوشش
۷۵ پوشانیده و محافظت شوند . mm صفحات لوله را نیز باید با یک لایه نسوز درحدود
اندازه لوله ها در حدود ۵۰ تا ۱۵۰ میلی لیتر می باشد اندازه لوله ها بر اساس حداقل رباط (فضای
۱۹ میلی لیتر است . – بین لبه خارجی هر تیوپ )در نظر گرفته می شود که ابعاد آن ۲۵
۵ می kg/s.m2-39kg /s.m دراین محدوده مقدار سرعت جرمی برای هر تیوپ بین ۲
باشد.اغلب افت فشار مجاز درون لوله مقدار سرعت جرمی را مشخص می کند. درهردو حالت
بویلرها به صورت افقی نصب می شود و که این امر به جهت اطمینان از circulation و kettle
شناور بودن لوله ها می باشد .
مزیت های مدل گردش طبیعی که مخزن جدا برای بخار دارد عبارت است از :
-افزایش کیفیت بنا به دلیل قابلیت وزش سطحی و ابزار جداسازی آب-بخار
-وقفه بیشتر آب در بالای لوله های گاز داغ که زمان ماند بیشتری را برای شرایط اضطراری ایجاد
می کند و همچنین احتمال از بین رفتن لوله ها به دلیل گرمای زیاد کاهش می یابد .
– گردش بهتر بخار-آب در اتصالات لوله-صفحات لوله
– هزینه نصب کمتر
– قابلیت دریافت بار بیشتر
و گردش طبیعی بویرها باید با کاربری سخت در نظرگرفته شوند . kettle در هر ۲ مدل
طراحی شده بودند و در نتیجه ضخامت صفحات تیوپ TEMA بویلرهایاولیه بر طبق استاندارد
همراه باتغییرات زیاد گرما سبب ازبین رفتن تیوپ و صفحات آن در این بخش شده بود .
طراحی این صفحات براساس دما ، فشارهای مکانیکی در محل اتصال لوله با این صفحات صورت می
۱۹-۳۸ که این مقدار به سبب یک پروفایل حرارتی قابل mm گیرد،صفحات معمولا دارای ضخامت
قبول درجوش لوله انتخاب شده است. فاصله بین تیوپ ها و قسمت صفحات توسط آب خنک نمی
شود .
۸-۱۱ فرآیند معیان ساری گوگرد
مبدل های حرارتی به صورت یک چند مسیره انتخاب می شوند.در دو مدل گردش طبیعی و
۲۵ طراحی می گردند mm به صورت افقی نصب می گردند . مبدل ها با حداقل قطر لوله kettle
۱۳ میلی لیتر فاصله بین – ۱۲ مورداستفاده قرار می گیرد که بین ۱۹ BUG و معمولا لوله استیل
لوله ها می باشد .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
این مبدل ها برای جریان کمتر نسبت به بویلر به کار برده می شود و معمولا فشار در قسمت پوسته
آن نیز کمتر می باشدف هر دو فاکتور فوق از ملاحظات طراحی مکانیکی می کاهد .سرعت جرمی
برای قسمت لوله های مبدل حرارتی بیت
۲۴ می باشد. kg/s.m 39 متغییراست که مقدار متوسط آن برای ۲ -۱۵ kg/s.m2
این مقدار باید به اندازه ای باشد که از تشکیل مه در زمان کاهش خوراک واحد به جلوگیری کند.در
صورت تشکیل مه گوگرد مایع شده به صورت مناسب از گاز در خروجی مبدل حرارتی جدا نخواهد
شد .
جهت دسترسی به لوله ها برای بازرسی و تمیز سازی آن مبدل باید دارای ورودی بازرسی و راه
ورود در هر دو انتها باشد .
