روشهای جداسازی ناخالصی های گاز ترش

بدضعیفمتوسطخوبعالی (3٫85 از 5)
Loading...

جداسازي ناخالصي هاي موجود در گاز (Hydrocarbon Treating) :

گاز طبيعي مخلوطي از هيدروكربنهاي C5,C4,C3,C2,C1 و ناخالصي هاي H2S,CO2,H2O مي باشد. كه به طور طبيعي در مخازن زير زميني يافت مي شود . اين گاز به صورتهاي مختلف در زير مخازن وجود دارد : 1- محلول در نفت خام 2- در زير كلاهكهاي بالايي نفت خام 3- به شكل مستقل نسبت گازهاي حل شده در نفت در ميدان هاي نفتي مختلف ، متفاوت بوده و حتي ممكن است حين توليد از يك مخزن در طول زمان برداشت ، تغيير كند. پالايش گاز شامل جداسازي ناخالصيها ، هيدروكربنهاي مايع و نيز تفكيك هيدروكربنهاي سبك مي باشد. گازها بعد از تفكيك بصورت هاي ذيل به بازار عرضه مي شوند : الف – گاز طبيعي (Natural gas) با علامت اختصاري N.G ب – گاز طبيعي فشرده (Compressed Natural gas) با علامت اختصاري C.N.G ج – گاز طبيعي مايع (Liquid Natural gas) با علامت اختصاري L.N.G د – گاز نفتي مايع شده (Liquid petroleum gas) با علامت اختصاري L.P.G چنانكه نسبت هيدروكربنهاي مايع شدني در گاز بالا باشد تركيبات سنگين تر از C4 كه شامل نفتاي سبك مي باشد بعنوان يك محصول به بازار عرضه مي شود. در هر حال گاز طبيعي تحويلي به خطوط لوله شامل اتان و متان (عمدتا متان) مي باشد. گاز نفتي مايع شامل C3 , C4 بوده كه در فصول مختلف سال درصد آن تغيير مي كند. عمليات پالايش : عمليات پالايش گاز شامل دو قسمت مي باشد : 1- جداسازي ناخالصي ها و تفكيك هيدروكربنها 2- بازيابي ناخالصي ها و موادي كه جهت جداسازي ناخالصي بكار مي رود ، جهت استفاده مجدد آنها در امر پالايش گاز : قسمت اول بصورت هاي ذيل امكان پذير است : الف – جذب در مايع (Absorption) ب – جذب در جامد (Absorption) ج – تبديل شيميايي 1- جذب در مايع (Absorption) : اين روش مهمترين روش جداسازي ناخالصيها است و اكثر فرايندها بدين طريق انجام ميشود. مواد جذب شده ممكن است بطور فيزيكي در مايع حل شوند و يا واكنش شيميايي با آن صورت گيرد. برجهاي جذب بصورتهاي Packed tawer , Plate tower , Spray tower است. Packed tawer : بطور كلي اين نوع برجها در حالتي بكار مي رود كه مايع تمايل به ايجاد كف (Foem) داشته و نسبت دبي جريان مايع به گاز خيلي زياد باشد. ضمنا در مواردي كه افت فشار كم مورد نظر باشد . اين برجها برتري دارد . هزينه نصب و خوردگي نيز پايين است. Plate tower : در اين برجها مي توان با سرعت زياد گاز كار كرد. در نتيجه برج با قطر كمتري لازم است. اين برجها براي مايعات غير كف زا ، غير خورنده با ميزان دبي جريان كم مايع مناسب است. Spray tower : چنانكه افت فشار مهمترين مسئله باشد ، اين نوع برج برتر است. 2- جذب در جامد (Adsorption) : در اين نوع برجها سطح تماس زياد است و بتدريج كه غلظت مواد در سطح جامد افزايش مي يابد گراديان غلظت كم شده و راندمان جذب كم مي شود. 3- تبديل شيميايي : در اين روش از راكتور كاتاليستي با بستر ثابت استفاده مي شود و محاسبات شامل مرحله هاي انتقال جرم تا سطح كاتاليست ، جذب كاتاليست و واكنش شيميايي از سطح كاتاليست است. بقيه محاسبات مانند برج جذب در مايع است. پالايش گاز : گاز توليد شده از چاه گاز و يا از دستگاه تفكيك كننده نفت و گاز ممكن است علاوه بر ناخالصي هاي ذكر شده داراي شن ريزه و گل رس نيز باشد. تنظيف كننده ها (Scrubbers) براي جدا كردن ذرات ناخالص بكار مي رود . اين كار بصورت مكانيكي توسط سرند يا غربال و يا عبور گاز از روي مايعات انجام مي شود. گاز در مخازن طي ساليان متمادي مقداري بخار آب را در خود كه معادل فشار بخار آب در فشار و درجه حرارت مخزن است ، همراه دارد لذا مقدار آب همراه گاز بستگي به شرايط مخزن و تركيب اجزاء تشكيل دهنده گاز دارد. اگر دماي مخزن افزايش يابد يا فشار و جرم مولكولي گاز كاهش يابد مقدار آب همراه گاز زياد مي شود. چنانكه دما يا فشار گاز تغيير كند باعث ميعان بخار آب مي شود . در چنين شرايطي بعضي از مواد مانند C4,C3,C2,C1 توليد كريستال جامد مي كند كه اصطلاحا هيدرات ناميده مي شود . هر مولكول هيدروكربن با 6 يا 7 مولكول آب ايجاد باند مي كند. متان در درجه حرارت پايين تر ازoC 5/21 توليد CH4,5.6H2Oاتان در دماي 5/14 درجه سانتيگراد توليد C2H6,8.2H2O مي نمايد. پروپان پايين تر از 5/5 درجه سانتي گراد ، با 17 مولكول آب ايزوبوتان 5/2 و نرمال بوتان در 1 درجه سانتي گراد توليد هيدرات مي كند. هيدرات بوجود آمده در خط لوله مانع عبور جريان گاز و گرفتگي لوله مي شود. براي جلوگيري از ايجاد هيدرات در خط لوله مي توان روشهاي ذيل را بكار برد. 1- گرم كردن گاز 2- سرچاه عمل آبزدايي انجام شود 3- كم كردن فشار گاز 4- تزريق متانول به جريان گاز گاز از چاهها و مناطق مختلف به وسيله سيستم جمع آوري به واحد مركزي پالايش برده مي شود. گوگرد موجود در گاز توسط دستگاههاي شيرين كننده گرفته شده و اكثرا به عنوان محصول جانبي به بازار عرضه مي شود . ساير تجهيزات خالص كننده نيز جهت گرفتن گازهايي كه داراي ارزش زيادي در بازار هستند مورد استفاده قرار ميگيرد. اين گازها شامل گاز نيتروژن ، دي اكسيد كربن و هليم مي باشد. جداسازي هيدروژن سولفوره و دي اكسيد كربن : فرايندهاي آمين :
محلول برجهاي جذب واحد آمين يكي از محلول هاي زير مي باشد :

