عنوان :
تعداد صفحات : ۲۲۵
نوع فایل : ورد و قابل ویرایش
گازهایی که از منابع نفتی و یا در صنایع گاز و پتروشیمی حاصل می شوند دارای مقادیر متفاوتی ترکیبات اسیدی مانند سولفید هیدروژن و دی اکسیدکربن می باشد و به این دلیل اصطلاحاً گاز ترش نامیده می شود.
وجود CO2 به مقدار زیاد و H2S به مقدار ناچیز در گاز باعث بروز اشکالات فراوانی می گردد ، از اینرو CO2 , H2S باید از جریان گاز ترش حذف گردد . این عمل نه تنها کیفیت گاز را افزایش می دهد ، بلکه امکان بازیابی و فروش گوگرد را نیز میسر می سازد .
در این تحقیق در فصل اول به ارائه مقدمه ای در زمینه شیرین سازی گاز و نیز انواع روشهای آن پرداخته خواهد شد. فرایند کلی سیستم فرآورشی گاز بدین گونه است که گاز ترش پس از استحصال از چاهها در اولین مراحل فراورشی وارد سیستم های تفکیک می شود که می تواند هم در سر چاه و هم در ورودی پالایشگاه قرار داشته باشد. وظیفه تفکیک کننده ها جداکردن مایعات و جامدات از گازها می باشد. گاز ترش وارد فرایند تصفیه شده و گازهای اسیدی آن به واحد بازیافت گوگرد فرستاده می شود. گاز شیرین نیز وارد واحد نم زدایی گشته تا رطوبت آن به حد استاندارد (lbMMScf10-8) برسد و آماده بهره برداری شود.
پس از آن در فصل دوم به مرور فرایندهای شیرین سازی گاز توسط آلکانول آمین ها پرداخته شده است . به این ترتیب معرفی انواع الکانول آمین ها و مقایسه آنها با یکدیگر به ارائه شیمی فرایند و جیدمان و وظیفه ای که هر دستگاه در فرایند انجام می دهد پرداخته شده است . به این ترتیب انواع مختلفی از : فرایندهای آلکانول آمین معرفی شده و با یکدیگر مقایسه شده اند و در نهایت نقاط ضعف و قوت آنها ارائه گردیده است .
و در فصل سوم به ارائه سایر روشهای شیرین سازی گاز پرداخته می شود. فرایندهای مورد بررسی در این فصل عبارتند از : فرایندهای بستر جامد ، فرایندها بر مبنای جذب فیزیکی و فرایندهای کربنات داغ .
در فصل چهارم امروزه با رشد فن آوری رایانه ای در بخش های سخت افزاری و نرم افزاری آن ، به نحو گسترده ای از نرم افزارهای شبیه سازی در زمینه طراحی فرایندها استفاده می شود . این به دلیل آنست که اصولاً با شبیه سازی یک واحد توسط نرم افزار با صرف زمان کمتری می توان مجموعه کاملی از عملکرد فرایند را درحالتهای مختلف پیش بینی کرد . از این طریق ، کاهش هزینه های اضافی سرمایه گذاری ثابت (دستگاههای اضافی) و کاستن از هزینه های عملیاتی ، از طریق کاهش مصرف انرژی ،قابلیت انعطاف بیشتری را در فرایند بوجود آورده و نقطه بهینه عملیات را از لحاظ هزینه ها ، ایمنی ، محیط زیست و غیره بدست می آورد .
در این راستا فرایند تصفیه گاز در پالایشگاه شهید هاشمی نژاد به وسیله نرم افزار HYSYS مورد شبیه سازی قرار گرفته شده و پارامترهای مختلف مؤثر بر عملکرد برج جذب این پالایشگاه بررسی می شود و نیز تأثیر این تغییرات بر سایر قسمتهای فرایند مورد مطالعه و بررسی قرار می گیرد .
در فصل پنجم در این فصل به بررسی پارامترهای دما ، غلظت آمین ، دبی آمین در گردش و فشار برج جذب بر عملکرد برج جذب برای دو حلال MDEA , DEA پرداخته می شود . تأثیر این تغییرات بر سایر قسمتهای فرایند نیز به دلیل در دست بودن شرایط عملیاتی برای حلال DEA طبعا برای این فرایند بررسی می شود . در نهایت مقادیر بهینه برای هر کدام از این پارامترها تعیین می گردد . و در فصل ششم به بحث، نتیجه گیری و ارائه پیشنهاد برای کارهای بعدی پرداخته می شود.