جداساز بخار–مایع در قسمت انتهای مبدل حرارتی نصب می شود که برای جداسازی گوگرد مایع از
گاز،خارج کردن گوگرد مایع مورد استفاده قرار می گیرد .این محفظه می تواند یک بخش از خو د
مبدل باشد و یا به صورت یک محفظه جدا نصب گردد برای طراحی این محفظه سرعت گاز برابر – ۶
۹ در نظر گرفته می شود . m/2
۱۴۰-۷۰۰ در قسمت پوسته kpa مبدل به گونه ای طراحی می شود که بخار فشار پائین در حدود
تولید کند. از آخرین میعان ساز برای گرمادهی به آب برای تولید بخار استفاده می شود ولی در این
مرحله باید گرما را در حدی نگه داشت تا از جامد شدن گوگرد جلوگیری کرد .
۸-۱۲ گرمادهی مجدد
HOT GAS BYPASS – شیوه
در این شیوه ، لوله ها و شیرها از جنس استیل برای انتقال گاز داغ خورنده در محدوده دمای ۴۸۰
تا ۶۵۰ سانتی گراد انتخاب می شوند، یک شیر دیگر نیز به جهت افزایش قابلیت ها در
نصب می شود. Hot Gas bypass درخروجی turndown زمان
۲۸۰ بالاتر از c روش مستقیم : در این روش از مشعل برای افزایش دمای گاز به میزان حداقل
دمای معمولی خوراک ورودی به بستر کاتالیستی استفاده می شود.این گرمای اضافه برای نفوذ
حرارتی و عملیات احیاء کاتالیست مفید می باشد .
معمولا یک بخش از خوراک در مشعل داخلی سوزانده می شود، گرچه سوخت ها ی دیگر از جمله
گاز طبیعی نیز قابل استفاده می باشد .
مشعل در یک محفظه احتراق نصب می شود و گاز داغ سوخته با خوراک برای رساندن به دمای
۰ ثانیه است. / ۰ تا ۱ / واکنش مخلوط می گردند،زمان ماند در محفظه برای مخلوط سازی بین ۳
روش غیر مستقیم
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
مبدل های حرارتی برای گرمادهی مجدد مورد استفاده قرار می گیرند و دارای ساختار مکانیکی
همانند مبدل ها می باشند .
این مبدل ها دارای شیب به سمت ورودی می باشند بدین ترتیب ،گوگرد مایع شده احتمالی می
تواند درون جدا کننده برگردد .
۸-۱۳ فرآیند تبدیل در بستر کاتالیستی
۲۰ در هر متر مکعب بستر طرحی می شوند. با توجه -۴۰m3/n بستر های کاتالیستی برای جریان
۹۱۵-۱۵۲۵ درنظر گرفته می شود. کاتالیست از mm به افت فشار در طول بستر عمق آن معادل
۷۵ میلی – یا آلومینای فعال شده پیشرفته که در حدود ۱۵۰ ( Al2O جنس آلومینای فعال ( ۳
۷۲۰-۸۵۰ می kg/m متری بروی محافظ بستر قرارمی گیرد. دانستیه کاتالیست در حدود ۳
باشد،این دانسیته سبب کاهش انتقال کاتالیست از بستر به سمت مبدل می شود.وجود ذرات
کاتالیست در بخش خروجی گوگرد مایع سبب گرفتگی مسیرو لوله های مبدل می شود.
کاتالیست و مواد محافظ آن روی یک صفحه از جنس استیل قرار دارند.برای پخس شدن مناسب
۷۵ که در روی کاتالیست قرار داده mm خوراک در طول بستر از مواد محافظ با حداقل
کمتر از ۱۰۰ تن در روزبسترهای کاتالیستی Claus میشود،استفاده می گردد. برای واحدهای
غالبا در یک محفظه افقی باصفحه های جداکننده داخلی نصب می شوند. برای واحدهای بزرگ،
بسترهای کاتالیستی مخصوص مورد استفاده قرار می گیرد. بسترها عمودی نیز در برخی مواقع
مورداستفاده قرار می گیرد و معمولا برای واحدهای کوچکتر از ۸۰۰ تن در روز مقرون به صرفه نمی
باشد .
