اطلاعیه
خانه / شیمی و فرآیند / آشنایی با فرآیند پالایش گاز فاز 9 و 10 پارس جنوبی عسلویه
فرآیند پالایش گاز فاز 9 و 10 پارس جنوبی -مهندسی شیمی پالایش

آشنایی با فرآیند پالایش گاز فاز 9 و 10 پارس جنوبی عسلویه

   توضیح و خلاصه ای اجمالی بر عملیات پالایش گاز فاز 9 و 10 پارس جنوبی

پس از استحصال گاز از چاههای فاز 9 و 10 و یا به اصطلاح Gas extraction که از هر چاه به طور جداگانه برای فاز 9 (From SPD11 Platform) با یک خط line 32 اینچ ازoffshore facility به onshore facility انتقال داده می شود که بنابراین تجهیزات و واحدهای داخل پالایشگاه به onshore معروف و چاهها و همچنین platform های موجود و همچنین یونیت های سرچهای جهت Gas extraction به offshore معروف هستند.

پس از این مرحله هر دو خط گاز (32 اینچ) وارد unit 100 که به آن Reception facility and HP separators یا در اصطلاح Catcher Slug گفته می شود وارد می شود که در ابتدای این واحد مخلوط گاز،آب،الکل(گلایکول) که (MEG) یا منو اتیلن گلایکول است که در خروجی چاه به خطوط آب و گاز زده شده تا مانع از یخزدگی گاز به دلیل تغییرات فشار ناشی از محیط گردد. بنابراین این مخلوط وارد Scrapper های 100-L-102/202 شده (Raw Gas Scrapper Trop) که مخلوط در این Scrapper ها به حالت پایدارتر از Liquid&Gas می رسد غیر اینکه ضریب پایداری گاز Gas stability و ضریب پایه ای مایع یا liquid stability endonce افزایش یافته و سپس وارد (Slug Catcher)100-X-101/102 می گردد.که در اینجا بعلت استفاده از گراویتی و density ،مایع یا همان (Condensate) از هم جدا شده و گاز ترش و آب جدا شده، بدین صورت که condensate + water + glycol بهCondensate stabilization  (unit 103)  جهت جدا سازی آب و الکل منتقل می شوند.لازم به ذکر است که fractionation این مایع با ارزش شامل محصولات سنگینی از خانواده ic5 ایزو نرمال نپتان به بالا می باشد یعنی سیگلو پپتان و ایزو پپتان و سیگلو هگزان و ایزو هگزان و سیگلو هپتان و ایزو هپتان …. می باشد . بدین ترتیب گاز ترش نیز جهت عملیات شیرین سازی یا ( Sweet Gas ) که از overhead یونیت  100  که همان   Reception facilities بوده ( گاز ترش میباشد C1—C5+ ) که دارای ترکیبات مرکاپتان(CH4-SH) و H2S

میباشد و به همین دلیل به گاز ترشی معروف است.که شامل متان (CH4)، اتان(C2H6)، پروپان(C3H8)، بوتان(C4H12) و Iso Butane و سیگلو بوتان و کمی C5+ میباشد.که این گاز ترش به یونیت 101Gas treatment جهت شیرین سازی و fractionation یا همان جداسازی گازهای سبک و سنگین از یکدیگر بوده منتقل می گردد ..همچنین آب و الکل نیز از یونیت 103 پس از جدا سازی به یونیت 102MEG regeneration unit یا همان واحد احیاء الکل می رود.پس از جدا سازی و ریکاوری دوباره جهت اضافه شدن الکل به سر چاهها منتقل می گردد.گازترش حاصله از واحد 100 جهت عملیات   Treating و شیرین سازی که بوسیله آمین صورت می گیرد به واحد 101 Gas treating می رود.

در یونیت 101 گاز وارد K.O Drum Feed Gas شده و پس از عبور از فیلتر 101-F-101 جهت جداسازی ذرات همراه وارد برج جذب Amine Asorber Tower می گردد و در این برج در مجاورت آمین غنی شده که این عملیات به صورت Cunter Current انجام می گیرد و تمامی مرکاپتانها با آمین واکنش داده و گاز را به اصطلاح (Sweet Gas) شیرین می کنند که Bottom آن به نام Acid Gas  جهت Recovery به یونیت 108 (SRP) وOverhead آن به یونیت 104 (Dehydration and mercury guard) .