واژه های کلیدی: گاز ترش، شیرین سازی گاز، آلکانول آمین ها، شبیه سازی فرآیند، پارامترها
چکیده ه
پیشگفتار و
فصل اول: مقدمه ۱
فرایند کلی سیستم فرآورشی گاز ۱
کیفیت گاز شیرین استاندارد ۱
انواع روشهای تصفیه گاز ۲
جذب در فاز جامد ۲
جذب در فاز مایع ۳
عوامل موثر در انتخاب فرایند شیرین سازی ۴
فاکتورهای اقتصادی در تصفیه گاز ۵
فصل دوم: فرایندهای آمین ۶
مقدمه ۶
آلکانول آمین ها ۶
شیمی فرایند ۱۱
شرح کلی فرایند آمین ۱۲
وظایف دستگاهها در پالایشگاه گاز ۱۵
تفکیک گرهای گاز ترش ورودی ۱۵
برج تماس با آمین ۱۶
دستگاه تفکیک گر گاز شیرین ۱۶
مخزن انبساط آمین ۱۷
خنک کننده آمین ۱۷
برج احیاء آمین ۱۷
جوشاننده برج احیاء ۱۸
سردکننده سیستم برگشتی ۱۸
جداکننده و پمپ سیستم برگشتی ۱۸
صافی ها ۱۸
دستگاه ریکلیمر ۱۸
فرایندهای جدید آمین ۱۹
فرایند سولفینول (Sulfinol) ۱۹
فرایند SNPA-DEA ۲۱
فرایند Diglaycolamine ۲۲
مقایسه آلکانول آمینها ۲۴
کاربردهای جذب انتخابی ۲۶
مشکلات عملیاتی واحدهای آمین ۲۷
خوردگی ۲۷
روشهای پیشگیری از خوردگی ۲۸
پدیده کف کنندگی ۳۰
اتلاف مواد شیمیایی ۳۲
حلالیت گازهای غیراسیدی ۳۳
نرسیدن به مشخصات معین در واحد ۳۳
واکنشهای غیر قابل احیاء ۳۴
کربنیل سولفید (COS) ۳۴
ناخالصیهای بصورت ذرات جامد ۳۵
فصل سوم: سایر فرایندهای تصفیه ۳۷
مقدمه ۳۷
شیرین سازی بوسیله بسترهای جامد ۳۷
فرایندIron Oxide (Sponge) ۳۷
غربال مولکولی (Molecular Sieves) ۳۹
استفاده از غربالهای مولکولی برای شیرین سازی ۳۹
مکانیزم جذب ۴۱
فرایند حذف مرکاپتانها ۴۲
فرایند EFCO ۴۲
احیاء ۴۴
فرایند سرد کردن ۴۵
پارامترهای موثر در جذب ۴۵
فرایند Lo-cat ۴۸
حذف H2S از گاز طبیعی بوسیله Fe3+ (Lo-cat) ۴۸
مقایسه روش Lo-Cat با روش Iron-Sponge ۴۸
شرح فرایند Lo-Cat ۴۹
روشهای جذب فیزیکی ۵۰
فرایند شیرین سازی از طریق جذب فیزیکی گازهای اسیدی ۵۰
فرایند Water Absorption ۵۲
فرایند Fluor Solvent ۵۳
فرایندSelexol ۵۶
فرایند Purisol ۵۸
فرایند Rectisol ۵۹
فرایند Estasolvan ۶۰
فرایند های کربنات ۶۱
فرایند کربنات داغ ۶۱
فرایند Split-stream ۶۴
فرایند Two-Stage ۶۴
فرایند Catacarb ۶۵
فرایند Benfiled ۶۵
فرایند DEA- Hot Carbonate ۶۶
فرایندهای Giammarco- Vetrocoke ۶۶
شیمی فرایند ۶۷
احیاء بوسیله بخار ۶۷
احیاء بوسیله هوا ۶۸
فرایند Seaboard ۶۹
فرایند Vacuum Carbonate ۷۰
فرایند Tripotassium Phosphate ۷۱
فرایند Sodium Phenolate ۷۱
فرایند Alkazid ۷۱
فصل چهارم: شبیه سازی فرایند ۷۳
مقدمه ۷۳
شبیه سازی فرایند شیرین سازی گاز طبیعی توسط محلول آمین ۷۴
شرح فرایند : ۷۵
شبیه سازی فرایند حلال DEA : ۷۵
فصل پنجم: بررسی پارامترهای موثر بر برج جذب و تحلیل شرایط بهینه آن ۸۷
مقدمه ۸۷
بررسی تغییرات دما در طول برج ۸۷
بررسی تغییرات فشار در طول برج ۹۰
بررسی تغییرات غلظت گازهای اسیدی در طول برج ۹۰
بررسی تاثیر پارامترهای طراحی ۹۲
تاثیر دمای آمین ورودی ۹۲
برج جذب با حلال DEA در فرایند ۹۲
برج جذب با حلال MDEA ۱۰۵
تاثیر غلظت آمین ورودی ۱۱۴
برج جذب با حلال DEA ۱۱۴
برج جذب با حلال MDEA ۱۲۴
برج جذب با حلال DEA در فرایند ۱۳۴
تاثیر دبی آمین ورودی ۱۵۱
برج جذب با حلال DEA ۱۵۱
برج جذب با حلال MDEA ۱۶۰
برج جذب با حلال DEA در فرایند ۱۶۹
تاثیر فشار آمین ورودی ۱۸۳
برج جذب با حلال DEA ۱۸۳
برج جذب با حلال MDEA ۱۹۲
برج جذب با حلال DEA در فرایند ۲۰۰
فصل ششم: بررسی، نتیجه گیری و پیشنهاد ۲۰۱
مراجع. ۲۰۳
فهرست شکلها ۲۰۶
فهرست جدولها ۲۱۴
پیوستها ۲۱۵
پیوست الف: PFD واحد شیرین ساز ۲۱۵
پیوست ب:PFD واحد آماده سازی گاز ۲۱۵
پیوست ج:جدول جریانهای پیوستهای الف و ب ۲۱۵
۱- R. L. Kent and B. Eisenberg, “Hydrocarbon Processing”,5(1976), pp87-96
۲- Y. G. Li, A. E. Mather, “Ind. Eng. Chem. Res. “, 1996, pp4804
۳- Y. G. Li, A. E. Mather, “Ind. Eng. Chem. Res. “, 1996, pp2760
۴- Kohl.A.L., Riesenfeld.F.C, “Gas Purification”,3rd edition, Gulf Publication Company,1979.