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

بجز TEA بقيه آمينها از نظر فرمول شيميايي پايدار مي باشند و تا دماي بالاتر از نقطه جوش تجزيه نمي شوند. مقايسه انواع آمينها : الف – منو اتانول آمين – MEA فشار بخار آن از ساير آمين ها بيشتر است و با Carbony sulfide و Carbon disulfide بطور irreversible تركيب مي شود و ايجاد ذرات جامد و باعث هدر رفتن آمين مي شود. مقداري نيز به علت تبخير كم مي شود كه اگر گاز شيرين شده با آب شستشو شود مساله تبخير آمين از بين مي رود. MEA بيشترين جذب گازهاي اسيدي را بر واحد وزن دارد چون جرم مولكولي آن از ساير آمين ها كمتر است. MEA مقدار گازهاي اسيدي را براحتي تا 25/0 گرين مي رساند. ( يك پوند معادل 7000 گرين است) ب – DEA دي اتانول آمين عينا مانند منواتانول آمين عمل مي كند . با اين تفاوت كه واكنش براي CS2,COS با سرعت كمتري انجام مي شود . DEA نسبت به non selective CO2, H2S است و هر دو را با هم جدا مي كند. و نيز چون فشار بخار كمتري از MEA دارد، هدر رفتن آمين به علت تبخير كمتر است مقدار جذب H2S را به 1/0 گرين بر 100 فوت مكعب مي رساند و بعد از احياء H2S كمتري نسبت به MEA دارد كه برتري آن محسوب مي شود. ج – تري اتانول آمين اولين آميني بودكه براي شيرين كردن گاز استفاده شد ولي اكنون DGA و DEA و MEA جايگزين آن شده است. د – DGA داراي فشار بخار كمتري از MEA است و به علت اينكه آمين نوع اول است داراي ميل تركيبي زياد با CO2,H2S است. هـ – دي ايزوپروپانول آمين
براي جداسازي CO2 بكار مي رود. و – متيل دي ايزوپروپانول آمين يكي از انواع آمين هاست كه جديدا به بازار عرضه شده است و داراي Selective reactivity نسبت به H2Sدر مجاورت CO2 ميباشد. واكنش هاي شيميايي در پروسس آمين
غلظت محلول هاي آمين
در واحدهاي MEA ، غلظت 10 تا 20 درصد وزني در آب بكار مي رود. در واحدهاي DEA نيز 10 تا 20 درصد بكار مي رفت ولي امروزه 30 درصد و گاهي بيشتر بكار مي رود. DIPA.MDEA غلظت 30 تا 50 درصد وزني در آب و براي محلول DGA غلظت آن بين 40 تا 70 درصد وزني استفاده مي شود. شرح واحد شيرين كردن گاز توسط محلول آمين
اين واحد شامل يك برج جذب (Absorption) و برج عريان كننده (Stripping Column) به انضمام مبدل هاي حرارتي و لوله هاي رابط و دستگاههاي جدا كننده گاز ترش مي باشد. در شكل 2 يك نمونه از واحد اتانول آمين مشخص شده است. همانطور كه در اين شكل مشاهده مي شود در ابتدا ، گاز وارد يك Scrubber مي شود و يا ناخالصي هاي جامد آن گرفته مي شود . سپس گاز از پايين برج جذب وارد شده و آمين از بالاي برج مي ريزد. گازهاي ترش توسط محلول آمين ، جدا شده و گاز شيرين از بالاي برج خارج مي شود . اين گازها به اندازه فشار بخار آب در دماي برج داراي بخار آب مي باشد كه بايد به واحد آب زدايي (Dehydration unit) فرستاده شود. آمين خروجي از برج جذب حاوي گازهاي ترش مي باشد. (Rich Amine) ابتدا واردFlash tank شده و گازهاي سبك جذب شده جدا مي شود . سپس وارد مبدل حرارتي آمين-آمين مي شود . آميني كه از برج عريان كننده خارج مي شود دماي آن بالاست با آمين خروجي برج جذب تبادل حرارتي كرده ضمن سرد كردن Lean Amine ، خود نيز مقداري حرارت جذب مي كند و بعد از آن وارد Stripper مي شود و گازهاي ترش و بخار آب خارج مي شود. قسمت اعظم بخار آب در كندانسور (Condenser) تبديل به آب شده و به عنوان مايع برگشتي Reflux به برج بر مي گردد. آمين احيا شده پس از گذشتن از مبدل آمين-آمين توسط كولر تا دماي حدود 100 درجه فارنهايت سرد مي شود. اگر درجه حرارت آمين از اين حد بيشتر باشد قدرت جذب گازهاي اسيدي در آمين كم مي شود.

