میرشمس بهاء
عضو جدید
آثار حذف نیتروژن همراه با گاز طبیعی در خطوط لوله
ميزان نيتروژن موجود در گاز طبيعي ايران بين پنج دهم تا يازده درصد متغير است. با توجه به آثار جنبي وجود نيتروژن همراه گاز بر ارزش حرارتي سوخت، اندازه ي خطوط انتقال و ظرفيت ايستگاه هاي تقويت فشار گاز،معمولا زدودن نيتروژن از گاز طبيعي با غلظت بيش از چهار درصد در شدت جريان هاي بالا انجام مي شود.براي نيل به اين هدف در حال حاضر از سيستم هاي سرد سازي، جذب سطحي، غشايي و جذب در حلال هاي مايع استفاده مي شود. هر يك از روش هاي جداسازي مذكور در محدوده ي خاصي از نظر شدت جريان و ميزان نيتروژن موجود در گاز داراي مزيت اقتصادي است و كاربرد دارد. با توجه به بالا بودن هزينه هاي فرآيند جذب سطحي و كاربرد نداشتن روش جذب در مقياس صنعتي، در اين مقاله ضمن بررسي اجمالي تمامي روش ها به بررسي فني ـ اقتصادي فرآيندهاي سردسازي و غشايي پرداخته شده است. هرچند جداسازي نيتروژن باعث صرفه جويي قابل توجهي در افزايش ظرفيت انتقال گاز و توان كمپرسور واحد هاي تقويت فشار خط لوله IGAT-II مي گردد، اما به دليل كم بودن نسبي ميزان نيتروژن موجود در گاز طبيعي ايران و همچنين حجم بالاي سرمايه گذاري مورد نياز، هيچ يك از روش هاي جداسازي گفته شده در شرايط فعلي داراي توجيه اقتصادي نيست.
• اجزاي اصلي
گاز طبيعي مخلوطي از هيدروكربن هاي سبك است كه عمده ترين جزء آلي موجود در آن متان است. اين گاز بي رنگ، بي بو ، بدون طعم و مزه و غير سمي است و معمولا با شعله اي آبي رنگ در حد اشتعال بين 5 تا 15 درصد مي سوزد. ارزش حرارتي گاز طبيعي بين 800ـ 1200 «بي.تي.يو» به ازاي هر فوت مكعب از گاز در شرايط استاندارد است.
گاز طبيعي به دو دسته ي ترش و شيرين تقسيم مي شود. گاز ترش حاوي مقاديري از ناخالصي هاي سولفيد هيدروژن و دي اكسيد كربن است كه تمامي ناخالصي هاي مذكور به دليل آثار مخرب ناشي از خوردگي شديد در لوله هاي انتقال و تجهيزات فرآيندي بايد در محل توليد پالايش گردد. گاز طبيعي بدون ناخالصي هاي فوق را گاز شيرين مي نامند.
علاوه بر ناخالصي هاي مذكور مقداري نيتروژن نيز در گاز طبيعي موجود است كه اگرچه آثار مخرب خوردگي بر تاسيسات انتقال و فرآورش گاز را ندارد اما به دلايل صرفه جويي در هزينه هاي حمل و نقل و نگهداري، كاهش ارزش حرارتي و مسائل زيست محيطي لازم است در محل توليد از آن جدا شود. با توجه به مقدار نسبتا زياد نيتروژن در بيشتر مخازن گاز طبيعي كشورهاي اروپايي و آمريكا سال هاست كه بسياري از اين كشورها به جداسازي نيتروژن اقدام مي كنند. با توجه به بالا بودن هزينه هاي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي در روش هاي متداول، اين گونه جداسازي ها فقط به شدت جريان ها و غلظت هاي نسبتا زياد محدود مي شود. در كشورهاي پيشرفته صنعتي به ويژه آمريكا مطالعات فراواني براي حذف يا كاهش ميزان نيتروژن موجود در اين گاز براي دبي ها و غلظت هاي كمتر نيز به عمل آمده است كه بيشتر آن فعاليت ها در مراحل آزمايشگاهي و نيمه صنعتي است.
گاز طبيعي يكي از مهمترين منابع تامين انرژي است و طبق پيش بيني سازمان بين المللي انرژي در سال گذشته ي ميلادي داراي سريعترين نرخ رشد نسبت به ساير منابع انرژي در سال هاي آتي خواهد بود. پيش بيني مي شود كه ميزان مصرف جهاني اين گاز بين سال هاي 2001 تا 2025 به بيش از دو برابر افزايش يابد. بيشترين ميزان افزايش مصرف گاز طبيعي در مدت مذكور به كشورهاي در حال توسعه مربوط است. با وجود پايين بودن نرخ رشد استفاده از گاز طبيعي در گذشته، مصرف گاز ايران تنها طي سالهاي 59 تا76 از 5/3 ميليارد متر مكعب به بيش از 44ميليارد متر مكعب در سال افزايش يافته است.