در ضمن در این یونیت (101 )  تجهیزات احیاء آمین Amine regeneration نیز جهت احیاء و استفاده مجدد داریم. لازم به ذکر است که هدف از واحد 104 جداسازی آب(Dehydration) از گاز شیرین که خوراک واحد 105 (Ethane recovery) می باشد . هم چنین جدا سازی جیوه به وسیله  Mercury Guard Facilities  که اساس این واحد برای جداسازی جیوه

(Mercury) از گاز خشک با استفاده از روش (Adsorbtion bed) یا همان جذب سطحی ،جذب بوسیله بستری تالیت جامد که در نهایت این گاز به واحد 105 فرستاده می شود(ERP) .

Unit 103: stabilization condensate

همانطور که قبلا” اشاره شد Glycol,Water,Condensate به این واحد رفته از واحد 100-X-101/102 جهت جداسازی میعانات گازی که این مجموعه مایعات واردCondensate Desalter  شده و نمک زدایی می گردد و همچنین آب آن نیز گرفته می شود ،سپس وارد برج 103-K-101 برج Stabilizer  می گردد.در این برج بوسیله گرم کردن این میعانات به پایداری بیشتر یا همان stability بالاتر می رسند،بدین ترتیب که در یک Step محصولات سبکتر از آنان overhead برج جدا شده و سپس محصول سنگین تر برج که همان میعانات گازی می باشد که خروجی این برج پس از عبور از air cooler   وارد Drum condensate degassing  شده و با اضافه شدن به condensate تولید شده حاصل از یونیت 107(NGL Fractionation) که در آن یونیت پس از  stabilization حاصل می گردد و محصول سنگین آن واحد بوده یعنی C5+ نرمال به بالا به این مجموعه اضافه می گردد و نهایتا” به سمت تانکهای143/A/B/C/D هدایت می شود تا پس از انبار جهت صادرات export شوند که خط 5 اینچ condensate جهت صادرات به Jetty منتقل میشود.و پس از اتصال به شبکه Condensate در فازهای 2 و 3 به شبکه جهت فروش و بارگیری به Jetty منتقل می شود.لازم به ذکر است که اگر مایعات به دست آمده از این واحد دارای استاندارد بر اساس Specification نباشند که حداقل مرکاپتان موجودی می باشد به واحد Off Spec یا همان مخزن T-143 ارسال شده و سپس به Burn Pit جهت سوزانده شدن ارسال می گردد.

Unit 105: Ethan Recovery Paint (ERP)

در یونیت 105 اتان(C2H6) از دیگر گازهای سنگین که به آن NGL گفته می شود جدا می گردد و برای عملیات تریتینگ به واحد 116 ارسال گردیده که توضیح داده خواهد شد.همچنین در این یونیت(105) متان نیز جدا شده لازم به ذکر است که چهار ترین در هرفاز دو ترین این عملیات را انجام می دهند.که در هر ترین 25% از دو میلیارد فوت مکعب را تریت می کنند.پس بنابراین خروجی 104-R-102 Mercury Guard پس از ورود به یونیت 105 و انجام عملیات treatment و عبور از Flash Drum وارد دی متانیزر 105-C-101 شده و متان آن جدا و (CH4) پس از ورود به یونیت 106 و عبور از فیلترها و کمپرسورها و همچنین air cooler های 106 D-101,201/301/401/501/601 به خط گاز export gas (IGAT) با یک خط 48 اینچ متصل شده به 56 اینچ IGAT و خروجی دی متانیزر 105-C-101 که هیدرو کربن های سنگین IC5 CMCS به بالا بوده به یونیت 107 NGL Fractionation جهت جدا سازی C3,C4,C5+ منتقل می شود.ضمنا” یکی دیگر از محصولات برج   105-C-101دی اتانایزر C2H6 اتان بوده که به یونیت 116 جهت عملیات تریتینگ و جدا سازی CO2 همراه به آن واحد منتقل می شود.

