برچسب: استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش پایانی

 

1-بررسی روش­های تثبیت در یک پالایشگاه قیرسازی و مقایسه آن­ها با یکدیگر:

 

در این بخش دو روش معمول برای این­گونه برج­ها را در مورد یک پالایشگاه نمونه تولید قیر از نفت­های سنگین مورد بررسی قرار داده و با سه روش جدید پیشنهادی در این مقاله مقایسه شده و روش بهتر برگزیده می­شود. باید دقت شود که دمای مخزن­های بعد از کندانسورها به نحوی انتخاب می­شود که در تمام این حالات مقدار بخار تولیدی به عنوان سوخت گازی (Fuel gas) در تمام موارد تقریبا یکسان باشد:

 

2-1 روش­های متداول

 

الف) محصول بالای برج اتمسفریک بعد از خروج از برج و گذشتن از یک کندانسور به یک مخزن جداسازی وارد می­شود که از پایین این مخزن محصولی به نام نفتا گرفته می­شود. (شکل شماره­ی1) دمای مخزن در حدود 71 درجه سانتی­گراد می­باشد. این طراحی از لحاظ اقتصادی بهترین انتخاب است زیرا با کم­ترین تعداد تجهیزات ممکن محصول نفتا به­دست آمده است. اما از طرف دیگر این طراحی از لحاظ فنی دارای مشکل می­باشد چراکه فشار بخار رِد در این طراحی برابر psi84/19 می­باشد که بر اساس مشخصات موجود در فرآورده­های نفتی این فشار بخار بسیار زیادتر از مقدار بیشینه­ی آن (psi10) می­باشد. و به همین دلیل استفاده از این طراحی توصیه نمی­گردد.

شکل 1- کندانسور یک مرحله­ای بدون تثبیت نفت

 

ب) محصول بالای برج اتمسفریک بعد از خروج از برج از یک کندانسور گذشته و در یک مخزن جداسازی شود. در این طراحی تمام محصول هیدروکربنی جدا شده در این مخزن به برج برمی­گردد. از روی سینی پایینی در برج محصولی گرفته می­شود که پس از گذر از یک برج جانبی و فرآیند عاری سازی
به­عنوان نفتا به سمت مخازن ذخیره سازی فرستاده می­شود. (شکل شماره­ی2)این روش از متداول­ترین و دقیق­ترین روش­ها برای تثبیت مشخصات محصولات می­باشد که به دلایل اقتصادی در این پالایشگاه­ها کمتر مورد توجه قرار دارد. البته معمولا برای تثبیت نفتای اختلاطی (Blending naphtha)  از این روش استفاده می­شود. امکان تثبیت تمامی ترکیبات سبک در این روش وجود ندارد چرا که دمای بالای برج تقطیر بسیار کاهش می­یابد و امکان میعان بخار آب و تشکیل فاز آبی بر روی سینی­های برج نیز وجود دارد. استفاده از یک برج تثبیت کننده در کنار برج تقطیر برای اصلاح فشار بخار معمول­ترین روش می­باشد که البته از نظر اقتصادی روشی پر هزینه است. در این روش تعداد سینی­های برج جانبی و مقدار بار جوش­آور آن می­تواند مقدار دقیق فشار بخار رِد را همان­طور که مورد نیاز است فراهم نماید.

شکل 2- تثبیت نفتا به وسیله­ی جداساز جانبی

 

ج) روش منتخب: در این روش یک مرحله میعان و جداسازی کاملا مشابه با مرحله­ی موجود در روش الف به آن اضافه می­شود. هدف از افزودن این مرحله سنگین­تر کردن محصول نفتا و پایین­تر آوردن فشار بخار رِد در این محصول می­باشد. دما و فشار در هرکدام از این دو مرحله به ترتیب برابر با 80 و 60 درجه سانتی­گراد وbarg  3/1 وbarg  1/1 می­باشد. (شکل شماره­ی3) در این روش فشار بخار رِد در حدود 75/9 می­باشد که در محدوده­ی قابل قبول برای نفتا به شمار می­آید. اگرچه این روش در مقایسه با روش ب نفتای با رنج نقطه­ی جوش بیش­تری می­دهد اما از لحاظ اقتصادی توجیه پذیرتر می­باشد. این روش یک روش کاملا توجیه پذیر فنی-اقتصادی برای حل مشکل تثبیت نفتا می­باشد و روش پیشنهادی برای این واحد می­باشد.