• وضعيت كنوني
ميزان ذخائر گاز طبيعي شناخته شده جهاني تا ابتداي سال گذشته ي ميلادي بالغ بر5هزارو 501 تريليون فوت مكعب بوده است. ايران با 812تريليون فوت مكعب گاز طبيعي بيش از 8/14درصد ذخائر گازي جهان را دارد و از نظر ميزان ذخائر گازي دومين كشور در جهان است. به تازگي مقامات كشوري اعلام كرده اند كه با توجه به كشف منابع جديد و توسعه ي ظرفيت مخازن قبلي، سهم ايران به بيش از 18درصد افزايش يافته است. در مجموع، كشورهاي منطقه خاور ميانه، اروپاي شرقي و روسيه سابق حدود 80 درصد از ذخائر گاز طبيعي جهان را دارند. اگرچه ذخائر شناخته شده ي گاز طبيعي جهان در سال 2003با ميزان مصرف فعلي تنها كفاف 60سال مصرف جهاني را مي دهد اما با توجه به رشد روز افزون جهاني مصرف، در صورتي كه ذخائر جديدي كشف نشود منابع فعلي كمتر از 40سال ديگر به پايان مي رسد.
سهم مصرف گاز طبيعي در كشورهاي در حال توسعه و خاورميانه نسبت به كشورهاي پيشرفته صنعتي تا حدودي ناچيز بوده و عمده افزايش مصرف گاز مربوط به كشورهاي پيشرفته اي مانند آمريكا، اروپاي غربي و ژاپن است.چنانچه در شكل1 ديده مي شود، نرخ افزايش مصرف گاز طبيعي به گونه اي است كه از سال 2005 ميزان مصرف گاز نسبت به زغال سنگ افزايش يافته و تا بيست سال آينده سهم آن در تامين انرژي جهاني به حدود 70درصد سهم مصرف نفت خواهد رسيد. با توجه به رشد سريع مصرف گاز كه بخش اعظم آن مربوط به كشورهاي پيشرفته صنعتي است و همچنين كشف نشدن ذخائر جديد در اين كشورها بديهي است در آينده ي نزديك ميزان تقاضاي جهاني براي گاز طبيعي افزايش خواهد داشت و اين امر به بالا رفتن قيمت آن در سطح جهاني منجر خواهد شد.
بنا به مطالعات موسسه تكنولوژي گاز آمريكا بيش از 11درصد توليد و16درصد منابع گازي اين كشور آلوده به نيتروژن است. معمولا گازهاي حاوي بيش از چهار درصد نيتروژن را بايد قبل از ورود به خطوط لوله تصفيه شود. هر چند به دليل هزينه هاي بسيار زياد جداسازي نيتروژن و پالايش گاز طبيعي از ازت، فقط ارسال مقادير زياد آن داراي توجيه اقتصادي است اما مطالعاتي نيز در مورد تخمين مخارج واحدهاي كوچك جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي انجام گرفته است.
در حال حاضر هر سال بيش از 5/77 ميليارد متر مكعب گاز طبيعي در كشور مصرف مي شود. كل مصرف گاز كشور تنها در يك دهه به بيش از سه برابر افزايش يافته است كه از اين ميزان بدون در نظر گرفتن گاز طبيعي مورد استفاده توسط شركت نفت، به طور متوسط حدود 38درصد در تامين انرژي نيروگاه ها، 29درصد براي مصرف خانگي، 29درصد در مصارف صنعتي و مابقي در بخش تجاري مورد استفاده قرار مي گيرد. پيش بيني مي شود سهم مصرف گاز طبيعي در سبد انرژي كشور در پايان سال امسال بالغ بر 54درصد كل مصرف انرژي كشور گردد و 82درصد شهرهاي ايران به شبكه گازرساني بپيوندد.
از كل ميزان 9/70 ميليارد متر مكعب گاز استحصال شده در كشور در سال 1380 تنها سه دهم ميليارد متر مكعب آن به خارج صادر شده است. اين ميزان يك سال پس از آن به 3/1 ميليارد متر مكعب افزايش يافته است. با توجه به توان بسيار بالاي ايران در توليد گاز طبيعي از فازهاي آتي پروژه پارس جنوبي، بديهي است بايد براي يافتن بازارهاي خارجي در اين زمينه تلاش هاي گسترده اي صورت گيرد. نمونه اي از اين اقدامات، صادرات گاز به كشور هند است كه در حال حاضر در دست بررسي است. از سوي ديگر با وجود ظرفيت نسبتا زياد ايران براي صادرات گاز طبيعي، متاسفانه در اين زمينه با مشكلات متعددي وجود دارد، به گونه اي كه بازار صادراتي اين محصول به يك بازار مشتري مدار تبديل شده است. نمونه اي از اين مسائل، ابراز نارضايتي مقامات تركيه از كيفيت گاز تحويلي توسط ايران بود كه منجر به چند ماه توقف صادرات آن به كشور مذكور شد. خوشبختانه پس از انجام مذاكرات و رفع اختلاف، صادرات گاز دوباره آغاز شد.
ايران در نظر دارد علاوه بر پروژه هاي احداث خطوط لوله، تاسيسات توليدگاز طبيعي مايع را گسترش دهد و همزمان امكان تبديل گاز طبيعي به سوخت هاي نفتي مايع (GTL) را نيز فراهم آورد. ايران در اين صورت قادر خواهد بود كه مقادير عظيمي از گاز طبيعي حاصل از پروژه ي پارس جنوبي را بدون استفاده از خطوط لوله و از راه سوپر تانكرها به كشورهاي ديگر صادر كند. به عنوان نخستين گام در اين زمينه قرار است تجهيزات مورد نياز توليد سالانه حدود 8 ميليون تن گاز طبيعي مايع طي فازهاي 11 و 12 پروژه پارس جنوبي در پالايشگاه عسلويه نصب گردد. جدول1 نشانگر حداكثر ظرفيت پالايش گاز طبيعي كشور در پايان سال81 به همراه درصد نيتروژن موجود در گاز خروجي و آناليز كامل گازهاي خروجي از پالايشگاه هاي گاز طبيعي است.