(توضیح اینکه تمامی MEG منو اتیلن گلایکول هایی که در واحدها استفاده می شود به واحد MEG Regeneration unit 102  رفته که جهت احیاء و استفاده های مجدد regenerate شوند.یعنی دوباره به سر چاهها جهت تزریق مجدد به گاز جهت جلوگیری از یخ زدگی تزریق شود.)

همانطور که توضیح داده شد خروجی Bottom یونیت 105 و برج   Demetaniser 105-C-101 که هیدرو کربن های سنگین که شامل C3,C4, NC5+ می باشد.که در این یونیت NGL Fractionation صورت می پذیرد.

C3  Liquid Propane → Sent to unit 114 for further treatment and drying

C4  Liquid Bhutan → Sent to unit 115  for further treatment and drying

C5+ Sent to unit 105 for stabilization and condensate product

این مخلوط فوق وارد برج Depropanhser 107-C-101  می شود که پس از عملیات Fractionation با حرارت در این برج پروپان C3 جدا شده و به واحد 114 جهت Sulfrex زدایی و شیرین سازی پروپان است که هدف و منظور از Sulfrex یعنی حذف ترکیبات مرکاپتان از پروپان می باشند که این سولفور زدایی بوسیله Caustic wash (Naoh) صورت می پذیرد که همزمان این Caustic جهت احیاء به یونیت 113 جهت Regeneration Caustic ارسال شده و بوسیله Oxidation با هوا در مجاورت کاتالیست احیاء و مجددا” در سیستم مورد استفاده قرار می گیرد و Bottom برج 107-C-101 جهت عملیات Fractionation دوم به برج 107-C-102 برج Debutanizer وارد می شود و پس از عملیات حرارتی و C4 , Stripping از overhead خارج و به یونیت 115 جهت Sulfrex سولفور زدایی مشابه  یونیت 114 منتقل شده و   Bottom برج 107-C-102 که همان C5+ می باشد جهت اضافه شدن به Stabilization Condensate به یونیت 103 ، 103-D-106 منتقل می شود.که پس از عملیات Preflash و Desulter به تانکهای 103 جهت صادرات منتقل می شود.

البته لازم به ذکر است که بوتانی که از یونیت 114 سولفورزدایی می شود جهت عملیات بهبود کیفیت مجددا” با یک خط وارد  Debutanizer شده که عملیات Reflux گفته می شود که باعث استحصال بیشتر بوتان می گردد که خود مبحث جدا و مفصل و مهمی می باشد.

Unit 108:Sulphur Recovery Plant&TGTU

Licensor این واحد شرکت lurgi می باشد .در این یونیت که Acid Gas حاصل از یونیت 101 که از شیرین سازی گاز از آمین تولید شده جهت جدا سازی و همچنین removal سولفور درراستای حفظ محیط زیست صورت می گیرد که این Acid Gas شامل (CO2,H2O,SO,H25) می باشد.

این Acid Gas حاصل با طی مراحل از دستگاههای Acid Gas K.O drum و مبدل های حرارتی 108-E-106و کوره 103-H-101 Reaction furnace و با توجه به ورودی بخار Steam از Steam Drum با رسیدن به حالت مایع (سولفور مایع) جهت عملیات treating به همراه Acid Gas هایی که تبدیل به مایع نشده اند هر دو از Reaction Furnace Boiler (108-B-101) وارد مرحله دوم SRP  می شوند که در اینجا Acid Gas وارد راکتورهای 108-R-101/102/103 شده و در هر راکتور بصورت جداگانه پس از خروج از راکتور وارد First Condenser 108-E-101 شده و بصورت Liquid sulphur به واحد Solidification جهت جامد سازی ارسال می گردد و همچنین آخرین پس مانده آنها به Incinerator یا کوره پس مانه جهت سوزاندن و از بین بردن انتقال داده می شود.لازم به ذکر است که Steam تولید شده از این واحد به خط LP Steam پالایشگاه منتقل می شود.