قرار دادن نسوزهای داخلی در این مخازن ضروری نمی باشد مگراینکه مخازن جهت احیاء سازی
مجدد طراحی شده باشند،در این صورت طراحی چارچوب شبکه ای کف جهت افزایش دما مورد
mm توجه می باشد در صورتی که نسوزهای داخلی نصب نشود ،پوشش خارجی با حداقل
mm 75 ضخامت مورد نیاز می باشد و در صورت نصب نسوزها ضخامت پوشش خارجی به مقدار
۱۵۰ بالاتر ازسطح mm 25-50 کاهش می یابد. بیشتر بسترها دارای نسوزهای داخلی از پایین تا
بسترمی باشد.
-Piping
سیستم لوله گذاری ، نیاز به طراحی مناسب درقسمت لوله ها ی گوگرد مایع Claus در واحدهای
۱۱۸ جامد می گردد لوله ها باید به اندازه کافی گرم شد c و بخار دارندو با توجه به اینکه گوگرد در
و پوشش داده شوند . دیگر لوله ها نیز به جهت جلوگیری از میعان گوگرد و یا تصعید آن به حالت
جامدو نگه داری آن دردمای بالاتراز نقطه شبنم اسیدسولفوریک وسولفورو ، نگه داری می شوند.
۳۴۳ توسط نسوز پوشش داده شده، همچنین در قسمت هایی که لوله c لوله هادردمای بالاتراز
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
هاحاوی بخار و گاز هستند،انبساط حرارتی برای لوله هادرنظر گرفته می شود.همچنین می توان از
expansion و یا از پیچ های انبساطی convoluted expansion اتصالات انبساطی حلقوی
استفاده نمود. loop
اتصالات حلقوی از استیل ۳۰۰ طراحی می شوند و برای جلوگیری از میعان آب و گوگرد پوشش
داده می شوند. اتصالات انبساطی باید درلوله های عمودی نصب شوند و در صورت تولید میعان ،
مایع به راحتی از سیستم خارج شود در صورت تشکیل گوگرد مایع و عدم خارج سازی آن اتصالات
غیر قابل استفاده خواهند گشت و در صورت عدم خارج سازی آب ،امکان خوردنی به دلیل تشکیل
اسید، وجود دارد .
به طور معمول استفاده از لوله های استیل مناسب می باشد به دلیل اینکه فشار عملیاتی واحدهای
۱۰۳ است و لوله ۴۰ برای این گونه واحدها استفاده می شود. برای لوله ها kpa در حدود Claus
۳۵۰ میلی متری یابالاتر لوله های استاندارد مناسب است و برای لوله های با قطر بالاتراز ۷۵۰
میلی متری ضخامت لوله ها می تواند مشابه باضخامت دیواره های مخازن بستر کاتالیستی باشد .
شیرها باید از جنس استیل و کاملا پوشش دار باشند، شیرهای کوچک و بزرگ معمولا دارای
پوشش های لازم می باشند ، شیرها در قسمت گوگرد مایع باید کاملا دروازه ای باشند .
گوگرد مایع معمولا به دلیل نیروی وزن از مبدل به سمت مخزن جمع آوری حرکت می کند،این
قسمت ها توسط گوگرد مایع برای جلوگیری از خروج بخار به اتمسفر محافظت می شود . بخش
های خارج سازی گوگرد شامل ۲بخش عمودی و افقی است و به دلیل احتمال گرفتگی این لوله ها
امکاناتی برای رفع گرفتگی باید درنظر گرفته شود تااز بروز مشکلات احتمالی بعدی جلوگیری شود .
همانگونه که در شکل ۹ نشان داده شده،رفع گرفتگی شامل هر دو بخش افقی عمودی است که
همچنین شیرهایی در قسمت های افقی لوله ها نصب گردیده اند تا به راحتی بتوان از طریق
مکانیکی یا با استفاده از بخار در زمانی که واحد در سرویس می باشد، قسمت گرفتگی ها را رفع
نمود.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
هر جداساز مایع-بخار باید دارای لوله تخلیه مجزا و امکانات تشخیص گرفتگی باشند، هر بخش
مجهز به یک قسمت شفاف بوده کهدر آن حرکت گوگرد مایع به قسمت مخزن جمع آوری، به
راحتی قابل مشاهده است. در هر زمانی که جریان گوگرد متوقف شد، گرفتگی باید رفع گردد .