۵- Maddox,R., ” Gas and Liquid Sweetening” Second edition. Campbell, 1977..
۶-Campbell, Morgan.J,” gas Conditioning and processing”,۵th edition, Norman, Oklahoma: Campbell Petroleum,1976.
۷- Xomeritakis.G,Tasi.C.Y, Brinker.C.J,” Microporous sol-gel derived aminosolicate membrane for enhanced carbon dioxide separation”, Separation and Purification Technology 42,2005.
۸- Mandal.B.P, Biswas.A.K., Bandyopadhyay.S.S,”Selective absorption of H2S from gas strems containing H2S and CO2 into aqueous solutions of N-methyldiethanolamine and 2- amino-2- methyl-1- propanol”, Separation and Purification Technology 35,2004
۹- غلامی، محمدرضا، ” بهینه سازی و شیرین سازی واحد شیرین سازی گاز طبیعی”، پایان نامه کارشناسی ارشد، دانشگاه صنعتی اصفهان (دانشکده مهندسی شیمی)، ۱۳۷۹٫
۱۰- واروئی، عبدالجلیل، “استفاده از غربالهای مولکولی برای شیرین سازی گاز طبیعی ترش و مقایسه روشهای جذب سطحی با روشهای جذب همراه با واکنش”، پایان نامه کارشناسی ارشد، دانشگاه تهران، ۱۳۷۶٫
۱۱- ظریف خیاط مشهدی، نرگس، “تعیین پارامترهای موثر شیرین سازی گاز ترش پارس جنوبی با استفاده از محلول MDEA،۱۳۸۳٫
۱۲- منتظر رحمتی، محمد مهدی، حسینی نسب، سید علیرضا، ” امکان سنجی جایگزینی حلال MEA به جای DGA در واحد شیرین سازی پالایشگاه اراک”، نشریه فرایند نو،۱۳۸۵٫
علاوه بر جدا کردن آب ، نفت و NGL یکی از مهمترین بخش های فرآوری گاز جدا کردن دی اکسیدکربن و گوگرد می باشد. گازهایی که از منابع نفتی حاصل می شوند، عمدتا حاوی مقادیر متفاوتی سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن هستند. این گاز طبیعی به دلیل بوی بد حاصل از محتویات گوگردی آن «گاز ترش» نامیده می شود.
وجود ۲CO به مقدار زیاد و H2S حتی به مقدار کم، باعث اشکالات فراوانی می شود. گاز ترش به علت محتویات گوگردی آن که می تواند برای تنفس بسیار خطرناک و سمی باشد گاز نامطلوبی بوده و به شدت باعث خوردگی می شود. علاوه بر این گوگرد موجود در گاز ترش می تواند استخراج شود و به عنوان محصول جانبی به فروش برسد. گوگرد موجود در گاز طبیعی به صورت سولفید هیدروژن (H2S) می باشد و معمولاً اگر محتویات سولفید هیدروژن از میزان ۷/۵ میلی گرم در یک متر مکعب از گاز طبیعی بیشتر باشد گاز طبیعی ،گاز ترش نامیده می شود. فرایند جدا کردن سولفید هیدروژن از گاز ترش به طور معمول «شیرین سازی گاز» نامیده می شود.
فرایند اولیه شیرین سازی گاز طبیعی ترش کاملاً شبیه فرایند های آب زدایی به کمک گلیکول و جذب NGL می باشد. اگر چه اکثراً شیرین سازی گاز ترش شامل فرایند جذب آمینی می باشد، ممکن است از خشک کننده های جامد مانند اسفنج های آهنی برای جدا کردن سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن استفاده می شود. گوگرد می تواند فروخته شود و یا اگر به عنصر سازنده اش تجزیه شود مورد استفاده قرار گیرد. عنصر گوگرد به شکل پودر زرد رنگی می باشد که اغلب می توان آن ها را به صورت تپه های بزرگی در نزدیکی تاسیسات فرآوری گاز مشاهده کرد.
در این تحقیق در فصل اول به ارائه مقدمه ای در زمینه شیرین سازی گاز و نیز انواع روشهای آن پرداخته خواهد شد. پس از آن در فصل دوم به صورت اختصاصی به فرایندهای آمین پرداخته می شود و در فصل سوم به ارائه سایر روشهای شیرین سازی گاز پرداخته می شود. در فصل چهارم جهت مشاهده دقت نرم افزار HYSYS در شبیه سازی فرایند شیرین سازی این فرایند توسط این نرم افزار شبیه سازی می شود و نتایج آن با داده های موجود توسط شرکت سازنده مقایسه می گردد. در فصل پنجم به بررسی پارامترهای موثر روی برج جذب پرداخته می شود و در فصل ششم به بحث، نتیجه گیری و ارائه پیشنهاد برای کارهای بعدی پرداخته می شود.