لازم به ذکر است این Liquid sulphur قبل از واحد Solidification بهLiquid sulphur storage واحد 144 منتقل می شود.هم چنین خروجی Incinerator جهت جداسازی بیشتر به واحد TGTU منتقل می شود که با استفاده از دو مرحله راکتورهای  کاتالیتی مجددا” مقدار بیشتری از گوگرد استحصال می گردد تا با استانداردهای محیط زیست انطباق بیشتری داشته باشد.

Unit 109: Sour Water Stripper

تمامی آبهای واحد های Sour water وارد شده از واحدهای 142،104،102،103 بعد از طی مرحله Stripping feed (برهنه کردن) ریزش با جدا سازی مقدار کمی باقیمانده Condensate به Condensate tank یا Burn Pit رفته و  overhead پس از گذشتن از فیلترها 109-F-102/4/B به مرحله Stripping می رسد و پس از آن به واحد 129 Waste effluent disposal رفته تا پس از بازیافت دیگر مواد سمی و زائد به چرخه بازگردد.پس اهم وظیفه این واحد حذف ترکیبات نفتی و هیدرو کربن باقیمانده آب می باشد که آب احیا شده مجددا” به سیستم برگردانده می شود.

Unit 110: Condensate Basic-up Stabilization

این واحد در زمان Maintenance بعنوان back up یکی از دو یونیت 103 وارد عمل شده و عملیات Condensate Stabilize را انجام می دهد.عملیات این واحد دقیقا” مطابق با عملیات واحد 103 می باشد.

Unit 111: Propane Refrigeration Unit

هدف از این واحد تهیه دو سیال خنک با دو درجه خنکی مختلف جهت استفاده نیازهای کولینگ واحد پالایشگاه به خصوص واحدهای پروسس از قبیل(104) Mercury Guard  و همچنین Ethane Recovery واحد 105 و Dehydration جهت مبدل های حرارتی بوده و این سیستم پروپال سیستم بسته می باشد.یعنی فقط برای گردش در مبدل ها استفاده می شود.

Unit 113: Custic Regeneration

هدف از این واحد احباء محلول custic های خروجی از واحدهای 114و115 که در آنجا وظیفه جداسازی sulphur  این واحدها و همچنین ترکیبات مرکاپتان را از C3cut,C4cut را بعهده دارند و این محلول کاستیک بعد از ورود به یونیت 113 با air+catalytic oxidation که C3 Cut , C4 Cut به این وسیله این مرکاپتان ها و سولفورها جدا شده وبا آب و کاستیک احیاء می گردد.

بدین صورت احیاء میشود:2RSH = ½ O2 → RSSR + H2O

Olkaline environment

H25 + 2Naoh →  No25 + 2H2O

CO2 + 2Naoh → Na2Co3 + H2O

 

Unit114: Propane Treating and Drying

در این واحد پروپان خروجی از برج propaniser در واحد 107 (NGL) جهت جداسازی مرکاپتان ها و سولفورها وارد این یونیت شده که با عملیات custic wash احیاء شده و به پروپان شیرین تبدیل می گردد و سپس بوسیله عملیات غربال مولکولی Molecular Sieve خشک شده و همچنین با عبور از  Sand filter جداسازی آخرین ذرات کاستیک صورت می گیرد..ضمنا” لازم به ذکر است عملیات خشک کردن پروپان از آب و ذرات کاستیک در غربال مولکولی بصورت اسموزی بوده و عملیات جذب سطحی adsorption بدین صورت که پروپان به سمت بالا حرکت کرده و ذرات بوسیله مولکولهای غربالی جذب می شوند.پس از انجام عملیات فوق پروپان جهت عملیات مایع شدن و همچنین ذخیره سازی به واحد 147 Propan storage tank منتقل می شود.

(پروپان فوق شامل مقدار زیادی مرکاپتان ، Methyl Ethyl و کمی H25 است).