مسائل كلي واحد آمين General Operating problem مسائلي كه در واحد آمين وجود دارد بستگي به نوع آمين نداشته و به سه دسته تقسيم مي شوند : 1- خوردگي 2- كف زايي Foaming 3- تجزيه محلول آمين Solution degradation 1- خوردگي
آمين ها بطور كلي در هر غلظت و دمايي خوردگي ندارند و حتي به عنوان Corrosion inhibitor (بازدارنده خورندگي) بكار مي رد زيرا در دماهاي مختلف داراي PH قليايي است ولي پس از جذب گازهاي اسيدي موقع رها شدن گازها از آمين ، PH بطور سريع نقصان مي يابد مخصوصا در مواقعي كه High loading باشد. (Loading نسبت مول جذب شده اسيد به مول آمين است) در PH , Reboiler محلول اسيدي مي شود. درست است كه گازهاي اسيدي خوردگي ايجاد مي كند ولي اجتناب ناپذير است.فقط مي توان شرايط عمل را در حدي برد كه خوردگي محدود و به حداقل برسد خوردگي در محل هايي كه درجه حرارت بالا و غلظت اسيد حداكثر است حاد مي شود اين نقاط شامل مبدلهاي حرارتي آمين-آمين و Striping Column است. 2- تجزيه آمين Solution degration محلول آمين در مجاورت اكسيژن هوا بتدريج اكسيد شده و اين مواد اكسيد شده ايجاد خوردگي مي نمايند. بمنظور جلوگيري از عمل اكسيداسيون آمين ، مي توان با بكار بردن گازهاي بي اثر بر روي مخازن آمين از اكسيداسيون جلوگيري كرد. تركيب مستقيم آمين با COS,CS2 ايجاد نمك غير محلولي مي نمايد كه واكنش در اين حرارت برگشت پذير نيست. DEA با COS تركيب مي شود ولي در اثر حرارت برگشت پذير مي باشد. محلول آمين به مرور زمان در اثر جذب و احيا قدرت جذب اوليه خود را از دست مي دهد. 3- Foaming يا كف زايي مواردي كه باعث كف زايي در محلول مي شوند عبارتند از : الف) ذرات معلق جامد ب) هيدروكربنهاي مايع ج) موادي كه از تجزيه آمين توليد مي شود. د) تقريبا هر ماده خارجي كه وارد محلول آمين شود از قبيل گريس كه به شيرهاي مسير گاز زده مي شود ناخالصي هاي موجود در آب كه براي تهيه محلول آمين مصرف مي شود. كف زايي مشكلات زير را بوجود مي آورد : الف – راندمان جذب پايين مي آيد و مقدار H2S باقيمانده در گاز شيرين شده ممكن است به حدي برسد كه مطابق استاندارد خط لوله نباشد. ب- ميزان هدر رفتن آمين به طور قابل ملاحظه اي افزايش مي يابد. ج- ظرفيت گاز ورودي به واحد تقليل مي يابد. براي جلوگيري از تجمع مواد كف زا در محلول آمين مي توان با گذاشتن فيلتر و بازيافت آمين (Amine reclaiming) ، مواد كف زا و ناخالصي ها را جدا كرد.