شکل 3- تثبیت نفتا به­وسیله کندانسور دو مرحله­ای

 

د) با توجه به این­که هر کندانسور و مخزنش روی­هم یک مرحله­ی تعادلی حساب می­شوند، به­نظر می­رسد بتوان در روش بالا به­جای استفاده از دو مرحله کندانسور و مخزن از یک سینی تعادلی بیشتر در برج اتمسفریک استفاده شود. و محصول نفتا از روی سینی دوم در برج گرفته شود. (شکل شماره­ی4)

مشکل این روش نیز مشابه مشکل ذکر شده در بند ب سرد شدن بیش از اندازه­ی بالای برج و تشکیل آب بر روی سینی­های برج می­باشد و لذا این روش تیز توصیه نمی­گردد.

شکل 4- تثبیت نفتا با افزودن یک مرحله تعادلی به برج

 

ه) نفتای حاصله از برج در روش الف دارای مواد سبک بیش­تر از معمول می­باشد و به همین دلیل احتیاج به یک جداسازی و تثبیت دارد. در همین راستا می­توان از یک    ظرف جداکننده          دوفازی
 (Flash drum) استفاده کرد و با جداسازی مواد سبک از نفتا آن را تثبیت کرد.(شکل شماره­ی5) در این روش با رساندن فشار در ظرف جداساز به حدودbarg  5/0 می­توان فشار بخار رِد پایین­تر از 10 برای محصول نفتا ایجاد کرد. اما چون گاز بالای این جداساز به طرف کوره خواهد رفت و این گاز فشار مناسب را برای استفاده شدن به­عنوان سوخت کوره را ندارد این روش نیز روش مناسبی برای تثبیت نفتا نمی­باشد. همچنین مقدار گاز تولید شده در این روش بسیار بیش­تر از مقدار گاز مورد نیاز به­عنوان سوخت بوده و در نتیجه اتلاف گازی واحد بسیار زیاد خواهد بود.

شکل 5- تثبیت نفتا با استفاده از flash drum

 

نتیجه:

در پالایشگاه­های خاص مانند پالایشگاه تولید قیر محصولاتی جز قیر محصولات اصلی حساب
نمی­شوند ولی در صورت تمایل به فروش آن­ها باید حداقل استاندارد مشخصات را دارا باشند اما در این استانداردسازی نباید برآوردهای اقتصادی فراموش شود.

با توجه به شرایط فنی- اقتصادی حاکم بر این دست پالایشگاه­ها استفاده از دو مرحله کندانسور و جداکننده برای تثبیت محصول نفتا طی برآوردهای انجام شده در بالا علاوه بر این­که این محصول را از نظر مشخصات در شرایط مطلوب قرار می­دهد، از لحاظ اقتصادی نیز با حذف برج­های جانبی هزینه­های ساخت و نگهداری این قبیل پالایشگاه­ها را به میزان قابل توجهی کاهش می­دهد.[5]

 

منابع:

 

[1]: ویکی پدیا

[2]: کتابچه عملیاتی واحد تثبیت میعانات نفتی پالایشگاه خانگیران (خلیل کمالی)

[3]: بانک مقالات ایران (سیویلیکا) مقاله مهندس احسان آتش روز

[4]: گزارش کارآموزی شرکت نفت و گاز پارس (مرضیه سپهریان مطلق)

[5]: بانک مقالات ایران (ایکمیکا) شرکت ناموران پژوهش و توسعه, احسان اسدی

[6]: باشگاه مهندسان ایران

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش ششم

واحد تثبيت در فازهاي 4و  5  پارس جنوبي:

در ادامه شرح مختصري بر واحد تثبيت ميعانات گازي ارائه مي گردد

همان طور كه گفته شد هدف از ايجاد اين واحد توليد ميعانات گازي تثبيت شده جهت ذخيره و صدور و همچنين باز گرداندن تركيبات سبك جدا شده از اين ميعانات به چرخه گاز پالايشگاه مي‌باشد. در فازهاي 4 و 5 پارس جنوبي دو واحد تثبيت ميعانات (هر دو واحد براي يك فاز) و همچنين يك واحد Back- up stabilization (واحد 0: 1كه معمولاً در سرويس نمي‌باشد) ايجاد شده است كه واحد 110 وظيفه پشتيباني واحدهاي 103 را به عهده دارد.

ميعانات توليد شده در واحد 103 پس از تركيب با  كه از واحدهاي 107 مي‌آيد، بايد به مشخصات زير باشد:

– RVP محصول نهايي در تابستان 10psia باشد.

– RVP محصول نهايي در زمستان 12 psia باشد.

2-3) شرح مختصر

مايعي كه از ذخاير ارسال مي‌شد در sluge catcher جدا شده و به واحدهاي تثبيت فرستاده مي‌شود. كار اين واحدها جداسازي تركيبات سبك در خوراك ورودي و ساختن مايعي است كه پس از تركيب با از واحد 107 داراي 10 psia (RPV) Reid Vapour Pressure در تابستان و 12psia در زمستان باشد. اين واحد داراي چهار قسمت اصلي مي‌باشد.

– قسمت Pye- flash و نمك گيري از خوراك ورودي

– قسمت تثبيت مايعات

– قسمت كمپرس كردن گاز جدا شده

– قسمت ارسال كننده ميعانات به مخزن

ميعانات ورودي پيش گرم شده قبل از ورود، نمك گير flash مي شوند سپس گازهاي سبك در سرج stabilizer جدا مي‌شوند گاز دي چدا شده (gas-off) كمپرس شده و به جدا كننده‌هاي تحت فشار در واحد 100 بازگردانده مي‌شوند. سپس ميعانات تثبيت شده سردشده با  تركيب مي‌شود و جهت ارسال ذخيره مي‌شود.

 

 

شرح كلي واحد:

خوراك واحد:

براي طراحي اين واحد سه حالت مختلف در نظر گرفته شده است: تابستان، زمستان و depacking. جداول زير تركيب و وضعيت خوراك واحد 103 را در هر حالت نشان مي‌دهد.

	Summer Case	winter Case	Depacking Case Winter
H20	21.32	18.88	16.80
N2	0.26	0.28	0.47
C02	0.89	1.08	1.31
H2S	0.84	1.03	1.08
C1	20.21	23.32	32.41
C2	4.77	5.82	6.17
C3	4.16	5 07	4.51
C4	1.50	1.78	1.44
nC4	3.13	3.63	2.87
iC5	1.91	2.09	1.58
nC5	2.14	2.28	1.74
C6cut	4.13	4.03	3.18
C7cut	5.52	5.12	4.16
C8cut	6.52	5.85	4.91
C9cut	4.68	4.12	3.54
C10cut	3.42	2.97	2.60
C11cut	2.21	1.91	1.68
C12cut	1.52	1.32	1.17
C13cut	1.25	1.08	0.96
C14cut	0.83	0.72	0.64
C15cut	0.55	0.48	0.43
C16cut	0.42	0.36	0.32
C17cut	0.28	0.24	0.21
C18cut	0.28	0.24	0.21
C19cut	0.14	0.12	0.11
C20+	0.42	0 36	0.32
COS (ppm mol)	6	8	7
CH4S (ppm mol)	117	138	116
ETSH (ppm mol)	1492	1656	1314
PR1THIOL(ppm	1421	1386	1111
BU1THIOL (ppm	502	465	383
HX1THIOL (ppm	1130	989	858
MEG	6.23	5.38	4.79
Total (kmol/h)	3586.5	4154.9	4665.1

 