Unit 115: Butane Treatment and Drying

هدف از این واحد دقیقا” مانند واحد 114 جداسازی ترکیبات مرکاپتان و سولفور از بوتان تولید شده از واحد 107(NGL     Fractionation)  بوده از برج  Debutanizer  خارج می شود که این عملیات هم دقیقا” شامل عملیات  Counter Current

گاز بوتان بوسیله  custic wash بوده و بدین وسیله گاز بوتان ترش تبدیل به گاز شیرین شده و پس از عملیات خشک کردن

Drying و غربال مولکولی Molecular Sieve و همچنین گذشتن از فیلترهای شنی بوتان مایع جهت عملیات مایع شدن و ذخیره سازی به واحد 148 منتقل می گردد تا جهت عملیات صادرات آماده شود.

Unit 116: Ethane Treating and Drying

Ethane به دست آمده از واحد 105 Ethane Recovery Plant (ERP) جهت مرحله Treatment بعدی به یونیت 116 منتقل می شود و هدف از این عملیات جداسازی Carbon dioxide از اتاق خشک بوسیله محلول آبی (DEA) دی اتانول آمین که licensor  آن Totalfinaelf (TFE) می باشد.که این پروسس به absorption معروف است(جذب) و پس خشک کردن مجدد اتان می باشد.که این drying براساس پروسه غربال مولکولی می باشد.این اتان که از overhead دی اتان ایزر و درام واحد  ERP بدست می آید شامل CO5 ,H25 ,CO2 می باشد.که برای این جداسازی کربن decarbanaton روش DEA TFE استفاده می شود.

CO2+2R2NH → R2NCAO-

CO2+H2O → H2 CO3

CO2+OH- → HCO3-

(HCO3- , R2NH2+ ) , (CO3- (R2NH2+)2)

که در دو ترین به ظرفیت هر کدام یک میلیارد فوت مکعب می باشد.

لازم به ذکر است که در برج 116-C-111 ABSORBER در Top آن (یعنی آب در سینی اول Top وارد سیستم می گردد تا محیط بیشتر مرطوب شود) عملیات water wash در نظر گرفته می شود. که این عملیات باعث کاهش Loss amine می گردد.در این عملیات absorption گاز در تماس با حلال آبی آمین (DEA) صورت می گیرد.

پس از عملیات absorption counter current CO2 H25 و همچنین آب و آمین در برج Stripping از هم جدا شده که این عملیات را Termal regeneration می نامند که بوسیله گرما این عملیات Stripp صورت میگیرد و سپس آمین به سیستم برگشت داده می شود.زیرا راندمان را بالا برده و شکننده قفل و پیوند بین  CO2و H25 و آمین است.همچنین جهت جلوگیری از تشکیل Foam آمین بصورت خوراک از Tore Absorber 116-T-111  به دلیل حساسیت آمین با اکسیژن برای جلوگیری از تماس تقسیم با هوا این تانک مجهز با گاز نیتروژن Blanket شده است.

Unit 147: Propane Storage & Export

پروپان تریت شده از واحد 114 جهت کاهش دما و افزایش فشار جهت تبدیل و نگهداری در شرایط مایع به این واحد منتقل شده تا پس از مرحله فوق ذخیره سازی و آماده export گردد.

تانک 147 مخزن اصلی نگهداری پروپان دارای ظرفیت 45000m³ و همچنین double wall می باشد و دارای چهار مبدل شل و تیوب می باشد و شش پمپ هر کدام با ظرفیت 1250 ms/hr که دو تا پمپ جهت چرخش Boil of Gas سیستم و LPG Flare می باشد.

لازم به ذکر است که Boil of Gas گازی است که در تانک بر اثر Vapor Pressure گاز پروپان بوجود آمده و مجددا” باید Recovery گردد که پس از  Recovery مجدد و تبدیل شدن به مایع در K.O Drum مایع به تانک برگشت داده شده و گازهای سبک موجود در مایع که در عملیات های قبلی استحصال نشده اند برای سوختن به LPG Flare می روند.بنابراین هدف از این واحد پروپان  1)storage       2)refrigeration     3)storage loading and export      قابل توجه این که این پروسس عینا” برای واحد 148 تکرار می گردد Butane Storage & Export  .

دیدگاهتان را بنویسید

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

یک × چهار =