بازياب آمين (Amine Reclaiming) : شامل يك سيتم تقطير Batch است كه به طور نيمه پيوسته كار مي كند. و هدف آن جدا كردن آب و آمين از محلول آلوده مي باشد. نمكهاي ايجاد شده تركيبات آمين ، ذرات جامدي كه در محلول آمين وارد شده ، تركيبات تجزيه آمين كه باعث كف و خوردگي مي شود از آمين و آب جدا مي شود . حدود سه درصد از كل جريان آمين (Circulation rate) وارد بازياب ميشود. بعضي از ذرات جامد مخصوصا سولفور آهن به سختي از جدا كننده ها كه در ابتداي واحد تعبيه شده است جدا مي شوند سولفور آهن در محلول آمين وارد مي شود. لذا احتياج به فيلتر كردن محلول و جداسازي تا ذرات به قطر 1 ميكرون مي باشد. اين عمل خيلي پرخرج مي شود به همين دليل ابتدا گاز بعد از Absorber وارد فيلتري مي شود كه ذرات باقطر 10 تا 15 ميكرون را جدا كند. تمام جريان گاز وارد فيلتر مي شود (Full stream filter) و حدود 10 تا 20 درصد جريان وارد فيلتر ذغال فعال (Side stream activated charcol) مي شود كه مي تواند ذرات ريزتر را جدا كند. ضمنا ذغال فعال هيدروكربنهاي مايع وتركيبات تجزيه شده آمين (Degradation product) را نيز جدا مي كند كه باعث بهتر شدن كيفيت آمين مي شود. بازدارنده كف (Foaming inhibitor) در بعضي از مواقع فيلتر كردن و Reclaiming مسئله كف زايي را حل نمي كند در چنين حالتي استفاده Foam inhibitor ضروري است چنانكه Foam inhibitor بيش از حد لازم اضافه شود خود باعث كف زايي بيشتر مي گردد لذا ابتدا بايد در آزمايشگاه تست شود و غلظت لازم بدقت مشخص گردد اين يك راه حل موقت است. Foam inhibitor شامل الكل هاي با نقطه جوش بالا و يا تركيبات سيليكان مي باشد. در مواردي كه خوردگي حاد مي باشد بازدارنده خوردگي (Corrosion inhibitor) به محلول MEA اضافه ميشود. احياء محلول آمين (Amine Regeneration) : در قسمت احياء آمين خطر خوردگي زياد است چون دما بالا بوده و درصد گازهاي اسيدي نيز زياد است. در قسمت Stripper هر اندازه فشار افزايش يابد دماي پايين برج Striper نيز افزايش مي يابد در دماي بالاتر عمل Stripping كامل تر انجام مي شود ولي اشكال آن اين است كه تجزيه شيميايي آمين بيشتر شده و خوردگي نيز شديد تر خواهد بود. دما نبايد از F 260 تجاوز نمايد از اين رو حداكثر فشار برج Psia 25 انتخاب مي شود و دما حدود 230 تا 240 درجه فارنهايت است. جداسازي تركيبات آلي گوگردي Removal of organic sulfur اثر گازهاي طبيعي علاوه بر CO2,H2S داراي مقدار كمي COS,CS2 و نيز مركاپتان مي باشد اگر اين مواد درصد قابل ملاحظه اي را تشكيل دهند علاوه بر CO2,H2S اين مواد نيز بايد جدا شوند. مركاپتانها زياد اسيدي نبوده وميل تركيبي با آمين ندارند فقط به اندازه حلاليت فيزيكي در محلول حل مي شوند كه مقدار آن خيلي كم است . لذا اگر گاز به اندازه قابل ملاحظه اي مركاپتان داشته باشد بايد Caustic Washشود. نظر به اينكه RSH ميل تركيبي با آمين ندارد براي محلول آمين بي ضرر است. روش هاي تقليل خوردگي : 1- دماي محلول آمين در Reboiler و دماي Steam تا حد ممكن پايين نگه داشته شود. 2- جهت احياء محلول ، فشار بايد حتي الامكان پايين نگه داشته شود تا دماي Stripper و Reboiler پايين باشد. 3- از تماس اكسيژن با محلول جلوگيري شود. 4- ناخالصي هاي آمين (ذرات معلق و مواد تجزيه شده) را بوسيله فيلتر كردن و يا به كمك بازياب آمين (Reclaimer) جدا كرد. 5- گاهي اوقات اضافه كردن مقدار كمي سود به محلول آمين خوردگي را كم مي كند. 6- اضافه كردن بازدارنده خوردگي – مواد بازدارنده خوردگي بستگي به فاكتورهاي مختلف عمليات واحد (Operation) دارد.
انتخاب حلال Selective of process solution حلال بر اساس فشار ، دماي تركيب اجزاء اصلي و فرعي گاز و نيز درجه خلوص مورد نظر گاز تصفيه شده انتخاب مي شود. در حال حاضر هيچ محلول ايده آلي وجود ندارد كه تمام شرايط لازم را دارا باشد. مقايسه انواع آمين ها و انتخاب آن بستگي به قيمت و خواص فيزيكي آن دارد.
چنانكه فشار گاز طبيعي زياد باشد درصد H2S , CO2 پايين و نيز ناخالصيهاي COS , CS2 موجود نباشد محلول MEA براي جذب بر ساير آمين ها برتري دارد. ميزان جذب H2S , CO2 توسط MEA نسبت به ساير آمين ها ماكزيمم است در عوض خوردگي MEA از ساير آمين ها بيشتر است مخصوصا اگر غلظت آمين بيش از 20 درصد و مقدار Loading بالا باشد. جداسازي H2S,CO2 بوسيله محلول آمونياك محلول هاي آمين براي گازهاي طبيعي كه شامل H2S , CO2 باشند محلول ايده آلي است ولي اگر گاز شامل ناخالصي هاي COS , CS2 اسيدهاي آلي ، سيانور هيدروژن (Hydrogen Cyanide) و مواد نيتروژن دار باشد ، مصرفش محدود مي شود. در اين حالت مي توان از آمونياك استفاده كرد .واكنش ها بصورت زير است :
جداسازي H2S,CO2 بوسيله محلول هاي قليايي كربنات سديم يا پتاسيم مي تواند به مقدار قابل ملاحظه اي H2S,CO2 را جذب كند. مزيت اين روش ارزاني آن مي باشد احياء بي كربنات بوسيله هوا دادن انجام مي شود و CO2 جدا شده را مي توان براي تهيه يخ خشك (dry ice) بكار برد.
جداسازي گازهاي اسيدي به روش Shell sulfinol اين فرايند جهت جداسازي گازهاي اسيدي از هيدروكربن هاي گازي كه درصد گازهاي اسيدي آن بالا باشد بسيار مناسب است. شرايط فشار و دما براي برج مشابه واحد آمين است. حلال شامل مخلوطي از Sulfolane, di-iso propyl amine و آب است. دياگرام ساده فرايند در شكل نشان داده شده است. منحني تعادلي جذب H2S در حلال سولفينول در دماي جذب و احياء در شكل نشان داده شده است از مقايسه اين منحني با منحني هاي تعادل MEA ملاحظه مي شود كه قدرت جذب گازهاي اسيدي در محلول MEA براي غلظت هاي كم گازهاي اسيدي بيشتر از محلول سولفينول است . چون به علت قليايي بودن محلول جذب H2S مانندتركيب اسيد و باز است . ولي زماني كه در اثر جذب H2S خاصيت قليايي محلول از بين مي رود با افزايش غلظت در فاز گاز ، غلظت در فاز مايع زياد نمي شود ( تابع قانون هنري نيست) چنانكه به منظور قليايي نگهداشتن محيط غلظت MEA را افزايش دهيم مسائل خوردگي و كف زايي در برج حاد مي شود. و نمي توان Loading بيشتر از 4.5 ft3/gal اعمال نمود. در شكل 6 حلال هاي مختلف (آب ، سولفولان و سولفينول و محلول MEA) براي جذب هيدروژن سولفوره مقايسه شده است . آب براي مقادير مختلف هيدروژن سولفوره مقدار كمي قدرت جذب دارد. بنابراين حلال بسيار ضعيفي است. حلال MEA براي غلظت هاي كم گاز ترش مناسب مي باشد. ولي براي غلظتهاي بالا ، ميزان لازم مايع در گردش ، زياد است. در نتيجه مخارج مبدلهاي حرارتي و عمليات واحد زياد مي شود. Sulfolane حلال بسيار خوبي است. نسبت به آب 8 برابر قدرت جذب دارد. مركاپتانها و كربونيل سولفيد را بدون اينكه حلال ضايع شود جذب مي نمايد. چنانكه آمين هاي قليايي به آن اضافه شود به علت قليايي بودن محيط ، قدرت جذب براي فشارهاي جزئي H2S در غلظت هاي كم افزايش مي يابد. اين حلال مي تواند تا 85 درصد حالت تعادل براحتي عمل جذب انجام دهد. براي گازهاي خيلي ترش ميزان حلال در گردش ، نصف مقدار لازم براي MEA مي باشد. برتري ديگر اين حلال اين است كه عريان سازي حلال آسانتر انجام مي شود. لذا مصرف بخار در برج عريان كننده كمتر است مركاپتانها و كربونيل سولفيد نيز همراه گازهاي ترش براحتي جدا مي شوند. چنانكه به Sulfolan يك آمين قليايي اضافه شود حلاليت تركيبات اسيدي افزايش مي يابد. به همين دليل در فرايند Sulfinol به محلول di-isopropyl amine, sulfinol اضافه مي شود. در جدول زير آنا ليز گاز ورودي به پالايشگاه داده شده است. در اين پالايشگاه جهت شيرين سازي گاز ، محلول DEA بكار مي رود زيرا با در نظر گرفتن شرايط گاز DEA داراي مزاياي زير است :