استفاده از پوشش بخار یک روش عالی برای گرم نگه داشتن لوله های حاوی گوگرد مایع می باشد.
در برخی مواقع لوله ها بایک سیستم بخار داخلی مورداستفاده قرار می گیرند که برای لوله های با
طول زیاد پیشنهاد می شود .
مناسب است . steam tracing برای لوله های کوتاه استفاده از سیستم
معمولا برای گرمادهی ازبخار استفاده می شوداما از روغن داغ نیز می توان استفاده نمود. لوله های
۱۳۸ با توجه به فشار بخار در c حاوی گوگرد مایع باید برای نگه داری گوگرد در دمای حداقل
۳۴۵ طراحی می گردند . kpa حدود
۶۹۰ یا بخار فوق گرم به دلیل احتمال رساندن گوگرد به ویسکوزیته بالا kpa بخار فشاربالا در حدود
نباید مورد استفاده قرار گیرند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
۸-۱۴ – فرآیند بروی گاز باقی مانده از واکنش
H2S و مقداری co , H2o , CO2, N2 ،H شامل ۲ Claus خوراک باقی مانده از واکنش
و بخار گوگردو مقداری گوگرد مایع می باشد . CS2,COS , So واکنش نداده، ۲
به دلیل محدودیت ها و از دست رفتن گوگرد مقدار کل بازیافت گوگرد در این گونه واحدها به
درصدهای بالا نمی رسد. خارج سازی گازهای فوق بدون عملیات فرآیندی مجاز نمی باشد و حداقل
لازم برای رها سازی آن سوزاندن می باشد .
So برای رسیدن سطحی مطلوب از غلظت و همچنین رساندن ۲ H2S هدف کلی کاهش درصد
تولیدی به سطح گرمایی مناسب برای پراکندگی در اتمسفر از طریق دودکش می باشد .
در خوراک ورودی و موقعیت واحد ، فرآیندهای دیگر H2S و مقدار Claus با توجه به اندازه واحد
بروی گاز باقیماند به جهت کاهش انتشار در اتمسفر صورت می گیرد.
– سوزاندن :
به صورت گرمایی یا So به ۲ Claus وسایر ترکیبات گوگرد) باقی ماند از واکنش ) H2S سوزاندن
۴۸۰ در حضور اکسیژن لازم -۸۱۵c کاتالیستی امکان دارد. اکسید اسیون گرمایی معمولا در دمای
صورت می گیرد .
اکثرا سوزاننده های گرمایی به صورت مکش طبیعی بوده و درفشار اتمسفر کار می کنند همچنین
جریان هوای ورودی توسط دریچه های مخصوص کنترل می شود.
سطح اکسیژن بین ۲۰ تا ۱۰۰ درصد متغییر بوده همچنین درگازهای باقی ماند مقداری مواد قابل
و گوگرد وجود دارد. این موادباید به طور کامل H2- CS2–CO –COS – H2S اشتعال از جمله
سوزانده شوند. می توان مصرف سوخت So در دمای بالا برای تبدیل گوگردو سایر ترکیبات به ۲
سوزاننده را بااستفاده ازسوزاننده کاتالیستی کاهش داد. برای این منظور باید گاز باقی مانده تادمای
۳۱۶-۴۲۷ گرما داده شود و سپس گاز با مقدار هوای مناسب به سمت بستر کاتالیستی ارسال c
مورد استفاده قرار force draft شود . این بسترهامعمولا برای تامین هوادرفشار مثبت و از شیوه
می گیرد.
شیوه دیگر افزایش بهره وری،استفاده از دمای گاز خروجی از دودکش می باشد بخار اشباع در فشار
۳۴۵-۳۱۰۰ تولید می شود و این بخار توسط گرمای گاز خروجی از سوزاننده فوق گرم kpa بین
می شود.