گاز ترش پس از استحصال از چاهها در اولین مراحل فراورشی وارد سیستم های تفکیک می شود که می تواند هم در سر چاه و هم در ورودی پالایشگاه قرار داشته باشد. وظیفه تفکیک کننده ها جداکردن مایعات و جامدات از گازها می باشد. گاز ترش وارد فرایند تصفیه شده و گازهای اسیدی آن به واحد بازیافت گوگرد فرستاده می شود. گاز شیرین نیز وارد واحد نم زدایی گشته تا رطوبت آن به حد استاندارد (lbMMScf10-8) برسد و آماده بهره برداری شود.
کیفیت برای گازهای تصفیه شده استاندارد معمولا جداسازی ترکیبات گوگرد و گاز کربنیک را تا مقادیر به شرح زیر طلب می نماید:
هیدروژن سولفوره: مطابق استانداردهای صنعت گاز حداکثر برابر با ربع گرین در یکصد فوت مکعب گاز می باشد.
واحد گرین (Grain) بیشتر در صنعت داروسازی مورد استفاده قرار می گیرد. هر پوند معادل ۷۰۰۰گرین می باشد بنابراین مقدار ربع گرین در یکصد فوت مکعب گاز استاندارد حدود ۶-۱۰*۴ مول H2S در بر دارد. این مقدار معادل با ppm 4 حجمی می باشد. مقدار وزنی H2S در گاز بستگی به چگالی دارد. برای گاز طبیعی ترش با چگالی ۶۵/۰ مقدار H2S در گازهای شیرین استاندارد برابر با ppm7 وزنی می باشد. در سیستم متریک در گاز با یک چهارم گرین H2S حدود mg6 H2S در هر متر مکعب گاز وجود دارد. در فشار psig1000 (69بار) فشار جزیی H2S در گاز با یک چهارم گرین H2S برابر با۲/۰ میلیمتر جیوه می باشد.
مرکاپتان: کمتر از ربع گرین در یکصد فوت مکعب گاز
کل مشتقات گوگردی: کمتر از پنج گرین در یکصد فوت مکعب گاز
گاز کربنیک: تا مقدار کمتر از ۲% مولی در گاز طبیعی و کمتر از ppm500 تا ppm1000 برای تغذیه به کارخانجات پتروشیمی
روشهای تصفیه گاز را میتوان به دو دسته کلی زیر تقسیم کرد:
۱- جذب در فاز جامد (Adsorption)
جذب فیزیکی
جذب شیمیایی
۲- جذب در فاز مایع (Absorption)
جذب فیزیکی
جذب شیمیایی
جذب سطحی یا جذب در فاز جامد یکی از روشهای تصفیه گاز است که در آن گازهای اسیدی و ناخالصیهای همراه گاز بعلت وجود گرادیان غلظت از جریان گاز به سطح جامد منتقل میگردند. در دماهای معمولی پدیده جذب بدلیل ایجاد نیروهای بین مولکولی میان مولکولهای جذبشونده و جاذب صورت میگیرد و در این شرایط پیوند شیمیایی جدیدی شکل نمیگیرد. به این نوع جذب، جذب سطحی فیزیکی گفته میشود. جاذبها مواد طبیعی یا مصنوعی هستند که ساختار میکروکریستالی دارند و سطح تماس زیادی در واحد وزن ایجاد می کنند. یکی از متداولترین جاذبهای تجارتی مورد استفاده در این روش، غربالهای مولکولی هستند که معمولا سطح تماسی معادل ۶۵۰ تا ۸۰۰ متر مربع به ازاء هر گرم جاذب ایجاد میکنند.
مهمترین ویژگی غربالهای مولکولی انتخابپذیری آنها در مورد ترکیبات غیر اشباع و قطبی میباشد. ترکیبات قطبی مانند آب، دیاکسید کربن، سولفیدهیدروژن، دیاکسید سولفور، آمونیاک، سولفیدکربنیل و مرکاپتانها در حضور ترکیبات غیر قطبی مانند اجزاء گاز طبیعی و هیدروژن براحتی توسط غربالهای مولکولی جذب میشوند.
اگر پدیده جذب سطحی در دماهای بالاتر ( بیش از °C200 ) صورت گیرد انرژی فعالسازی کافی برای تشکیل یا شکستن پیوندهای شیمیایی وجود دارد و اگر این مکانیزم بر نیروهای جاذبه بین مولکولی غلبه کند، جذب سطحی شیمیایی وجود خواهد داشت. در این روش جاذب نقش کاتالیست واکنش را دارد و معمولا ترکیبات حاصل از این واکنش به اندازه ناخالصیهای اولیه مضر نیستند و بهمین علت میتوانند در جریان گاز باقی بمانند و یا بگونهای هستند که به سادگی از جریان گاز حذف میشوند.