1- DEA گرمايش كمي براي جذب هيدروكربنهاي سبك دارد. 2- نيازي به بازياب آمين براي احياء محلول آمين نيست بنابراين سرمايه گذاري اوليه آن از واحدهاي MEA كمتر است. 3- DEA به علت داشتن خاصيت خوردگي كم ، مي تواند غلظت بالاتري داشته باشد و در نتيجه مقدار H2S,CO2 بيشتري جذب ميكند. 4- دماي پايينتري براي احياء آمين مورد نياز است. لذا در مقايسه با MEA خرج بخار مصرفي پايين تر است. 5- DEA با CS2 و آلدئيدها تركيب نمي شود. 6- نمك هايي كه در نتيجه واكنش H2S,CO2 با DEA حاصل مي شود داراي باندهاي شيميايي قوي نبوده و به آساني شكسته شده و از محلول آمين جدا مي گردند.
علل كف سازي ، كاهش عيار محلول آمين و خوردگي در سيستم هاي آمين الف ) علل كف سازي (Foaming) كف سازي بدين معنا مي باشد كه گاز به نسبتي با محلول مخلوط مي گردد كه دانسيته سيال به گاز نزديك تر مي شود. در صورتيكه ناخالصي در سيستم وجود نداشته باشد محلول به ندرت دچار كف سازي مي شود در بالاي محلول بعلت وجود ناخالصي ها و هيدروكربورهاي مايع كشش سطحي محلول تغيير كرده و در نتيجه از متصاعد شدن طبيعي حبابهاي گاز جلوگيري مي شود و بدين وسيله مشكل كف سازي پديدار مي گردد. در نهايت كف سازي باعث خروج محلول همراه گاز يعني (Entrainment) و افزايش مصرف آمين مي شود كف سازي با حضور ناخالصي هايي مانند سولفور آهن ، مواد معدني همراه آب مصرفي وجود گريس مربوط به شيرهاي مسير ، هيدروكربنهاي محلول در مايع آمين بوجود مي آيد . بازدارنده هاي خوردگي مي توانند باعث توليد كف شوند. مواد ضد كف اگر به مقدار زياد به سيستم اضافه شوند به علت تثبيت نمودن كف به حالت امولسيون باعث كف سازي بيشتر مي شوند. هدر رفتن آمين و اختلاف فشار زياد در برجهاي جذب بيانگر كف سازي در برج است. ب) كاهش عيار محلول آمين
همچنانكه گازهاي اسيدي H2S , CO2 توسط محلول آمين جذب مي شوند. آمين تركيبات ديگر را نيز جذب مي كند . اين تركيبات در مجاورت گازهاي ترش جذب شده در محلول با آمين واكنش شيميايي انجام داده و توليد اسيدهاي كربوكسيليك و تيو سولفوريك مي نمايد كه حاصل واكنش اكسيژن با راديكال آمين مي باشد. اسيدهاي توليد شده بوسيله كروماتوگرافي قابل تشخيص مي باشد و شامل اسيد فرميك ، اكساليك ، استيك و پروپيونيك است. اسيدهاي توليد شده با آمين توليد نمكهايي مي نمايند كه در محلول آمين تغليظ گشته و باعث افزايش گرانروي و كاهش قدرت جذب آمين مي شود. مطالعات جديد نشان مي دهد كاستيك سودا كه براي حل نمكهاي فوق به سيستم افزوده مي شد موثر نمي باشد. وجود كاستيك در سيستم باعث توليد اگزالات سديم ، كلسيم ، سولفات سديم و كربنات سديم مي نمايد. كه در سيستم رسوب مي كند. ج ) علل خوردگي در سيستم آمين خوردگي در سيستمهاي آمين بر اثر پارامترهاي مختلف به وجود مي آيد كه عبارتنداز : 1- غلظت آمين 2- مقدار گازهاي اسيدي جذب شده در محلول 3- دماي عملياتي سيستم 4- حضور گازهاي اسيدي كه از محلول جدا شده اند 5- مقدار و نوع تركيبات حاصل از واكنش هاي جنبي آمين 6- ميزان نمك هاي با ثبات سيستم 7- كف سازي محلول DEA بندرت خوردگي ايجاد مي كند ، به همين جهت در اين فرايند باز دارنده هاي خوردگي به ندرت به كار مي روند اگر خوردگي شروع شود منجر به خسارت هاي فراوان تعميراتي ، ايجاد رسوب مواد جامد در سيستم كف سازي و در نتيجه از دست دادن آمين مي گردد اگر سرعت گردش آمين زياد نباشد H2S با آهن جداره تركيب شده و توليد يك لايه محافظ ، سولفيد آهن مي نمايد كه از خوردگي بعدي جلوگيري مي كند امروزه در طراحي واحدهاي آمين براي به حداقل رساندن مسائل فوق در طراحي فرايند فيلترهاي مختلف ، بازياب آمين ، مبدل هاي حرارتي مختلف تعبيه مي شود كه هر چند سرما يه گذاري اوليه واحد را افزايش مي دهد ولي در عوض عمر مفيد دستگاهها زياد شده و خسارت وارده كمتر مي شود. محاسبات واحد آمين جهت طراحي واحد شيرين كردن گاز ، بايد ابعاد فيزيكي برجهاي جذب واحيا و دستگاههاي جانبي و همچنين مصرف انرژي در ديگ هاي جوشاننده برج احيا و ظرفيت حرارتي مبدلهاي حرارتي تعيين گردد. تمام پارامترهاي فوق الذكر بستگي مستقيم به دبي محلول آمين در گردش دارد لذا تعيين دبي محلول آمين نقش موثري در طراحي و عملكرد واحدهاي شيرين كننده گاز دارد. روش محاسبه محاسبات مربوط به دبي محلول آمين در برجهاي جذب گازهاي ترش به دو روش امكان پذير است , 1- استفاده از روابط تعادل ، بين فاز گاز و مايع بر اساس توازن جرم و انرژي 2- استفاده از بسته هاي پيش نوشته مخصوص رايانه كه مي تواند واحد شيرين سازي را مشابه سازي كرده و دبي محلول آمين در گردش را محاسبه نمايد. روش اول – استفاده از روابط تعادل بين فاز گاز و مايع : با توجه به اينكه جهت شيرين سازي گاز ناخالصيهاي H2S , CO2 همزمان جدا مي شوند. و نيز هر كدام تاثير قابل ملاحظه اي بر روي منحني تعادلي جزء ديگر دارندبمنظور انجام محاسبات لازم براي