Depacking case Winter	Winter Case	Summer Case	Case
29.0 Barg	29.0 Barg	29.0 barg	Pressure
2.1 °C	6.1 °C	22.3 °C	Temperature

 

 

شرح واحد:

اين واحد را مي‌توان به چهار قسمت كلي تقسيم كرد كه در زير به شرح هركدام از اين قسمتها مي‌پردازيم:

 

قسمت Preflash و نمك گيري از خوراك ورودي:

ميعانات به همراه MEG از Receiving facilities وارد اين واحد مي‌شوند. اين جريان با هيدروكربنهايي كه از جدا كننده‌هاي تحت فشار (100-D-1022, 100-D-101) مي‌آيد تركيب شده و درصدي 103-E-101 A/B به وسيله Condensate stabilized پيش گرم مي‌شود. پس از خروج اين جريان از مبدل، جريانهاي ديگري نيز به آن متصل مي‌شوند كه در زير آمده است:

مايعات هيدروكربني كه از Trianها آمده‌اند (واحدهاي 101 و 104)

off- spec condensate كه از تانك 143-T-102 به عنوان يك جريان موقت در طول عمليات خالي سازي تانك مي‌آيد.

جريان برگشتي از پمپ 105-P-108 ؟ زماني كه محصول مشخصات لازم را ندارد يا در حال recycle است.

كل جريانات فوق، Preflash drum (105-D-101) وارد مي‌شود كه در شرايط ◦C5 و 27 barg كار مي‌كند. دماي ورودي 103-D-101 به وسيله by pass كردن كولر (103-A-101) stabilized condensate كنترل مي‌شود.

 

Preflash:

اين drum يك جدا كننده سه فازي مي‌باشد:

– فازگاري به مرحله دوم كمپرسور فرستاده مي‌شود. مقدار اضافي گاز نيز در صورت وجود flare مي‌رود. در خروجي گاز از اين drum جلوگيري كننده از خوردگي تزريق مي‌شود.

– فاز MEG به واحد بازيافت و تزريق MEG فرستاده مي‌شود و قبل از آن به وسيله 103-F-101 A/B فيلتر مي‌شود.

– فاز هيدروكربني به وسيله پمپ 103-D-101 A/B به نمك گير 103-D-105 فرستاده مي‌شود.

برای رفتن به بخش هفتم کلیلک کنید

 

 

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش پنجم

به مجموعۀ این عملیات پایدارسازی اصطلاحاً Condensate Stabilization , یا تثبیت میعانات گازی گفته می شود، این عملیات به سه دلیل انجام می شود:

1- حذف هیدرروکربنهای سبک وقابل تبخیر(عناصر فرار) و یا به عبارتی دیگر بازیافت متان، اتان، پروپان و تاحدود زیادی بوتان يا LPG از جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) می باشد.

2- کاهش فشار بخار سیال و رساندن آن به یک (Reid Vapor Pressure) RVP معین به عنوان یک مشخصه فنی ، به گونه ای 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 می گیرد و تا دمای oC 8/37 حرارت داده می شود، پس از مدتی فشار بالای این سیال ثابت می گرددکه این فشار ، RVP سیال را مشخص مي كند. به عبارت دیگر RVP را می توان به عنوان فشار بخار سيال در تعادل با فاز مايع در دماي (oF 100) oC 8/37 ،كه کمتر از فشار محیط مي باشد تعریف کرد به گونه ای که در شرایط انتقال و نگهداری در ناحیه تک فازی مایع قرار گیرد. میزان RVP در فصول گرم و سرد سال به علت تغیير 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 براي يك تركيب از ميعانات گازي كه در جدول 1 آمده ، نشان می دهد. همچنین این نمودار نشان دهنده کاهش فشار بخار سیال با حذف عناصرسبك می باشد.

3- 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 هيدروكربني گازی می باشند. )

 روشهای تثبیت میعانات گازی(Stabilization System)

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

1- 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 می شود) و گازهای باقیمانده وارد یک جداکننده سه فازی می شود.