یکی دیگر از روشهای جذب سطحی شیمیایی که در شیرینسازی گاز ترش مورد استفاده قرار میگیرد واکنش اکسیداسیون در حضور اکسید آهن میباشد. در این روش کلیه ترکیبات سولفوردار مانند سولفید هیدروژن، مرکاپتانها، سولفید کربنیل، کربن به سولفید و تیوفنها به گوگرد خالص و یا اکسیدهای گوگرد تبدیل میگردند.
فرایند جذب سطحی شیمیایی بسیار گران است و با توجه به نوع تقاضا و در ظرفیتهای نسبتا کم مورد استفاده قرار میگیرد. از مزیتهای مهم این روش کیفیت بسیار بالای جذب ناخالصیهاست و بهمین علت این روش معمولا وقتی مورد استفاده قرار میگیرد که مسایل محیط زیست اهمیت زیادی داشته باشد و یا گاز شیرین با خلوص بالا مورد نیاز باشد.
جذب در فاز مایع معمولترین روش شیرینسازی گاز در پالایشگاهها و فرایندهای تصفیه گاز میباشد. فرایندهای جذب در مایع به دو دسته فیزیکی و شیمیایی تقسیم می شوند. در روش جذب فیزیکی ناخالصیهای جریان گاز از طریق ایجاد نیروهای بین مولکولی در فاز مایع حل میشوند. از مزیتهای مهم این روش مصرف انرژی کم در قسمت احیاء و عدم تخریب حلال مصرفی میباشد. اکثر فرایندهای این گروه مانند فرایندهای Selexol و Sulfinol تحت لیسانس شرکتهای مختلف میباشند.
در فرایند جذب شیمیایی در فاز مایع عموما از محلولهای آلکانول آمین بعنوان جاذب استفاده میگردد. استفاده از آلکانول آمینها برای اولین بار در سال ۱۹۳۰ و توسط شخصی به نام باتومز،Battoms ، مطرح شد. این مواد بعلت ارزان بودن و نیز خاصیت واکنش جذب در صنعت شیرین سازی گاز به طور گسترده ای مورد استفاده قرار گرفته اند.
دی اتانول آمین (DEA) و مونو اتانول آمین (MEA) دارای بیشترین مصرف تجارتی در تصفیه گاز هستند. تری اتانول آمین (TEA) به علت فعالیت کمتر، وزن مولکولی نسبتا بالا و عدم پایداری کمتر مورد استفاده قرار می گیرد. متیل دی اتانول آمین (MDEA) در سال ۱۹۵۰ توسط کوهل،Kohel ، مصرف شد و در سالهای اخیر بشدت در صنعت مورد استفاده قرار گرفته است.
آمینهای با عناوین تجارتی و فرمولهای اختصاصی مانند Ucarsol و aMDEA نیز وجود دارند که مخلوطی از آمینها، مواد ضد خوردگی، ضد کف و افزودنی های فعال ساز می باشند و از کارایی جذب بسیار بالایی برخوردار می باشند.
تصفیه گاز شامل جداسازی ناخالصیهای اسیدی مانند H2S ، ۲CO ، SO2 و ترکیبات آلی گوگرد و ناخالصیهای دیگر می باشد. ناخالصیها به منظور جلوگیری از خوردگی، بسته شدن و بلوکه شدن جریان گاز و سمی بودن آنها، بایستی از جریان گاز طبیعی بوسیله روشهای مختلف جدا گردند. فرایند باید بگونه ای باشد که به حد نشانه خلوص (Cleanup Target) برسیم. پارامترهای مختلف برای انتخاب فرایند شیرین سازی بدین صورت است:
۱-نوع ناخالصی که باید از گاز جدا گردد.
۲-میزان غلظت ناخالصی و حد نشانه خلوص گاز.
۳-جذب انتخابی گازهای اسیدی.
۴-میزان گاز ترش و شرایط دما و فشار گاز.
۵–عملی بودن و مطلوب بودن واحد بازیافت گوگرد.
۶-اقتصادی بودن فرایند.
اغلب ترکیبات گازهای اسیدی H2S و ۲CO و همچنین مرکاپتانها و دی سولفید کربن و یا سولفیدکربنیل می باشند. بسته به نوع ناخالصی، تنها از بعضی روشها می توان استفاده کرد. واکنشهای برگشت ناپذیر محلول شیرین سازی و یا جدا شدن گازهای اسیدی از حلال سبب می شود که بسیاری از فرایندها غیر عملی و غیر اقتصادی گردند. برخی از فرایندها قابل اجراء برای جداسازی مقادیر زیاد گازهای اسیدی هستند. در برخی از فرایندها به مشخصات گاز استاندارد خطوط لوله نخواهیم رسید. برخی فرایندها ظرفیت جذب گازهای اسیدی در حد میلیونیم را دارند و پاره ای تنها در مورد غلظتهای کم گاز اسیدی در گاز ترش می توانند عمل کنند. یک عامل انتخاب فرایند، انتخابی بودن جذب یک جزء از گازهای اسیدی در مقابل اجزاء دیگر می باشد. در مواردی هم انتخابی بودن مهم نیست و تمام اجزاء باید جدا شوند.