با توجه به اين كه طبق استانداردهاي جهاني موجود نسبت به جداسازي نيتروژن با غلظت بيش از چهار درصد در گازهاي طبيعي اقدام مي شود، لذا به نظر مي رسد كه براي كاهش نيتروژن موجود در گاز طبيعي تصفيه شده بايد بررسي هاي لازم صورت گيرد. اين كار علاوه بر ايجاد صرفه جويي نسبتا زياد در هزينه ي ساخت خطوط لوله ي انتقال، باعث افزايش ارزش حرارتي گاز طبيعي شده و با توجه به كم بودن نسبي ارزش گاز صادراتي ايران و وجود بازار رقابتي، در درازمدت داراي توجيه اقتصادي است.
وجود نيتروژن در گاز طبيعي معايب فراواني دارد كه عمده ترين آنها عبارتند از:
•كاهش ارزش حرارتي سوخت.
•كاهش دماي شعله احتراق و افزايش اتلاف انرژي توسط گازهاي احتراق.
•افزايش هزينه ساخت خطوط لوله انتقال و تاسيسات تقويت فشار مربوطه.
•افزايش ميزان اكسيدهاي نيتروژن در محصولات احتراق با اكسيژن خالص.
متوسط انرژي حرارتي گاز طبيعي در سطح جهاني در شرايط استاندارد حدود 38هزار كيلو ژول بر متر مكعب است. گاز ايران با داشتن 37هزار و930 كيلو ژول بر متر مكعب ارزش حرارتي، داراي كيفيت نازل تري نسبت به حد متوسط جهاني است (جدول 2). حذف يا كاهش تركيبات بي اثر موجود در سوخت ها يكي از راه هاي ساده اما مطمئن افزايش ارزش حرارتي آن است. با انجام اين روش و جداسازي حدود 5 درصد نيتروژن از گاز طبيعي تصفيه شده ايران مي توان ارزش حرارتي آن را تا حدود 40هزار كيلو ژول بر متر مكعب افزايش داد.
وجود نيتروژن يا هر ناخالصي غير قابل احتراق در گاز طبيعي باعث مي شود تا هنگام احتراق، تركيب مذكور بخشي از انرژي حاصل از سوختن گاز را جذب كرده و باعث كاهش نسبي دماي شعله گردد. انرژي جذب شده توسط تركيبات غير قابل احتراق، همراه با محصولات احتراق از دودكش خارج شده و عملا هدر مي رود. همچنين با يك حساب بسيار ساده مي توان محاسبه نمود كه پس از حذف نيتروژن از گاز طبيعي در محل توليد، به ميزان قابل توجهي بر ظرفيت انتقال و توزيع گاز كشور اعم از خطوط انتقال، مراكز تقويت فشار و شبكه هاي توزيع افزوده مي شود. همچنين با توجه به بالا بودن دماي شعله احتراق گاز طبيعي با اكسيژن خالص، وجود نيتروژن موجود در گاز باعث توليد انواع اكسيدهاي نيتروژني شده كه آثار سوء زيست محيطي آن كاملا محرز است. اين نكته در مورد احتراق گاز طبيعي با هوا صادق نيست؛ زيرا مقدار نيتروژن موجود در هواي احتراق به مراتب بيش از نيتروژن همراه گاز است.
•بررسي روش هاي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي
مهمترين فرآيندهاي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي عبارت از روش هاي سردسازي ، غشايي، استفاده از جاذب هاي محلول و غير محلول و جذب سطحي است. اگرچه فرآيندهاي مذكور در محدوده گسترده اي از نظر شدت جريان گاز و غلظت نيتروژن مي تواند مورد استفاده قرار گيرد اما معمولا فقط در يك شرايط خاص اقتصادي است. جدول 3 نمايانگر محدوده كاربرد روش هاي مذكور است.
با توجه به اين جدول،ميزان گاز توليدي پالايشگاه هاي ايران عمدتا بسيار زياد بوده و غلظت نيتروژن در آن ها نسبتا پايين است، لذا فرآيندهاي جذب سطحي و جذب توسط حلال براي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي ايران مناسب نبوده و بايد از فرآيندهاي غشايي يا سردسازي استفاده كرد. مقايسه ي اجمالي هزينه هاي سرمايه گذاري و عملياتي براي فرآيندهاي جداسازي به روش هاي سردسازي، جذب سطحي و غشايي در جدول 4 آمده است. مقادير مذكور براي شدت جريان هاي كم خوراك و غلظت پايين نيتروژن در گاز طبيعي است.
هرچند با توجه به اعداد ارائه شده در جدول 4 به نظر مي رسد كه فرآيند غشايي در تمامي موارد مناسب تر از فرآيندهاي ديگر باشد اما بايد توجه داشت كه ارقام مذكور براي شدت جريان هاي كم خوراك و غلظت پايين نيتروژن(حدود 8 درصد) ارائه شده كه براي فرآيند غشايي مناسب است. در حالت كلي بايد با در نظر گرفتن شدت جريان گاز طبيعي و ميزان غلظت نيتروژن موجود در آن به بررسي فني و اقتصادي فرآيندهاي جداسازي اقدام كرد و در نهايت فرآيند بهينه را انتخاب نمود. به اين منظور تصميم گرفته شد تا نسبت به انجام بررسي فني ـ اقتصادي فرآيندهاي غشايي و سردسازي در جداسازي نيتروژن از گاز خروجي پالايشگاه فجر(كنگان) اقدام شود.