دبي محلول آمين در گردش بايد غلظت جزء دوم دخالت داده شود جدول شماره (2) اثر H2S,CO2 را در منحني هاي تعادلي نشان مي دهد. از طرفي درجه حرارت نيز عامل موثر در ميزان قدرت جذب مايع ميباشد. غلظت محلول آمين نيز يكي ديگر از عوامل موثر است. در شكل هاي 6 تا 13 براي محلول 3/15 درصد منواتانول آمين در درجه هاي مختلف منحني تعادلي H2S در مجاورت H2S,CO2 رسم شده است. شكل قدرت جذب آمين بستگي به غلظت اوليه H2S,CO2 باقيمانده در برج احيا دارد . به كمك شكلهاي 14 و 15 مي توان غلظت H2S,CO2 را در محلول MEA كه از برج احيا خارج مي شود بدست آورد . براي ساير آمينها بور تقريبي در نظر گرفته مي شود. همانطور كه از نمودار مشاهده مي شود هر اندازه ميزان H2S,CO2 زيادتر باشد آمين احيا شده مقدار H2S بيشتري را همراه خواهد داشت . نحوه محاسبات و استفاده از منحني هاي ذكر شده با مثال زير روشن مي شود. مثال : جريان گاز طبيعي در فشار psia 900 و دماي oF 90 و دبي 50 ميليون فوت مكعب استاندارد در روز توسط محلول 15 درصد منواتانول آمين شرين مي شود CO2 موجود در گاز 2 درصد و مقدار H2S آن 5/0 درصد است . آمين احيا شده تا oF 100 سرد شده و به برج جذب وارد مي شود. مشخات خط لوله ميزان H2S مجاز را 25/0 گرين به ازاء هر 100 فوت مكعب تعيين كرده است. اگر گازهاي ترش به مقدار 70% حالت تعادل توسط آمين جذب شود ، دبي آمين در گردش چقدر است ؟ حل : بمنظور تعيين دبي آمين ابتدا بايد غلظت H2S,CO2 باقيمانده در آمين خروجي از برج احيا مشخص شود سپس غلظت تعادلي آمين خروجي برج جذب تعيين گردد تا بتوان مقدار H2S,CO2 جذب شده توسط هر گالن محلول آمين را محاسبه نمود. با داشتن دبي گاز و يك معادله موزانه مي توان جريان آمين در گردش را بدست آورد. فرض مي شود ميزان بخار در برج احيا 1 پوند بازاء هر گالن محلول MEA باشد. نسبت H2S به CO2 در گاز ورودي 25/0 مي باشد به كمك شكل هاي 14-4 و 15-4 مقدار CO2 باقي مانده مساوي gr/gal 800 و مقدار H2S برابر gr/gal 12 بدست مي آيد. اين مقادير بايد بر حسب نسبت مولي محاسبه شود.
وزن مخصوص محلول 15 درصد آمين 997/0 است تعداد مول MEA در هر گالن بابر است با :
بمنظور تعيين غلظت تعادلي MEA خروجي از برج جذب بايد دما مشخص شود. چون غلظت تعادلي تابع دمامي باشد . واكنش هاي اسيدي با آمين گرمازا مي باشد. بنابراين دما نيز بستگي به دبي محلول آمين دارد پس با روش سعي و خطا ابتدا يك دما فرض مي شود و دبي محلول آمين تعيين مي شود چنانچه دما صحيح فرض شده باشد در معادله موازنه حرارت بايد صادق باشد براي اولين فرض دماي آمين خروجي (140oF=60oC) در نظر گرفته مي شود.
به كمك شكل 7 غلظت تعادلي H2S برابر با 0.096 mol H2S به ازاء هر مول MEA قابل محاسبه است.
غلظت CO2 در حال تعادل با MEA در 140 درجه فارنهايت = 565/0 مول بر واحد مول آمين غلظت H2S در حال تعادل با MEA در 140 درجه فارنهايت = 96/0 مول بر واحد مول آمين غلظت خروجي برج چنانكه به هفتاد درصد تعادل برسد. مول H2S بازاء هر مول آمين = 0672/0 = 96/0 × 7/0 مول CO2 بازاء هر مول آمين = 3955/0 = 565/0 × 7/0 دو مقدار فوق ميزان H2S , CO2 خروجي از برج است. مقداري كه توسط محلول آمين جذب مي شود برابر است با : H2S جذب شده بر واحد مول آمين 0647/0 = 0025/0 – 0672/0 CO2 جذب شده ب واحد مول آمين 2680/0 = 1275/0 – 3955/0 تعداد مول H2S,CO2 كه در هر دقيقه وارد برج مي شود برابر است با : 50 ميليون فوت مكعب استاندارد در روز = 34700 فوت مكعب استاندارد در دقيقه تعداد مول CO2 در هر دقيقه برابر است با :
با توجه به اينكه مقدار 25/0 گرين در 100 فوت مكعب مقدار ناچيزي است. براي سادگي محاسبات فرض ميشود كه تمام گازهاي H2S,CO2 جذب مي شود. مول آمين براي جذب CO2 در دقيقه 813/6 = (2680/0)/ (826/1) مول آمين لازم براي جذب H2S دردقيقه 079/0 = (0647/0)/ (458/0) با توجه به دو مقدار بدست آمده بايد مقدار 079/7 را كه براي H2S لازم است انتخاب كنيم. حجم آمين لازم بر حسب گالن در دقيقه 347=0204/0 / 079/7 مرحله بعدي محاسبات بررسي دماي آمين خروجي برج جذب است. كه توسط موازنه انرژي انجام مي شود.
گرماي واكنش براي CO2 با آمين مساوي 825 بي تي يو بر پوند است. گرماي واكنش براي H2S با آمين مساوي 820 بي تي يو بر پوند H2S است. مقدار پوند CO2 ورودي به برج جذب در دقيقه 3/80=44×826/1 مقدار پوند H2S ورودي به برج جذب در دقيقه 6/15=34×458/0
حجم آمين در گردش را 350 گالن در دقيقه در نظر مي گيريم.
با در نظر گرفتن اينكه دماي گاز خروجي از برج جذب مساوي با دماي آمين ورودي است ΔH براي متان بصورت زير محاسبه ميشود: با استفاده از نمودار NGPSA engineering مقادير زير براي آنتالپي متان بدست مي آيند : آنتالپي متان در دماي 140 درجه فارنهايت = 258 بي تي يو بر پوند آنتالپي متان در دماي 90 درجه فارنهايت = 247 بي تي يو بر پوند