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 می شود 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 می توان 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 می کند می شود واین عملیات تا رسیدن به یک RVP معین تکرار می گردد.

جریانهای گازی جدا شده از بالای Flash Tank ها که شامل عناصر سبک هیدروکربنی می باشد پس از تامین فشار درکمپرسورها به سیستم فراورشی گاز فرستاده می شود و جریان آب و محلول گلایکول جدا شده از جداکننده سه فازی به منظور احیای گلایکول به واحد MEG Recovery ارسال می شود همچنین به عنوان یک مشخصه فنی میزان آب همراه با میعانات گازی تثبیت شده نبايستی بیشتر ازppmw 500 باشد.
شکل 2 یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Flash Vaporization نشان می دهد.

2- 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 می شود ، یک برج تثبیت کنندهStabilizing Tower (که می تواند 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 می باشد به یک جداکننده سه فازی ارسال می گردد وجریان هیدروکربنی پس از تفکیک به عنوان خوراك اصلي به قسمت بالای برج تثبیت Stabilizer Column فرستاده می شود. اين برج به گونه اي است كه فضا و زمان لازم براي تبادل جرم و انرژي بين دو فاز مايع و بخار را فراهم ميكند. چنانچه برج از نوع سيني دار باشد ، سينيهاي بالاي سيني خوراك، نقش تقطيري و سينيهاي زير سيني خوراك نقش جداسازي و يا دفع هيدروكربنهاي ناپايدار و سبك را از جريان هيدروكربني دارد. شكل 3 يك نمونه از برج تثبيت همراه با يك Condenser دربالا و يك Reboiler در پايين برج نشان مي دهد.

 
دمای Reboiler در این سیستم به گونه ای تنظیم شده که سبکترین هیدروکربن در قسمت تحتانی برج (به عنوان جریان محصول) پنتان وسنگین ترین هیدروکربن درجریان گازی بالای برج، بوتان باشد.
جريان خروجي پايين برج بعد از تبادل انرژي با جريان خوراك ورودي و رسيدن به دما و فشار معين به عنوان محصول نهايي تثبيت شده، شناخته مي شود. قسمتي از جريان بخار بالاي برج كه پس از تبادل حرارتي در قسمت خنك كننده به صورت مايع در آمده براي تنظيم دماي جريان بالاي برج وكنترل خلوص جريان به عنوان Reflux به برج برگشت داده مي شود و بخارات باقي مانده بعد از تبادل حرارتي در خنك كننده به عنوان جريان هيدروكربني سبك كه عمدتاً شامل متان ،اتان، پروپان و بوتان مي باشد به سيستم فراورشي گاز فرستاده مي شود.

قابل ذكر است كه جریان هیدروکربنی قبل از ورود به برج ابتدا نمک زدایی شده وبا استفاده از انرژی جریانهای گرم در مبدل های حرارتی افزایش دما پیدا می کند . ناگفته نماند كه جريان خروجي از پايين برج Debutanizer كه اكثراً شامل C5+مي باشد ، مي تواند به عنوان جريان خوراك دوم وارد برج تثبيت گردد. شکل 4 یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Fractionنشان می دهد.
با مقايسه بين اين دو روش مي توان گفت: روش  Fractionنسبت به روش قبل برای رسيدن به يك RVP معين، دقیق تر و از لحاظ اقتصادی به صرفه می باشد ولي در گذشته به دليل سادگي كار عمدتاً روش Flash Vaporization متداول بوده.[3]

برای رفتن به بخش ششم کلیلک کنید

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش چهارم

7- توقف معمولی واحد تثبیت مایعات نفتی:

الف- جریان مایع ورودی به مخزن تبخیر ناگهانی اولیه 2227 را متوقف کنید .شیرهای 3و6 اینچی را ببندید.

ب- علامت خروجی از کنترل کننده دما TIC-400 را بر روی صفر تنظیم نموده تا جریان بخار آب به گرم کننده ثانویه 1607 را متوقف نماید.

ج- جریان مایع ورودی به مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه را با صفر نمودن علامت خروجی FIC-400 متوقف کنید .