• بررسي فني ـ اقتصادي فرآيند غشايي
بر اساس مطالعات تفصيلي انجام شده در مورد استفاده از فرآيند غشايي براي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي تصميم گرفته شد تا به منظور كاهش ميزان جريان اتلافي و بالا بردن ميزان بازيافت هيدروكربن ها از فرآيند چهار مرحله اي غشايي استفاده شود. چون ظرفيت مبدل هاي حرارتي و كمپرسورهاي مورد نياز فرآيند غشايي براي تصفيه 110ميليون متر مكعب گاز خروجي از پالايشگاه فجر بسيار زياد بود و ساخت تجهيزات مورد نياز آن معمولا خارج از محدوده ظرفيت هاي متداول صنعتي است،مقرر شد كه در بررسي اقتصادي فرآيند غشايي، جريان خوراك گاز طبيعي به پنج قسمت مساوي تقسيم شده و از پنج واحد مشابه و كاملا يكسان (با ظرفيت 22MMSCMD) كه به صورت موازي در كنار يكديگر قرار خواهند گرفت براي زدودن نيتروژن از هر يك از جريان هاي خوراك استفاده شود. شكل2 نمايانگر دياگرام جرياني يكي از اين واحدهاي موازي است كه همه ي محاسبات اقتصادي بر مبناي آن انجام گرفته است.
مزيت ديگر اين روش آن است كه مي توان به جاي ساخت يك واحد بسيار بزرگ كه نياز به سرمايه گذاري چند ميليارد دلاري دارد از واحدهاي كوچك تر با حجم سرمايه گذاري پايين تري استفاده كرد. براي مثال مي توان يكي از اين واحدها را به صورت آزمايشي براي پالايش بخشي از جريان گاز به كار گرفت و در صورتي كه نتايج حاصل از آن رضايت بخش بود نسبت به تامين اعتبار، ساخت و راه اندازي واحدهاي مشابه ديگر طي يك برنامه ي زمان بندي مشخص اقدام كرد. مزيت سوم اين روش آن است كه چنين واحدهايي در ديگر پالايشگاه هاي تصفيه گاز كشور با ظرفيت كمتر از پالايشگاه فجر نيز مي تواند مورد استفاده قرار گيرد. بديهي است در چنين حالتي بايد تغييرات لازم در مورد ميزان نيتروژن موجود در خوراك ورودي فرآيند به دقت مورد نظر قرار گيرد و اصلاحات لازم در طراحي ها انجام شود.
اگرچه فرآيند غشايي از قسمت هاي مختلفي مانند جداسازي، انتقال حرارت، تراكم و تبريد تشكيل شده اما مهم ترين قسمت آن استفاده از فرآيند جداسازي غشايي است كه همه ي نرم افزارهاي تخصصي موجود قادر به شبيه سازي آن نيست و محاسبات تفصيلي مربوط به تمامي غشاء هاي موجود در فرآيند به صورت جداگانه انجام شده است. محاسبات مربوط به ساير قسمت ها بيشتر توسط نرم افزار تخصصي HYSYS انجام گرفته است . چكيده ي طراحي هاي انجام شده و بررسي هاي اقتصادي فرآيند غشايي در جدول5 ارائه شده است.
• بررسي فني ـ اقتصادي فرآيند سردسازي
فرآيند سردسازي تنها حاوي يك فرآيند فيزيكي تبخير ناگهاني در دماي بسيار پايين است، لذا تعيين شرايط بهينه عملياتي از حيث دما و فشار براي نيل به حداكثر بازيافت اجزاي هيدروكربني به ويژه متان و در نتيجه حفظ نسبي ارزش حرارتي سوخت داراي بيشترين اهميت است. به همين دليل قبل از طراحي سيستم سرمايشي مورد نياز نسبت به انجام محاسبات تفصيلي جهت تعيين شرايط بهينه جداسازي اقدام گرديد. در هر مورد دما و فشار بهينه به گونه اي انتخاب شده كه ميزان نيتروژن موجود در محصول پالايش شده خروجي كمتر از 4درصد باشد. با توجه به محاسبات انجام شده، قرار شد به منظور تحصيل راندمان مناسب از فرآيند سردسازي در فشار 700 kPa و دماي138.1!C استفاده شود. چكيده ي طراحي هاي به عمل آمده همراه با بررسي هاي اقتصادي فرآيند سردسازي در جدول5 آمده است.
همان گونه كه در جدول7 مي بينيد، ميزان هزينه هاي سرمايه گذاري اوليه و جاري براي كاهش نيتروژن از كل گاز خروجي از پالايشگاه فجر توسط فرآيند سردسازي به مراتب بيش از فرآيند غشايي است. بديهي است اين هزينه ي بالا باعث مي شود كه چنين فرآيندي از نظر اقتصادي به هيچ وجه توجيه پذير نباشد. چنانچه به هر دليلي از فرآيند سردسازي براي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي استفاده شود، به دليل جدا شدن نيتروژن از گاز به ميزان دو درصد بر ارزش حرارتي هر متر مكعب از گاز تصفيه شده افزوده مي شود. بديهي است اين كار علاوه بر افزايش ظرفيت انتقال كه در اثر كاهش ميزان دبي حجمي گاز حاصل مي شود، باعث افزايش ارزش اقتصادي آن نيز مي گردد.