جرم گاز شيرين شده در دقيقه
كل مقدار گرمايي كه توسط گاز جذب شده است :

ΔH گاز را مي توان با داشتن گرماي ويژه متان و اختلاف درجه حرارت مستقيما بدست آورد.
با قرار دادن مقادير بدست آمده در رابطه (1) دماي آمين بدست مي آيد :
دماي اوليه 140 درجه فارنهايت فرض شده بود كه با دماي بدست آمده اختلاف زيادي ندارد. لذا تكرار محاسبات با دماي بدست آمده لازم نمي باشد. روش دوم محاسبه دبي محلول آمين به كمك نمودار همانطور كه در روش اول مشاهده گرديد دبي آمين را مي توان بر اساس توازن جرم و انرژي و استفاده از نمودارهاي تجربي كه رابط بين فشار جزئي گاز اسيدي را بر حسب غلظت تعادلي آن در فاز مايع ارائه مي دهد را محاسبه كرد كه اين روش پيچيده بوده و شامل محاسبات طولاني مي باشد. توسط محققين مختلف مدل هاي شيميايي متعددي ارائه گرديده است كه بر اساس آن پيش نوشته ها مخصوص رايانه تهيه شده كه مي تواند واحد شيرين سازي را مشابه سازي كند و دبي محلول آمين در گردش را محاسبه نمايد. با استفاده از بسته هاي پيش نوشته شده نمودارهايي تهيه گرديده است كه براحتي مي توان بدون محاسبه با در دست داشتن شرايط گاز و غلظت محلول آمين دبي جريان را بدست آورد. براي محلول MEA و جذب گاز CO2 نمودار 16 و 17مورد استفاده قرار ميگيرد. طرز استفاده از نمودارها جهت تعيين دبي محلول آمين بعنوان مثال طرز استفاده از نمودار MEA شرح داده مي شود. به كمك نمودار Ç و با داشتن درصد وزني آمين و درجه حرارت مي توان جرم مخصوص MEA را تعيين نمود. بعد از اينكه جرم مخصوص محلول آمين تعيين گرديد ، آن را روي محور مورب سمت راست نمودار 17 مشخص نمائيد و آن را به نقطه اي كه معرف درصد وزني محلول آمين بر روي محور عمودي سمت چپ است وصل كنيد تا خط ارتباطي شماره 1 (Point line) را قطع نمايد. از اين نقطه به نقطه اي كه معرف نسبت مول گاز اسيدي به مول آمين مي باشد وصل نماييد تا خط ارتباطي شماره 2 را قطع نمايد. اين نقطه را به نقطه اي كه معرف حجم گاز ترش مي باشد و بر روي محور عمودي سمت راست قرار دارد وصل كنيد. نقطه برخورد اين خط و خط ارتباطي شماره 3 را به نقطه اي كه معرف درصد مولي گاز اسيدي و بر روي محور عمودي در وسط قرار دارد وصل كنيد و ادامه دهيد تا محور عمودي كه در سمت راست قرار دارد را قطع نمايد. دبي محلول آمين از روي اين نقطه خوانده مي شود. مثال : مقدار 20 ميليون فوت مكعب گاز در روز كه شامل 15 درصد CO2 مي باشد توسط محلول آمين 19 درصد شيرين مي شود. درجه حرارت محلول آمين خروجي از برج جذب oF 150 است. در صورتيكه هر مول محلول آمين 45/0 مول CO2 را جذب نمايد حجم آمين در گردش چقدر است ؟ حل : به كمك دياگرام 16 دماي oF 150 را به 19 درصد وزني آمين وصل كنيد . جرم مخصوص MEA مشخص مي شود و برابر با 2175/8 پوند بر گالن است. حال به كمك دياگرام 17 مقدار 2175/8 را به نقطه 19 درصد وزني MEA وصل كنيد تا خط ارتباطي شماره يك را قطع نمايد نقطه بدست آمده را به خط Loading وصل كنيد ، ادامه دهيد تا خط ارتباطي شماره 2 را قطع نمايد. نقطه بدست آمده را به حجم گاز در جريان MMscfd 20 در محور سمت راست وصل كنيد و ادامه دهيد تا محور سمت راست را قطع نمايد. محل برخورد آن ، ميزان آمين لازم در گردش را مشخص مي نمايد. كه برابر با 447 گالن در دقيقه مي باشد. محقق ديگري به نام jams روش محاسبه MEA و DEA‌ را براي موقعي كه H2S و CO2 همزمان جذب شود توسط معادلات زير بدست آورده شده است : (3) براي محلول MEA (4) براي محلول DEA (5) معادله (4) براي Loading معمولي و معادله (5) براي Loading زياد براي محلول DEA مي باشد. در روابط فوق : Q : عبارت از حجم گاز در جريان بر حسب ميليون استاندارد فوت مكعب در روز X : درصد حجمي گاز اسيدي Z : غلظت آمين بر حسب درصد وزني ضمنا براي محاسبه (Heat of reaction) توسط Cryner , Maddox نشان داده شده است كه ميتوان از رابطه Clausius-Clapeyron براي محاسبه جذب گازهاي اسيدي در محلول آمين بصورت زير استفاده كرد