د- شیر کنترل LV-402 را پس از آنکه علامت خروجی LIC-403 به صفر رسید ، مسدود کنید تا ارتفاع مایع در مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه ثابت بماند .

ه- شیر کنترل LV-401  را مسدود نموده تا ارتفاع مناسب مایع در مخزن تبخیر ناگهانی اولیه 2227 ثابت بماند.

و- شیرهای کنترل PV-400  و PV-401 را جهت حفظ فشار در سیستم مسدود نمایید.[2]

 

در ادامه چند PFD از واحد استابلایزر این پالایشگاه میگذاریم:

به علت بزرگ بودن PFD آن را به سه قسمت تبدیل کرده ایم که به ترتیب با دنبال کردن مسیر حرکت جریان ورودی میتوان درک درستی از تصویر به دست آورد.

 

حال یک عکساز واحد تثبیت میعانات نفتی و PFD  آن در نرم افزار Visio را قرار میدهیم.

 

شرکت نفت و گاز پارس SPGC :

فرآيند تثبيت ميعانات گازي (Condensate stabilization):

گاز طبیعی که از مخازن گازی استحصال می شود عمدتاً حاوی حجم قابل ملاحظه ای میعانات گازی است. مخصوصاً زمانی که حجم برداشت گاز از مخزن زیاد باشد. میعانات گازی به جريان هيدروكربني مايع گفته مي شود که در ذخایر گاز طبیعی وجود دارد و به صورت رسوب و ته ‌نشین در گاز استخراجی يافت مي شود و عمدتاً از پنتان و هیدروکربنهای سنگینتر (+C5) تشکیل شده و دارای گوگرد پایین مي باشد و معمولا عاری از انواع فلزات است و تقریبا 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 ، بنزين ، سوخت جت و… هستند. در قياس با پالايشگاه نفت خام ، در پالايشگاه ميعانات گازي، فرايندهاي تبديلي و پالايشي كمتر است بنابراين هزينه سرمايه گزاري آن نصف هزينه سرمايه گزاري پالايشگاه نفت خام است.

ارزش حرارتي ناويژه هر ليتر از ميعانات گازي حدودBTU 4/32706مي باشد كه تقريباً معادل با ارزش حرارتيm3 826/ . گاز طبيعي خط لوله اول سراسري است . بنابراين، این محصول به دلیل داشتن ارزش حرارتی بالا از اهمیت قابل توجهی برای صادرات برخوردار می باشد. به گونه ای که صادرات آن می تواند 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 رسيد.
بيشترين ميزان توليد ميعانات گازي ايران از ميدان گازي پارس جنوبي مي باشد. اين ميدان گازي ، بزرگ‌ترين منبع گازي است که بر روي خط مرزي مشترک ايران و قطر در خليج‌فارس و در فاصله 105 کيلومتري ساحل جنوبي ايران قرار دارد. مطالعات انجام شده نشان مي‌دهد که بيش از 14 تريليون متر مکعب گاز طبيعي و افزون بر 18 ميليارد بشکه ميعانات گازي را در خود جاي داده و روزانه 200 هزار بشكه ميعانات گازي توسط فازهاي يك تا پنج از اين ميدان توليد مي شود و بنا به گزارش خبر گزاري مهر به نقل از مدير عامل شركت نفت و گاز پارس جنوبي تا كنون 200 ميليون بشكه ميعانات گازي از پارس جنوبي به ارزش 10 ميليارد دلار صادر شده است.

باتوجه به حجم عظيم ميعانات گازي توليدي در كشور ، بررسي كاربردي براي رسيدن به يك مشخصه فني مطلوب براي اين محصول جهت استفاده بهينه بسيار ضروري است. در اين مقاله سعي شده به صورت خلاصه فرايندهاي تثبيت ميعانات گازي جهت رسيدن به شرايط فني مطلوب بررسي و معرفي 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… می باشد که چنانچه در شرایط محیطی مناسب قرار گیرند ، می توانند 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.

برای رفتن به بخش پنجم کلیلک کنید