ميزان نيتروژن موجود در گاز طبيعي ايران بين پنج دهم تا يازده درصد متغير است. با توجه به آثار جنبي وجود نيتروژن همراه گاز بر ارزش حرارتي سوخت، اندازه ي خطوط انتقال و ظرفيت ايستگاه هاي تقويت فشار گاز،معمولا زدودن نيتروژن از گاز طبيعي با غلظت بيش از چهار درصد در شدت جريان هاي بالا انجام مي شود.براي نيل به اين هدف در حال حاضر از سيستم هاي سرد سازي، جذب سطحي، غشايي و جذب در حلال هاي مايع استفاده مي شود. هر يك از روش هاي جداسازي مذكور در محدوده ي خاصي از نظر شدت جريان و ميزان نيتروژن موجود در گاز داراي مزيت اقتصادي است و كاربرد دارد. با توجه به بالا بودن هزينه هاي فرآيند جذب سطحي و كاربرد نداشتن روش جذب در مقياس صنعتي، در اين مقاله ضمن بررسي اجمالي تمامي روش ها به بررسي فني ـ اقتصادي فرآيندهاي سردسازي و غشايي پرداخته شده است. هرچند جداسازي نيتروژن باعث صرفه جويي قابل توجهي در افزايش ظرفيت انتقال گاز و توان كمپرسور واحد هاي تقويت فشار خط لوله IGAT-II مي گردد، اما به دليل كم بودن نسبي ميزان نيتروژن موجود در گاز طبيعي ايران و همچنين حجم بالاي سرمايه گذاري مورد نياز، هيچ يك از روش هاي جداسازي گفته شده در شرايط فعلي داراي توجيه اقتصادي نيست.
• اجزاي اصلي
گاز طبيعي مخلوطي از هيدروكربن هاي سبك است كه عمده ترين جزء آلي موجود در آن متان است. اين گاز بي رنگ، بي بو ، بدون طعم و مزه و غير سمي است و معمولا با شعله اي آبي رنگ در حد اشتعال بين 5 تا 15 درصد مي سوزد. ارزش حرارتي گاز طبيعي بين 800ـ 1200 «بي.تي.يو» به ازاي هر فوت مكعب از گاز در شرايط استاندارد است.
گاز طبيعي به دو دسته ي ترش و شيرين تقسيم مي شود. گاز ترش حاوي مقاديري از ناخالصي هاي سولفيد هيدروژن و دي اكسيد كربن است كه تمامي ناخالصي هاي مذكور به دليل آثار مخرب ناشي از خوردگي شديد در لوله هاي انتقال و تجهيزات فرآيندي بايد در محل توليد پالايش گردد. گاز طبيعي بدون ناخالصي هاي فوق را گاز شيرين مي نامند.
علاوه بر ناخالصي هاي مذكور مقداري نيتروژن نيز در گاز طبيعي موجود است كه اگرچه آثار مخرب خوردگي بر تاسيسات انتقال و فرآورش گاز را ندارد اما به دلايل صرفه جويي در هزينه هاي حمل و نقل و نگهداري، كاهش ارزش حرارتي و مسائل زيست محيطي لازم است در محل توليد از آن جدا شود. با توجه به مقدار نسبتا زياد نيتروژن در بيشتر مخازن گاز طبيعي كشورهاي اروپايي و آمريكا سال هاست كه بسياري از اين كشورها به جداسازي نيتروژن اقدام مي كنند. با توجه به بالا بودن هزينه هاي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي در روش هاي متداول، اين گونه جداسازي ها فقط به شدت جريان ها و غلظت هاي نسبتا زياد محدود مي شود. در كشورهاي پيشرفته صنعتي به ويژه آمريكا مطالعات فراواني براي حذف يا كاهش ميزان نيتروژن موجود در اين گاز براي دبي ها و غلظت هاي كمتر نيز به عمل آمده است كه بيشتر آن فعاليت ها در مراحل آزمايشگاهي و نيمه صنعتي است.
گاز طبيعي يكي از مهمترين منابع تامين انرژي است و طبق پيش بيني سازمان بين المللي انرژي در سال گذشته ي ميلادي داراي سريعترين نرخ رشد نسبت به ساير منابع انرژي در سال هاي آتي خواهد بود. پيش بيني مي شود كه ميزان مصرف جهاني اين گاز بين سال هاي 2001 تا 2025 به بيش از دو برابر افزايش يابد. بيشترين ميزان افزايش مصرف گاز طبيعي در مدت مذكور به كشورهاي در حال توسعه مربوط است. با وجود پايين بودن نرخ رشد استفاده از گاز طبيعي در گذشته، مصرف گاز ايران تنها طي سالهاي 59 تا76 از 5/3 ميليارد متر مكعب به بيش از 44ميليارد متر مكعب در سال افزايش يافته است.
• وضعيت كنوني
ميزان ذخائر گاز طبيعي شناخته شده جهاني تا ابتداي سال گذشته ي ميلادي بالغ بر5هزارو 501 تريليون فوت مكعب بوده است. ايران با 812تريليون فوت مكعب گاز طبيعي بيش از 8/14درصد ذخائر گازي جهان را دارد و از نظر ميزان ذخائر گازي دومين كشور در جهان است. به تازگي مقامات كشوري اعلام كرده اند كه با توجه به كشف منابع جديد و توسعه ي ظرفيت مخازن قبلي، سهم ايران به بيش از 18درصد افزايش يافته است. در مجموع، كشورهاي منطقه خاور ميانه، اروپاي شرقي و روسيه سابق حدود 80 درصد از ذخائر گاز طبيعي جهان را دارند. اگرچه ذخائر شناخته شده ي گاز طبيعي جهان در سال 2003با ميزان مصرف فعلي تنها كفاف 60سال مصرف جهاني را مي دهد اما با توجه به رشد روز افزون جهاني مصرف، در صورتي كه ذخائر جديدي كشف نشود منابع فعلي كمتر از 40سال ديگر به پايان مي رسد.