نوشته های مرتبط

9 نظر برای روشهای جداسازی ناخالصی های گاز ترش

  1. پژمان
    تیر ۱۸, ۱۳۹۶

    با سلام خدمت دوستان محترم من تولید کننده دستگاه های اسپکتروفتومتر uv-vis با آشکارساز آرایه ای هستم میخواستم بدونم از دوستان کسی هست که از استفاده این دستگاهها در صنعت نفت و گاز اطلاعاتی داشته باشه ممنون میشم اگه اطلاعاتی در اختیار بنده قرار بدید در صورت داشتن مقاله یا اطلاعات به این ایمیل بفرستید با تشکر
    [email protected]

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 0

  2. الهام رستمي
    آبان ۲۶, ۱۳۹۳

    سلام خسته نباشيد عالي بود لطفا درموردشيرين سازي نفت خام هم توضيح بدين .من يه پروژه درمردشيرين سازي نفت خام دارم امامطلبي توي اينترنت پيدا نكردم لطفا راهنماييم كنيد.

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 0

  3. بهنام
    اسفند ۱۷, ۱۳۹۲

    خیلی خوب بود .

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 0

  4. lmoghadam
    اسفند ۵, ۱۳۹۲

    سلام.خيلي عالي بود.اگه ميشه فايل wordرو برام بفرستين.
    [email protected]

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 0

  5. keyhanmarket
    شهریور ۱۹, ۱۳۹۲

    با تشکر از زحمات و توضیحات کامل شما در مورد سیستمهای تصفیه گاز و شیرین سازی گاز در صنایع نفت و پالایشگاهی ، لذا در این زمینه مخصوصا در مورد برج های پک شده ( packed tower ) شرکت صنایع شیمیائی محمد تولید کننده انواع پکینگ ها و پرکن های از نوع پال رینگ ، راشینگ رینگ و پلاستیک بال پکینگ در سایز های مختلف و جنس های پلی پروپیلن ، پلی اتیلن ، ترموپلاستیک و فلزی و سرامیکی میباشد و آماده همکاری با صنایع نفت ، پالایشگاهی ، نیروگاهی ، پتروشیمی و کلیه صنایع شیمیائی میباشد . برای اطلاعات بیشتر از سایت ما دیدن نمائید : http://www.pallring.ir http://www.packingpallring.ir

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 0

  6. mona
    شهریور ۱۹, ۱۳۹۲

    خیلی عالی بود. میشه لطفا میل کنید؟

    رتبه دهید: Thumb up 1 Thumb down 0

  7. سمیرا
    تیر ۷, ۱۳۹۲

    خیلی خوب و کامل .امکانش هست که ایمیل کنید

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 0

  8. رضا بحرینی
    بهمن ۲۶, ۱۳۹۱

    مطالب مفیدی هستنند و اگر در کنار مطالب تصویر و یا کلیپی از فرایند بود کار را کامل می کرد

    رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 1

    • وسام
      بهمن ۳۰, ۱۳۹۱

      متشکرم از نظرات مفید شما.یقینا این پیشنهاد شما را انجام خواهم داد.موفق باشید.

      رتبه دهید: Thumb up 0 Thumb down 1

پاسخ دهید

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