مطلوب بودن و امکانپذیر بودن واحد بازیافت گوگرد، موضوع دیگری است که انتخاب فرایند را با محدودیت مواجه می نماید. تا سال ۱۹۷۰ تصمیم بر سر اینکه وجود واحد بازیافت گوگرد به دنبال واحد شیرین سازی امری اقتصادی است یا نه، مشکل بود. اگر تقاضایی برای گوگرد تولید شده وجود داشت و یا قیمت گوگرد از نظر اقتصادی کفایت می کرد آنگاه واحد گوگرد نصب می گردید و در صورت اقتصادی نبودن گازهای اسیدی به هوا تخلیه می گردید و در بیشتر مواقع سوزانده می شد.
با پیدایش مساله بزرگتری چون محیط زیست، ذهنیت تولید گوگرد تغییر پیدا کرد. در اغلب کشورهای صنعتی تبدیل هیدروژن سولفوره به گوگرد از لحاظ گوگرد از لحاظ محیط زیست مهمتر از مساله اقتصادی است.
مقدار حلال در گردش از فاکتورهای اقتصادی مهم در تصفیه با حلالهای شیمیایی است. میزان حلال در گردش در تعیین اندازه پمپها، خطوط لوله، مبدلها، برج احیاء، و در نتیجه در میزان سرمایه کارخانه نقش مهمی دارد. میزان حلال در میزان انرژی ریبویلر و مقدار بخار، نقش تعیین کننده دارد چرا که انرژی حرارتی ریبویلر با میزان حلال، مستقیما تناسب دارد. سرعت انتقال جرم نیز بر روی ارتفاع برج و میزان بخار مصرفی در ریبویلر اثر مستقیم دارد. در فرایند جداسازی انتخابی اجزاء اسیدی، سرعت انتقال جرم بسیار مهم است.
از فاکتورهای دیگر که در مسائل اقتصادی نقش دارند می توان خورندگی محلول، قیمت حلال، جنس دستگاهها و غلظت حلال در گردش را نام برد. البته باید توجه داشت که با افزایش غلظت حلال، مساله خوردگی نیز شدت خواهد یافت چرا که با غلیظ تر شدن حلال، میزان جذب گازهای اسیدی بیشتر شده و به دنبال آن خوردگی افزایش می یابد و برای رفع این مشکل باید از بازدارنده های خوردگی استفاده کرد.
در فصل قبل انواع مختلف روشهای تصفیه گاز به صورت کلی مورد بررسی قرار گرفت . در این فصل فرایندهای آلکانول آمین به صورت خاص مورد تحلیل وبررسی قرار گرفته شده است . به این منظور در این فصل به مرور فرایندهای شیرین سازی گاز توسط آلکانول آمین ها پرداخته شده است . به این ترتیب معرفی انواع الکانول آمین ها و مقایسه آنها با یکدیگر به ارائه شیمی فرایند و جیدمان و وظیفه ای که هر دستگاه در فرایند انجام می دهد پرداخته شده است . به این ترتیب انواع مختلفی از : فرایندهای آلکانول آمین معرفی شده و با یکدیگر مقایسه شده اند و در نهایت نقاط ضعف و قوت آنها ارائه گردیده است .
آلکانول آمین ها مواد آلی نیتروژن داری هستند که از ترکیب مواد آلی مخصوص (معمولا الکل) با آمونیاک بدست می آیند در واکنش اصلی یکی از هیدروژنهای آمونیاک با رادیکال ماده شیمیایی آلی تعویض می گردد. آلکانول آمین ها به طور عام برای تصفیه گاز ترش و مایعات نفتی به کار می روند. همانطوریکه از نام آلکانول آمین ها معلوم است می توان آنها را ترکیباتی از الکل و آمونیاک بحساب آورد. فرق بین آمین های مختلف در این است که چه مقدار از هیدروژن های آمونیاک (NH3)با رادیکال الکل ها جانشین شده است.
همانطوریکه که گفته شد هر مولکول از آمین ها حداقل یک گروه هیدروکسی (OH) و یک گروه آمینو (NH2,NH) دارند. بطور عام چنین استنباط می شود که گروه هیدروکسی با بالابردن وزن مولکولی که موجب کاهش فشار بخار و افزایش حلالیت آمین در آب می گردد و آمینو قدرت بازی کافی در محلول آمین ها در آب به منظور جذب گازهای اسیدی را بوجود می آورد.
در سال ۱۹۳۰، TEA اولین آمینی بود که در شیرین سازی گاز ترش استفاده شد و در سال ۱۹۷۵، Perry و همکارانش DEA (دی اتانول آمین) را در شیرین سازی استفاده کردند و نتایج مطلوبی بدست آوردند. سال ۱۹۸۵، Kohl و Reisenfeld نشان دادند که استفاده از آمین های با قدرت جذب انتخابی بالا در شیرین سازی گاز ترش باعث می شود که انرژی مورد نیاز برای بازیافت آمین کاهش یابد.