سهم مصرف گاز طبيعي در كشورهاي در حال توسعه و خاورميانه نسبت به كشورهاي پيشرفته صنعتي تا حدودي ناچيز بوده و عمده افزايش مصرف گاز مربوط به كشورهاي پيشرفته اي مانند آمريكا، اروپاي غربي و ژاپن است.چنانچه در شكل1 ديده مي شود، نرخ افزايش مصرف گاز طبيعي به گونه اي است كه از سال 2005 ميزان مصرف گاز نسبت به زغال سنگ افزايش يافته و تا بيست سال آينده سهم آن در تامين انرژي جهاني به حدود 70درصد سهم مصرف نفت خواهد رسيد. با توجه به رشد سريع مصرف گاز كه بخش اعظم آن مربوط به كشورهاي پيشرفته صنعتي است و همچنين كشف نشدن ذخائر جديد در اين كشورها بديهي است در آينده ي نزديك ميزان تقاضاي جهاني براي گاز طبيعي افزايش خواهد داشت و اين امر به بالا رفتن قيمت آن در سطح جهاني منجر خواهد شد.
بنا به مطالعات موسسه تكنولوژي گاز آمريكا بيش از 11درصد توليد و16درصد منابع گازي اين كشور آلوده به نيتروژن است. معمولا گازهاي حاوي بيش از چهار درصد نيتروژن را بايد قبل از ورود به خطوط لوله تصفيه شود. هر چند به دليل هزينه هاي بسيار زياد جداسازي نيتروژن و پالايش گاز طبيعي از ازت، فقط ارسال مقادير زياد آن داراي توجيه اقتصادي است اما مطالعاتي نيز در مورد تخمين مخارج واحدهاي كوچك جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي انجام گرفته است.
در حال حاضر هر سال بيش از 5/77 ميليارد متر مكعب گاز طبيعي در كشور مصرف مي شود. كل مصرف گاز كشور تنها در يك دهه به بيش از سه برابر افزايش يافته است كه از اين ميزان بدون در نظر گرفتن گاز طبيعي مورد استفاده توسط شركت نفت، به طور متوسط حدود 38درصد در تامين انرژي نيروگاه ها، 29درصد براي مصرف خانگي، 29درصد در مصارف صنعتي و مابقي در بخش تجاري مورد استفاده قرار مي گيرد. پيش بيني مي شود سهم مصرف گاز طبيعي در سبد انرژي كشور در پايان سال امسال بالغ بر 54درصد كل مصرف انرژي كشور گردد و 82درصد شهرهاي ايران به شبكه گازرساني بپيوندد.
از كل ميزان 9/70 ميليارد متر مكعب گاز استحصال شده در كشور در سال 1380 تنها سه دهم ميليارد متر مكعب آن به خارج صادر شده است. اين ميزان يك سال پس از آن به 3/1 ميليارد متر مكعب افزايش يافته است. با توجه به توان بسيار بالاي ايران در توليد گاز طبيعي از فازهاي آتي پروژه پارس جنوبي، بديهي است بايد براي يافتن بازارهاي خارجي در اين زمينه تلاش هاي گسترده اي صورت گيرد. نمونه اي از اين اقدامات، صادرات گاز به كشور هند است كه در حال حاضر در دست بررسي است. از سوي ديگر با وجود ظرفيت نسبتا زياد ايران براي صادرات گاز طبيعي، متاسفانه در اين زمينه با مشكلات متعددي وجود دارد، به گونه اي كه بازار صادراتي اين محصول به يك بازار مشتري مدار تبديل شده است. نمونه اي از اين مسائل، ابراز نارضايتي مقامات تركيه از كيفيت گاز تحويلي توسط ايران بود كه منجر به چند ماه توقف صادرات آن به كشور مذكور شد. خوشبختانه پس از انجام مذاكرات و رفع اختلاف، صادرات گاز دوباره آغاز شد.
ايران در نظر دارد علاوه بر پروژه هاي احداث خطوط لوله، تاسيسات توليدگاز طبيعي مايع را گسترش دهد و همزمان امكان تبديل گاز طبيعي به سوخت هاي نفتي مايع (GTL) را نيز فراهم آورد. ايران در اين صورت قادر خواهد بود كه مقادير عظيمي از گاز طبيعي حاصل از پروژه ي پارس جنوبي را بدون استفاده از خطوط لوله و از راه سوپر تانكرها به كشورهاي ديگر صادر كند. به عنوان نخستين گام در اين زمينه قرار است تجهيزات مورد نياز توليد سالانه حدود 8 ميليون تن گاز طبيعي مايع طي فازهاي 11 و 12 پروژه پارس جنوبي در پالايشگاه عسلويه نصب گردد. جدول1 نشانگر حداكثر ظرفيت پالايش گاز طبيعي كشور در پايان سال81 به همراه درصد نيتروژن موجود در گاز خروجي و آناليز كامل گازهاي خروجي از پالايشگاه هاي گاز طبيعي است.