با استفاده از این گرما ، دمای انتشار گاز تولیدی در سوزاننده کاهش می یابد در این شرایط در نظر
گرفتن ارتفاع مناسب برای دودکش ضروری می باشد.
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
سوخت مورد نیاز برای سوزاندن گرمایی توسط مقدار گرمای لازم برای گرم کردن گاز باقی ماند
۰ ثانیه زمان ماند طراحی می شوند و در برخی / تعیین می گردد. معمولا سوزاننده ها برای حداقل ۵
۱ ثانیه محاسبه می گردند . / موارد برای ۵
معمولا در سوزاننده هازمان ماند زیاد، دمای کمتری را برای رسیدن به مقادیر محیطی طلب می
با H2S کند این موضوع توسط شکل ۱۰ که رابطه بین زمان ماند و دما برای رسیدن به حداکثر
۱۰ نشان داده شده است . PPMV غلظت
سوزاننده و دودکش آن می توانند در یک بخش با یکدیگر مجموعه گردند سوزانند ه با یک پایه
بزرگ و دودکش با قطر کمتر در بالا به صورت عمودی نصب می شود.جهت مقاوم شدن در برابر
دما مجموعه توسط مواد نسوز محافظت می گردند. به دلیل دمای عملیاتی پائین تر نسبت به سایر
قسمت های واحد ، مواد نسوز این بخش دارای حساسیت کمتری می باشند .
۱۰۹۵ طراحی شده مواد نسوز مصرفی در این بخش دارای c سوزاننده معمولا برای دمای حداکثر
۱۲۰۵ می باشد. نسوزهای این قسمت یک پوشش c یک لایه بود ودمای عملیاتی آن ها کمتر
قالبی برای استفاده در شرایط ۱۲۰۵ و بیشتر می باشد مگر اینکه د رمعرض آتش قرار می گیرند .
۱۴۹ قرار C 343 و بالاتر از -۳۷۱ C اجزاء سیستم شامل بدنه، دیواره ها، کف باید دردمای کمتراز
گیرد که نگه داری این شرایط نیازمند طراحی دقیق برای نسوزهای داخلی وپوشش خارجی می
باشد.ضخامت نسوزها برای محافظت بدنه(عمودی و افقی) بین ۱۰۰ تا ۵۰ میلی متر با میانگین ۷۵
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
میلی متر می باشند.کف سوزاننده در حالت عمودی دارای صفحات نسوز با ضخامت بین ۱۵۰ تا ۱۰۰
میلی متر می باشد.
برای نگه داری و محافظت پوسته خارجی از دمای پایین مجموعه باید دارای پوشش خارجی باشد.
طراحی می derrick supported free standing––guyed دودکش ها به صورت های
شوند.انتخاب نوع دودکش باتوجه به ارتفاع ،قطر دودکش،باد و همچنین میزان لرزش تولیدی
صورت می گیرد .
free standing اغلب دارای طراحی مقرون به صرفه می باشد و دودکش ها guyed دود کش
و یا freestanding برای ارتفاع آنها ۷۶ متر مناسب است. دودکش های بالاتر از ۱۰۷ متر از
استفاده می شود . derrick supported
۱۲ افت فشار مجاز در طول دودکش m/s 30 و m/s, سرعت طراحی شده برای دودکش ها
سرعت را تعیین می کند .
و نازل های نمونه platform دودکش ها باید دائما تحت نظر باشند. بنابراین دودکش باید دارای
گیری باشد .