مونو اتانول آمین MEA Monoethanol Amine آمین نوع اول
دی اتانول آمین DEA Diethanol Amine آمین نوع دوم
تری اتانول آمین TEA Triethanol Amine آمین نوع سوم
دی ایزوپروپانول آمین DIPA Diisopropanol Amine آمین نوع دوم
متیل دی اتانول آمین MDEA Methyldiethanol Amine آمین نوع سوم
دی گلیکول آمین DGA Diglycol Amine آمین نوع اول
تفاوت آمین های نوع اول و دوم و سوم در تعداد هیدروژن های مولکول آمونیاک است که توسط رادیکال الکل ها یا آلکان ها جایگزین گردیده اند.
مونواتانول آمین دارای فشار بخار بیشتری نسبت به آمین های دیگر است. از نظر جرم مولکولی سبکترین آمین می باشد ولی از نظر ظرفیت جذب گازهای اسیدی چه از نظر وزنی یا حجمی بیشترین ظرفیت جذب را بین انواع آمین ها دارد. از نظر شیمیایی پایدار است و به راحتی می توان آن را از گازهای اسیدی جدا نمود. مونواتانول آمین بسهولت گاز ترش را تا حد مشخصات (استاندارد) گاز خط لوله انتقال شیرین می سازد. به علت جذب بالایی که مونواتانول آمین دارد، مقدار محلول MEA در گردش پایین می آید. یکی از معایب MEA این است که با سولفید کربنیل (COS) و دی سولفید کربن (CS2) ترکیب شده و نمک های مقاوم در برابر گرما تولید می کند و ترکیبات بدست آمده دارای خاصیت برگشت پذیری نیستند. تشکیل این نمک ها موجب افزایش هزینه های مربوط به سرمایه گذاری اولیه، تسهیلات جانبی و حلال آمین می گردد. این نمک ها به صورت رسوب جامد می باشند و برای احیاء حلال، نیاز به دستگاه ریکلیمر می باشد.
یکی دیگر از معایب MEA، فشار بخار بالای آن می باشد که به موجب این فشار بخار، مقداری از آمین بصورت بخار همراه با گاز شیرین خارج می گردد. اگر گاز شیرین شده با آب شستشو داده شود مساله تبخیر آمین از بین می رود. محلول MEA مقدار گازهای اسیدی را به راحتی تا ۲۵/۰ گرین در ۱۰۰ فوت مکعب کاهش می دهد. این محلول برای سیستم های شیرین سازی گازهای ترش با فشارهای کمتر از psig200 موثرتر می باشد.
MEA به طور کلی به صورت محلول ۱۰ تا ۲۰ درصد وزنی در آب استفاده می شود. به سبب مشکلات خوردگی بار گاز اسیدی به طور معمول به ۳/۰ تا ۳۵/۰ مول گاز اسیدی به مول آمین برای تجهیزات از جنس فولاد کربنی محدود می شود. اگر تجهیزات از جنس فولاد ضدزنگ استفاده شود بار به mole/mole 7/0 تا ۹/۰ می رسد و مشکلات خوردگی وجود نخواهد داشت. اگر چه MEA خودش اثرات خورنده ندارد ولی محصولات نامطلوب آن بشدت باعث خوردگی می شود.MEA با عوامل اکسیدی مانند COS و CS2 و SO2 و SO3 واکنش می دهد و باید اکسیژن حاصل را برای جلوگیری از ایجاد خوردگی از سیستم خارج کرد. تجزیه MEA اثر آمین را کم می کند، اما با احیاء می توان بیشتر آمین بی اثر شده را بازیافت نمود.
دی اتانول آمین همچون MEA عمل می کند و به آسانی گاز ترش را تا حد مشخصات گاز شیرین تصفیه نموده و در فشارهای بالاتر از psig200 خوردگی کمتری نسبت به MEA ایجاد می کند. دی اتانول آمین نسبت به ۲CO و H2S غیر انتخابی عمل می کند و هر دو را با هم جذب می کند و چون دارای فشار بخار کمتری از MEA می باشد، هدر رفتن آمین به علت تبخیر کمتر است. همچنین واکنشهای شیمیایی دی اتانول آمین مشابه مونواتانول آمین می باشد لیکن خورندگی محصولات حاصل شده به شدت خورندگی در فرایند MEA نیست.
واکنش شیمیایی DEA با CS2 و COS با سرعت کمتری انجام می شود و همچنین محصولاتی تولید می کند که در برج احیاء قابل برگشت است و از این نظر نسبت به MEA ارجح می باشد. از این رو، ترکیباتی نظیر CS2 و COS بدون آنکه موجب هرزرفت DEA شوند از سیستم خارج می گردند و بهمین دلیل هیچ نیازی به استفاده از دستگاه ریکلیمر نیست. DEA مقدار گازهای اسیدی را به ۱/۰ گرین بر ۱۰۰ فوت مکعب می رساند.
DEA به طور متداول با ۲۵ تا ۳۵ درصد وزنی استفاده می شود. کل بار گاز اسیدی برای DEA نیز بهmole/mole 35/0-3/0 برای تجهیزات از جنس فولاد کربنی محدود می شود. وقتی که تجهیزا ت از جنس فولاد ضدزنگ و یا بازدارنده ها در فرآیند SNPA استفاده شود،DEA می تواند با ایمنی بالایی مورد استفاده قرار گیرد.DEA در معرض اکسیژن، اسیدهای خورنده تشکیل می دهد. در بیشتر واحدها DEA به سبب اینکه در فشار اتمسفری به زیر نقطه جوشش تجزیه می شود، قابل احیاء نمی باشد.