با توجه به اين كه طبق استانداردهاي جهاني موجود نسبت به جداسازي نيتروژن با غلظت بيش از چهار درصد در گازهاي طبيعي اقدام مي شود، لذا به نظر مي رسد كه براي كاهش نيتروژن موجود در گاز طبيعي تصفيه شده بايد بررسي هاي لازم صورت گيرد. اين كار علاوه بر ايجاد صرفه جويي نسبتا زياد در هزينه ي ساخت خطوط لوله ي انتقال، باعث افزايش ارزش حرارتي گاز طبيعي شده و با توجه به كم بودن نسبي ارزش گاز صادراتي ايران و وجود بازار رقابتي، در درازمدت داراي توجيه اقتصادي است.
وجود نيتروژن در گاز طبيعي معايب فراواني دارد كه عمده ترين آنها عبارتند از:
•كاهش ارزش حرارتي سوخت.
•كاهش دماي شعله احتراق و افزايش اتلاف انرژي توسط گازهاي احتراق.
•افزايش هزينه ساخت خطوط لوله انتقال و تاسيسات تقويت فشار مربوطه.
•افزايش ميزان اكسيدهاي نيتروژن در محصولات احتراق با اكسيژن خالص.
متوسط انرژي حرارتي گاز طبيعي در سطح جهاني در شرايط استاندارد حدود 38هزار كيلو ژول بر متر مكعب است. گاز ايران با داشتن 37هزار و930 كيلو ژول بر متر مكعب ارزش حرارتي، داراي كيفيت نازل تري نسبت به حد متوسط جهاني است (جدول 2). حذف يا كاهش تركيبات بي اثر موجود در سوخت ها يكي از راه هاي ساده اما مطمئن افزايش ارزش حرارتي آن است. با انجام اين روش و جداسازي حدود 5 درصد نيتروژن از گاز طبيعي تصفيه شده ايران مي توان ارزش حرارتي آن را تا حدود 40هزار كيلو ژول بر متر مكعب افزايش داد.
وجود نيتروژن يا هر ناخالصي غير قابل احتراق در گاز طبيعي باعث مي شود تا هنگام احتراق، تركيب مذكور بخشي از انرژي حاصل از سوختن گاز را جذب كرده و باعث كاهش نسبي دماي شعله گردد. انرژي جذب شده توسط تركيبات غير قابل احتراق، همراه با محصولات احتراق از دودكش خارج شده و عملا هدر مي رود. همچنين با يك حساب بسيار ساده مي توان محاسبه نمود كه پس از حذف نيتروژن از گاز طبيعي در محل توليد، به ميزان قابل توجهي بر ظرفيت انتقال و توزيع گاز كشور اعم از خطوط انتقال، مراكز تقويت فشار و شبكه هاي توزيع افزوده مي شود. همچنين با توجه به بالا بودن دماي شعله احتراق گاز طبيعي با اكسيژن خالص، وجود نيتروژن موجود در گاز باعث توليد انواع اكسيدهاي نيتروژني شده كه آثار سوء زيست محيطي آن كاملا محرز است. اين نكته در مورد احتراق گاز طبيعي با هوا صادق نيست؛ زيرا مقدار نيتروژن موجود در هواي احتراق به مراتب بيش از نيتروژن همراه گاز است.
•بررسي روش هاي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي
مهمترين فرآيندهاي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي عبارت از روش هاي سردسازي ، غشايي، استفاده از جاذب هاي محلول و غير محلول و جذب سطحي است. اگرچه فرآيندهاي مذكور در محدوده گسترده اي از نظر شدت جريان گاز و غلظت نيتروژن مي تواند مورد استفاده قرار گيرد اما معمولا فقط در يك شرايط خاص اقتصادي است. جدول 3 نمايانگر محدوده كاربرد روش هاي مذكور است.
با توجه به اين جدول،ميزان گاز توليدي پالايشگاه هاي ايران عمدتا بسيار زياد بوده و غلظت نيتروژن در آن ها نسبتا پايين است، لذا فرآيندهاي جذب سطحي و جذب توسط حلال براي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي ايران مناسب نبوده و بايد از فرآيندهاي غشايي يا سردسازي استفاده كرد. مقايسه ي اجمالي هزينه هاي سرمايه گذاري و عملياتي براي فرآيندهاي جداسازي به روش هاي سردسازي، جذب سطحي و غشايي در جدول 4 آمده است. مقادير مذكور براي شدت جريان هاي كم خوراك و غلظت پايين نيتروژن در گاز طبيعي است.
هرچند با توجه به اعداد ارائه شده در جدول 4 به نظر مي رسد كه فرآيند غشايي در تمامي موارد مناسب تر از فرآيندهاي ديگر باشد اما بايد توجه داشت كه ارقام مذكور براي شدت جريان هاي كم خوراك و غلظت پايين نيتروژن(حدود 8 درصد) ارائه شده كه براي فرآيند غشايي مناسب است. در حالت كلي بايد با در نظر گرفتن شدت جريان گاز طبيعي و ميزان غلظت نيتروژن موجود در آن به بررسي فني و اقتصادي فرآيندهاي جداسازي اقدام كرد و در نهايت فرآيند بهينه را انتخاب نمود. به اين منظور تصميم گرفته شد تا نسبت به انجام بررسي فني ـ اقتصادي فرآيندهاي غشايي و سردسازي در جداسازي نيتروژن از گاز خروجي پالايشگاه فجر(كنگان) اقدام شود.