جریان خروجی دودکش و انتشار گاز و ترکیب وارد همراه آن می تواند قابلیت انتشار با توجه به
استاندارد ها را تعیین کند،انتشار در اتمسفر با مقیاس کیلو گرم درساعت و یا بر اساس غلظت
در آب یا اکسیژن بیان می شود . So2 ppmv
یک آنالایزر (So زمانی که کنترل جریان خروجی از دودکش نیاز می باشد (اندازه گیری مقدار ۲
در خروجی نصب می شود این آنالایزر همراه با یک جریان سنج نصب می گردد که می تواند
را ثبت نماید. So همزمان هم مقدار جریان و هم درصد ۲
TGCU 8-15 فرآیندهای از بین بردن گازباقی مانده
را نشان می دهد و به ( TGCU) شکل ۱۱ یک خلاصه از فرآیندهای از بین بردن گازباقی مانده
طور کلی به ۴ روش تقسیم می شود
جهت تولید گوگرد تحت شرایط مطلوب و تحت دمای Claus -فرآیندها بر پایه واکنش مداوم
عملیاتی ،کمتر از نقطه شبنم گوگرد و یا در حالت مایع در دمایی بالاتر از نقطه ذوب گوگرد باشد.
برای So و بازیافت ۲ So – فرآیندها بر اساس تبدیل تمامی اقسام گوگرد باقی مانده در گاز به ۲
فرآیند بعدی می باشد .
H2S به Claus – فرآیند ها بر اسا س تبدیل تمام گوگردهای موجود باقی مانده در گاز از واکنش
موجود در گاز H2S بدست آمده می باشد – فرآیندهایی که به طور مستقیم H2S و بازیافت گوگرد
باقی مانده را به گوگرد تبدیل می کند .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
شکل ۱۱
-۱ فرآیند مداوم
MCRC ، آلمان Clinsulf ، آمریکا CBN شامل Dry-bed subdewpoints فرآیندهایی
فرانسه می باشد . sulfreen کانادا و
۹۹ درصد اعلام کرده اند اما سوزاندن – عمدتا شرکت های مرجع فوق درصد بازیافت گوگرد را ۹۹,۵
۱۲۰۰ دی اکسید -۲۰۰۰ ppmv گازباقی ماده نیز نیاز می باشد و گاز خروجی از دودکش محتوی
گوگرد می باشد .
بوده و شامل جریان فرآیند از طریق بویلر حرارتی، بستر Claus این واحد همانند یک واحد
کاتالیستی اول، مبدل اول و قسمت گرمادهی مجدد اول می باشد .
در دمای پایین تر از نقطه شبنم گوگرد به کار subdewpoints معمولا یک مبدل در واحدهای
برده می شود،دیگر بسترها می توانند درحالت خنک سازی و یا احیاء باشند .
سوئیچ بسترها از مهمترین بخش این واحدها می باشنددرابن حالت بسترها به صورت دوره ای احیا
می شوند .
So -2 بازیافت ۲
در مرحله اول می باشد. Claus – فرآیند بازیافت شامل سوزاندن گاز باقی مانده فرآیند
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
خالص بازیافت می So بود،و ۲ So شامل یک محلول جهت جذب ۲ wellman – lord فرایند
برای جذب NAOH شود که به صورت مایع و یا گاز می باشد.در واخد های کوچک از محلول
از گاز خروجی دودکش استفاده می شود. محلول سولفیت پس از اکسیداسیون بیشتر(با عامل So2
های اکسیداسیون همچون پراکسیدهیدروزن)و تشکیل سولفات می توان آن را به زیر سطح زمین
ارسال کرد .
H2S -3 بازیافت
توسط Claus در این فرایند ها، لزوما تمام اشکال های گوگرد در گاز باقی مانده از واکنش
هیدروژناسیون و هیدرولیز تبدیل می شود .
به گوگرد تبدیل H2S تمام گوگرد موجود در گاز باقی ماند از Bearon – streford در روش
می شود .
و Exxon و MODEA, BSR (BEARON SUL), ARCO (Atlantic RICH)
از محلول آمین که استفاده H2S در تمامی این فرآیندها برای خارج scot و فرآیندهای Resulf
به عنوان خوراک ارسال می شود. CLAUS جداشده به اول واحد H2S . می شود
۱۰ کاهش دهد. معمولا ppmv را به مقدار H2S می تواند مقدار BSR – STREFERED
۱۰۰-۱۵۰ محدود می ppmv بدون مواد اضافه دیگر به مقدار MDEA فرآیندها بر پایه آمین
۱۰ppmv را به مقدار H2S شود اگر چه استفاده از آمین های ویژه شامل زیر می تواند مقدار
کاهش دهد.