در سال ۱۹۳۰، محلول TEA اولین محلول تجاری آلکانول آمین بوده که در صنعت شیرین سازی گاز مورد استفاده قرار گرفته است و بعدها محلول های MEA و DEA و سایر آمین ها جای آن را گرفتند. آمین های نوع سوم در مقایسه با آمین های نوع اول و دوم میل ترکیبی کمتری با گازهای اسیدی دارند و به همین علت به ندرت در فرایندهای تصفیه گاز مورد استفاده قرار می گیرند. تنها مزیت TEA نسبت به سایر آمین ها انتخاب پذیر بودن آن برای جذب ۲CO و H2S می باشد.
دی گلایکول آمین یک آمین نوع اول است که دارای میل ترکیبی زیاد با ۲CO وH2S می باشد. محدوده غلظت مورد استفاده در فرایندهای شیرین سازی بین ۵۰ تا ۷۰ درصد وزنی می باشد و بیشترین کاربرد این حلال در فشارهای پایین می باشد. از مشخصات مهم حلال DGA فشار بخار پایین و غلظت بالای آن می باشد. لذا در مقایسه با محلول MEA از نظر هرزرفت حلال بواسطه فشار بخار کمتر و یا میزان حلال در گردش به لحاظ غلظت بالاتر از جایگاه اقتصادی برتری برخوردار می باشد. همچنین DGA تمایلی به واکنشهای برگشت پذیر با COS، CS2، SO2 و SO3 ندارد. از معایب DGA گرمای واکنش بالای آن می باشد. دی ایزوپروپانول آمین یک آمین نوع دوم است. از این حلال می توان برای جداسازی ۲CO و H2S استفاده که پدیده خوردگی بطور کلی وجود ندارد و همچنین مصرف انرژی پایین است. متیل دی اتانول آمین یک آمین نوع سوم است. امتیاز اصلی این حلال نسبت به آمین های دیگر در جذب انتخابی H2S در حضور ۲CO است. در سال ۱۹۷۷، Vidaurri وKohra قدرت جذب انتخابی MDEA را بررسی کردند. در صورت بالا بودن نسبت از حلال MDEA برای افزایش کیفیت و راندمان خوراک استفاده می شود.
در سال ۱۹۹۰، Bullin و همکارانش اثر پارامترهای عملیاتی مثل زمان ماند گاز مایع روی هر سینی، سرعت جریان برگشتی و دمای آمین فعال (Lean Amine) برای دفع توده ۲CO روی محلول MDEA و مخلوطی از آمینها را بررسی کردند که در نتیجه با بالابردن زمان ماند مایع روی هر سینی و سرعت جریان برگشتی و دمای آمین فعال بهترین شرایط عملیاتی را برای دفع مقدار بالای ۲CO خواهد داشت.
از مشخصات حلال MDEA فشار بخار پایین آن می باشد. همچنین این حلال در برابر حرارت پایدار می باشد و دارای گرمای واکنش پایین و مسائل خوردگی کمتری می باشد. متیل دی اتانول آمین محلول ۴۰ تا ۵۰درصد وزنی می باشد. استفاده از حد ماکزیمم غلظت در سیستم های جداسازی انتخابی H2S در حضور ۲CO موجب کاهش قابل ملاحضه حجم سرمایه گذاری و هزینه های عملیاتی بواسطه کاهش آمین در گردش می گردد. بدلیل پایین بودن گرمای مورد نیاز احیاءسازی حلال MDEA انرژی مصرفی عملیات احیاءسازی محلول در گردش بسیار پایین است. به گونه ای که در صورت تعویض حلال DEA با MDEA انرژی مصرفی سیستم را می توان تا میزان ۷۵درصد کاهش داد.
یکی دیگر از کاربردهای آن در استخراج گاز H2S از درون گازها با درصد بالای ۲CO در پروژه های تزریق گاز به میادین نفتی، بمنظور ازدیاد برداشت نفت خام می باشد. استفاده از این حلال برای جذب گازهای ترش که میزان ۲CO درون آنها کمتر یا برابر حد مجاز ۲CO در گاز شیرین استاندارد است توصیه می گردد. از حلال MDEA برای تصفیه گاز سوخت نیز استفاده می شود. همچنین قیمت این حلال از حلالهای فوق الذکر بیشتر است. جدول ۲-۱ خواص اصلی آمین ها را نشان می دهد.
جهت دریافت و خرید متن کامل مقاله و تحقیق و پایان نامه مربوطه بر روی گزینه خرید انتهای هر تحقیق و پروژه کلیک نمائید و پس از وارد نمودن مشخصات خود به درگاه بانک متصل شده که از طریق کلیه کارت های عضو شتاب قادر به پرداخت می باشید و بلافاصله بعد از پرداخت آنلاین به صورت خودکار لینک دنلود مقاله و پایان نامه مربوطه فعال گردیده که قادر به دنلود فایل کامل آن می باشد .