• بررسي فني ـ اقتصادي فرآيند غشايي
بر اساس مطالعات تفصيلي انجام شده در مورد استفاده از فرآيند غشايي براي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي تصميم گرفته شد تا به منظور كاهش ميزان جريان اتلافي و بالا بردن ميزان بازيافت هيدروكربن ها از فرآيند چهار مرحله اي غشايي استفاده شود. چون ظرفيت مبدل هاي حرارتي و كمپرسورهاي مورد نياز فرآيند غشايي براي تصفيه 110ميليون متر مكعب گاز خروجي از پالايشگاه فجر بسيار زياد بود و ساخت تجهيزات مورد نياز آن معمولا خارج از محدوده ظرفيت هاي متداول صنعتي است،مقرر شد كه در بررسي اقتصادي فرآيند غشايي، جريان خوراك گاز طبيعي به پنج قسمت مساوي تقسيم شده و از پنج واحد مشابه و كاملا يكسان (با ظرفيت 22MMSCMD) كه به صورت موازي در كنار يكديگر قرار خواهند گرفت براي زدودن نيتروژن از هر يك از جريان هاي خوراك استفاده شود. شكل2 نمايانگر دياگرام جرياني يكي از اين واحدهاي موازي است كه همه ي محاسبات اقتصادي بر مبناي آن انجام گرفته است.
مزيت ديگر اين روش آن است كه مي توان به جاي ساخت يك واحد بسيار بزرگ كه نياز به سرمايه گذاري چند ميليارد دلاري دارد از واحدهاي كوچك تر با حجم سرمايه گذاري پايين تري استفاده كرد. براي مثال مي توان يكي از اين واحدها را به صورت آزمايشي براي پالايش بخشي از جريان گاز به كار گرفت و در صورتي كه نتايج حاصل از آن رضايت بخش بود نسبت به تامين اعتبار، ساخت و راه اندازي واحدهاي مشابه ديگر طي يك برنامه ي زمان بندي مشخص اقدام كرد. مزيت سوم اين روش آن است كه چنين واحدهايي در ديگر پالايشگاه هاي تصفيه گاز كشور با ظرفيت كمتر از پالايشگاه فجر نيز مي تواند مورد استفاده قرار گيرد. بديهي است در چنين حالتي بايد تغييرات لازم در مورد ميزان نيتروژن موجود در خوراك ورودي فرآيند به دقت مورد نظر قرار گيرد و اصلاحات لازم در طراحي ها انجام شود.
اگرچه فرآيند غشايي از قسمت هاي مختلفي مانند جداسازي، انتقال حرارت، تراكم و تبريد تشكيل شده اما مهم ترين قسمت آن استفاده از فرآيند جداسازي غشايي است كه همه ي نرم افزارهاي تخصصي موجود قادر به شبيه سازي آن نيست و محاسبات تفصيلي مربوط به تمامي غشاء هاي موجود در فرآيند به صورت جداگانه انجام شده است. محاسبات مربوط به ساير قسمت ها بيشتر توسط نرم افزار تخصصي HYSYS انجام گرفته است . چكيده ي طراحي هاي انجام شده و بررسي هاي اقتصادي فرآيند غشايي در جدول5 ارائه شده است.
• بررسي فني ـ اقتصادي فرآيند سردسازي
فرآيند سردسازي تنها حاوي يك فرآيند فيزيكي تبخير ناگهاني در دماي بسيار پايين است، لذا تعيين شرايط بهينه عملياتي از حيث دما و فشار براي نيل به حداكثر بازيافت اجزاي هيدروكربني به ويژه متان و در نتيجه حفظ نسبي ارزش حرارتي سوخت داراي بيشترين اهميت است. به همين دليل قبل از طراحي سيستم سرمايشي مورد نياز نسبت به انجام محاسبات تفصيلي جهت تعيين شرايط بهينه جداسازي اقدام گرديد. در هر مورد دما و فشار بهينه به گونه اي انتخاب شده كه ميزان نيتروژن موجود در محصول پالايش شده خروجي كمتر از 4درصد باشد. با توجه به محاسبات انجام شده، قرار شد به منظور تحصيل راندمان مناسب از فرآيند سردسازي در فشار 700 kPa و دماي138.1!C استفاده شود. چكيده ي طراحي هاي به عمل آمده همراه با بررسي هاي اقتصادي فرآيند سردسازي در جدول5 آمده است.
همان گونه كه در جدول7 مي بينيد، ميزان هزينه هاي سرمايه گذاري اوليه و جاري براي كاهش نيتروژن از كل گاز خروجي از پالايشگاه فجر توسط فرآيند سردسازي به مراتب بيش از فرآيند غشايي است. بديهي است اين هزينه ي بالا باعث مي شود كه چنين فرآيندي از نظر اقتصادي به هيچ وجه توجيه پذير نباشد. چنانچه به هر دليلي از فرآيند سردسازي براي جداسازي نيتروژن از گاز طبيعي استفاده شود، به دليل جدا شدن نيتروژن از گاز به ميزان دو درصد بر ارزش حرارتي هر متر مكعب از گاز تصفيه شده افزوده مي شود. بديهي است اين كار علاوه بر افزايش ظرفيت انتقال كه در اثر كاهش ميزان دبي حجمي گاز حاصل مي شود، باعث افزايش ارزش اقتصادي آن نيز مي گردد.