(Dow’s GAS/SPEC, Exxon’s FLEXSORB SE, Shell’s SCOT-LSS or Union Carbide’s
UCARSOLHS 102)
خنک سازی جریان احیاء شده با تماس مستقیم با آب گردشی که در آن بخار آب موجود در جریان
۵ درصد کاهش می یابد. – را ۹
– اکسیداسیون مستقیم
را به گوگرد را شامل می شوند. H2S هستند که اکسیداسیون TGCU شامل فرایند
تبدیل شده (در یک واکنش احیا H2S تمامی گوگردها در گاز باقی ماند به ؛ MODOP در
همانند هید روژناسیون، هیدرولیز)
تحت کاتالیست تیتانیم اکسید می H2S که MODOP جریان با هوا مخلوط شده و وارد راکتور
شود .
به گوگرد افزایش می دهد . روش H2S خارج سازی بخار آب تولیدی دراین بخش تبدیل
تک مرحله MODOP 3مرحله ای و claus 99 % بازیافت را از واحد / می تواند تا ۵ MODOP
به این نتیجه MODOP و ۲ مرحله claus ای افزایش دهد و یا با استفاده از ۲ مرحله واکنش
رسید .
شرکت ملی گاز ایران
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
گزارش پایان دوره کارآموزی
S.P.G.C
شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی
Dirrected by: Mohsen Soheili
CLAUS شامل قسمت اصلی گوگرد نمی شود گاز باقی مانده از روش SUPERCLAUS99
دوباره گرم می شود و با هوای دهنده مخلوط شده و در یک راکتور کاتالیستی مورد فرآیند قرار می
۹۹ در صد که بستگی به کیفیت گاز اسیدی دارد،پیشرفت می کند . / گیرد . این شیوه تا ۵۵
Liquid Redox

کلمات جستجو شده:

  • عسلویه
  • میدان گازی پارس جنوبی
  • گزارش کارآموزی پالایشگاه پارس جنوبی
  • مقدار H2S در هوا & پارس جنوبی & عسلویه
  • گوگرد زدایی به روش های شیمیایی
  • دانلود جزوه آموزشی واحدهای مستقر در پالایشگاه پارس جنوبی
  • گزارش کامل کارآموزی از واحد های پالایشگاهی
  • گزارش کارآموزی پالایشگاه پارس
  • گزارش کار آموزی مکانیک پارس جنوبی
  • گزارش کامل حریق پمپ

2 نظر برای گزارش پایانی دوره کارآموزی (آشنایی کامل با فازهای پارس جنوبی)

  1. سعید
    اسفند ۸, ۱۳۹۰

    برای ترویج پالایشگاه مسولان می توانندبابررسی منطقه هایی واقع در استان فارس اقدام نمایند.که کمترین ویزگی ان برخورداری ازاب وهوای معتدل که برای کارکان وکارگران وهمچنین برای جلوگیری ازپوسیدگی وسایل وقطعات گران قیمت پالایشگاهی میباشد

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 2

  2. شايان
    فروردین ۲۰, ۱۳۹۰

    سلام
    باعرض سلام میخواستم اگه امکان داره گزارش کاراموزی ۲ساله مربوط به رشته اموراداری ومجموعه وظایف اموراداری وقسمتهای وابسته برایم ارسال کنیدمن ازکارمندان جدیدالاستخدام پالایشگاه فجرجم میباشم پیشاپیش اززحمات شماکمال تشکردارم
    شایان ازادی

    بالاترین رتبه. شما هم رتبه بدهید: Thumb up 5 Thumb down 4

پاسخ دهید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *

شما می‌توانید از این دستورات HTML استفاده کنید: <a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <strike> <strong>