تثبیت میعانات گازی (Condensate Stabilization System)

مقدمه
گاز طبیعی که از مخازن گازی استحصال می‌شود عمدتاً حاوی حجم قابل ملاحظه‌ای میعانات گازی است. مخصوصاً زمانی که حجم برداشت گاز از مخزن زیاد باشد. میعانات گازی به جریان هیدروکربنی مایع گفته می شود که در ذخایر گاز طبیعی وجود دارد و به صورت رسوب و ته ‌نشین در گاز استخراجی یافت می شود و عمدتاً از پنتان و هیدروکربنهای سنگینتر (+C5) تشکیل شده و دارای گوگرد پایین می باشد و معمولاً عاری از انواع فلزات است و تقریباً نیمی از آن را نفتا تشکیل می‌دهد. میعانات گازی بر خلاف بوتان و پروپان نیازمند شرایط ویژه برای مایع ماندن نیستند و به شیوه‌های مختلف قادر به تبدیل به نفت سبک ، بنزین ، سوخت جت و... هستند. در قیاس با پالایشگاه نفت خام ، در پالایشگاه میعانات گازی، فرایندهای تبدیلی و پالایشی کمتر است بنابراین هزینه سرمایه گزاری آن نصف ........

هزینه سرمایه گزاری پالایشگاه نفت خام است. ارزش حرارتی ناویژه هر لیتر از میعانات گازی حدود4/32706 بی تی یو که تقریباً معادل با ارزش حرارت 826/. متر مکعب گاز طبیعی خط لوله اول سراسری است . بنابراین، این محصول به دلیل داشتن ارزش حرارتی بالا از اهمیت قابل توجهی برای صادرات برخوردار می‌باشد. به گونه‌ای که صادرات آن می‌تواند هزینه سرمایه گذاری اولیه یک پالایشگاه گازی را در ظرف مدت زمان کوتاهی برگرداند به شرط آنکه مشخصه فنی مطلوب را داشته باشد. بر اساس برآورد موسسه تحقیقات انرژی "فکتس" ،‌ مستقر در هانولولوی آمریکا، ظرفیت تولید میعانات گازی ایران از 95 هزار بشکه در روز در سال 2001 ، نزدیک به یک میلیون بشکه در روز در سال 2013 خواهد رسید. بیشترین میزان تولید میعانات گازی ایران از میدان گازی پارس جنوبی می باشد. این میدان گازی ، بزرگ‌ترین منبع گازی است که بر روی خط مرزی مشترک ایران و قطر در خلیج‌فارس و در فاصله 105 کیلومتری ساحل جنوبی ایران قرار دارد. مطالعات انجام شده نشان می‌دهد که بیش از 14 تریلیون متر مکعب گاز طبیعی و افزون بر 18 میلیارد بشکه میعانات گازی را در خود جای داده و روزانه 200 هزار بشکه میعانات گازی توسط فازهای یک تا پنج از این میدان تولید می شود و بنا به گزارش خبر گزاری مهر به نقل از مدیر عامل شرکت نفت و گاز پارس جنوبی تا کنون 200 میلیون بشکه میعانات گازی از پارس جنوبی به ارزش 10 میلیارد دلار صادر شده است. باتوجه به حجم عظیم میعانات گازی تولیدی در کشور ، بررسی کاربردی برای رسیدن به یک مشخصه فنی مطلوب برای این محصول جهت استفاده بهینه بسیار ضروری است. در این مقاله سعی شده به صورت خلاصه فرایندهای تثبیت میعانات گازی جهت رسیدن به شرایط فنی مطلوب بررسی و معرفی گردد.
هدف از تثبیت میعانات گازی( Condensate Stabilization)

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

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

RVP روش خاصی برای مشخص کردن نوع برشهای هیدروکربنی است ، در روش Reid سیال هیدروکربنی در یک محفظه با فشار متغیر قرار می‌گیرد و تا دمای oC 8/37 حرارت داده می‌شود، پس از مدتی فشار بالای این سیال ثابت می‌گرددکه این فشار ، RVP سیال را مشخص می کند. به عبارت دیگر RVP را می‌توان به عنوان فشار بخار سیال در تعادل با فاز مایع در دمای (oF 100) oC 8/37 ،که کمتر از فشار محیط می باشد تعریف کرد به گونه‌ای که در شرایط انتقال و نگهداری در ناحیه تک فازی مایع قرار گیرد. میزان RVP در فصول گرم و سرد سال به علت تغییر در مقدار ترکیبات تشکیل دهنده جریان هیدروکربنی متفاوت خواهد بود این میزان برای فصل زمستان حدود psia 12و برای فصل تابستان حدود psia10 می‌باشد . شکل 1 نمودارحالت تعادلی فشار- دمای میعانات گازی را قبل و بعد ازعملیات تثبیت برای یک ترکیب از میعانات گازی که در جدول 1 آمده ، نشان می‌دهد. همچنین این نمودار نشان دهنده کاهش فشار بخار سیال با حذف عناصرسبک می‌باشد.

• کاهش میزان آب همراه با میعانات به کمتر ازppmw 500 و حذف مرکپتان و عناصراسیدی از سیال (البته قابل ذکر است که میعانات گازی به صورت طبیعی حاوی مقادیرخیلی کمی از , H2S CO2 نسبت به جریان هیدروکربنی گازی می‌باشند. )

روشهای تثبیت میعانات گازی(Stabilization System)

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

• Flash Vaporization:

در این روش، تثبیت میعانات گازی براثر عمل تفکیک عناصر فرار از هیدروکربنهای سنگینتر براساس تعادل فازی بین بخار و مایع در یک سری Flash Tank تارسیدن به یک RVP معین صورت می پذیرد. پس از جداسازی جریان مایع از جریان گازی درون Slugcatcher ، جریان مایع برای عمل تفکیک میعانات گازی از آب و محلول MEG ( که به منظور جلوگیری از یخ زدگی جریان گاز به خطوط لوله تزریق می‌شود) و گازهای باقیمانده وارد یک جداکننده سه فازی می‌شود. جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) جداشده، که در اثر افت فشار ناگهانی با عبوراز یک شیر فشار شکن به صورت دو فازی در آمده ، وارد اولین Flash Tank می‌شود سپس عمل تفکیک دو فاز بر اساس تعادل فازی بین بخار و مایع در دما وفشار نهایی جریان، درون Flash Tank صورت می پذیرد . بدین گونه می‌توان عناصر فرار را از جریان اصلی مایع حذف نمود. جریان مایع خروجی برای جداکردن عناصر سبک بیشتر، وارد Flash تانک بعدی که در فشار پایین تری عمل می‌کند می‌شود واین عملیات تا رسیدن به یک RVP معین تکرار می‌گردد. جریانهای گازی جدا شده از بالای Flash Tank ها که شامل عناصر سبک هیدروکربنی می‌باشد پس از تامین فشار درکمپرسورها به سیستم فراورشی گاز فرستاده می‌شود و جریان آب و محلول گلایکول جدا شده از جداکننده سه فازی به منظور احیای گلایکول به واحد MEG Recovery ارسال می‌شود همچنین به عنوان یک مشخصه فنی میزان آب همراه با میعانات گازی تثبیت شده نبایستی بیشتر ازppmw 500 باشد. شکل 2 یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Flash Vaporization نشان می‌دهد.

• Stabilization by Fraction

دراین روش جدایش عناصر سبک و قابل تبخیر از هیدروکربنهای سنگین براساس اختلاف در نقطه جوش هیدروکربنها صورت می پذیرد. این سیستم از یک جداکننده سه فازی که Stabilizer Feed Drum نیز نامیده می‌شود ، یک برج تثبیت کنندهStabilizing Tower (که می‌تواند به صورت سینی دار و یا پر شده از پکینگ باشد) ، یک Reboiler در پایین برج ، یک خنک کننده (Condenser) در بالای برج ویکسری مبدلهای حرارتی و پمپها تشکیل شده است. جریان مایع جداشده از جریان اصلی گاز در قسمت Slugcatcher که شامل میعانات گازی ، آب و گلایکول می‌باشد به یک جداکننده سه فازی ارسال می‌گردد وجریان هیدروکربنی پس از تفکیک به عنوان خوراک اصلی به قسمت بالای برج تثبیت Stabilizer Column فرستاده می‌شود. این برج به گونه ای است که فضا و زمان لازم برای تبادل جرم و انرژی بین دو فاز مایع و بخار را فراهم میکند. چنانچه برج از نوع سینی دار باشد ، سینیهای بالای سینی خوراک، نقش تقطیری و سینیهای زیر سینی خوراک نقش جداسازی و یا دفع هیدروکربنهای ناپایدار و سبک را از جریان هیدروکربنی دارد. شکل 3 یک نمونه از برج تثبیت همراه با یک Condenser دربالا و یک Reboiler در پایین برج نشان می دهد. دمای Reboiler در این سیستم به گونه‌ای تنظیم شده که سبکترین هیدروکربن در قسمت تحتانی برج (به عنوان جریان محصول) پنتان وسنگین ترین هیدروکربن درجریان گازی بالای برج، بوتان باشد. جریان خروجی پایین برج بعد از تبادل انرژی با جریان خوراک ورودی و رسیدن به دما و فشار معین به عنوان محصول نهایی تثبیت شده، شناخته می شود. قسمتی از جریان بخار بالای برج که پس از تبادل حرارتی در قسمت خنک کننده به صورت مایع در آمده برای تنظیم دمای جریان بالای برج وکنترل خلوص جریان به عنوان Reflux به برج برگشت داده می شود و بخارات باقی مانده بعد از تبادل حرارتی در خنک کننده به عنوان جریان هیدروکربنی سبک که عمدتاً شامل متان ،اتان، پروپان و بوتان می باشد به سیستم فراورشی گاز فرستاده می شود. قابل ذکر است که جریان هیدروکربنی قبل از ورود به برج ابتدا نمک زدایی شده وبا استفاده از انرژی جریانهای گرم در مبدل های حرارتی افزایش دما پیدا می‌کند . ناگفته نماند که جریان خروجی از پایین برج Debutanizer که اکثراً شامل C5+می باشد ، می تواند به عنوان جریان خوراک دوم وارد برج تثبیت گردد. شکل 4 یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Fractionنشان می‌دهد. با مقایسه بین این دو روش می توان گفت: روش Fractionنسبت به روش قبل برای رسیدن به یک RVP معین، دقیق تر و از لحاظ اقتصادی به صرفه می‌باشد ولی در گذشته به دلیل سادگی کار عمدتاً روش Flash Vaporization متداول بوده.
منابع

1. GPSA; “Gas Processors Suppliers Association”, Tenth Edition, copy right at 2000
2. John M .Campbell, Volume 1 Seventh Edition; “Gas Conditioning and Processing”, second Printing, October 1994.
3. IPS; "Iranian Petroleum Standard", IPS-E-PR-500; Dec 1997
4. API (American Petroleum Institute);"Technical Data Book-Petroleum Refining", Sixth Edition, April 1997