القائمة الرئيسية

الصفحات

مراحل معالجة الغاز الطبيعي وأبرز الملوثات المُزاله منه

معالجة الغاز الطبيعي | Natural gas processing


معالجة الغاز الطبيعي

نقصد بها هي تلك العمليات الصناعية المصممة لتنقية الغاز الطبيعي الخام عن طريق إزالة الشوائب والملوثات والهيدروكربونات ذات الكتلة الجزيئية العالية لإنتاج ما يُعرف بالغاز الطبيعي الجاف (غاز البيع النهائي) ضمن معايير الجودة المحددة لخطوط الأنابيب (pipeline quality).[1]


يعتمد تكوين الغاز الطبيعي الخام المستخرج من الآبار المنتجة على نوع وعمق وموقع الرواسب الجوفية وتكوينات المنطقة. غالبًا ما تتم معالجة الغاز الطبيعي الناتج من المكامن التي تحتوي على نفط وغاز معاً.

  • يُصنف الغاز الطبيعي المنتج من آبار النفط عمومًا على أنه "غاز مذاب مصاحب" (Associated-dissolved gas) مما يعني أن الغاز مرتبط أو مذاب في النفط الخام. 
  • يتم تصنيف إنتاج الغاز الطبيعي غير المرتبط بالنفط الخام على أنه "غاز غير مصاحب" (non-associated).[2]

الغاز الطبيعي هو عبارة عن مزيج من غازات الهيدروكربونات مع بعض الشوائب أو الملوثات الناتجة عن المواد العضوية المتحللة. تتضمن الملوثات الموجودة أيضًا بخار الماء والهيدروكربونات الثقيلة. تعتبر هذه الملوثات غير مرغوب بها وعادة ما يتم إزالتها من خلال محطات معالجة الغاز الطبيعي المختلفة. الغازات الهيدروكاربونية الموجودة عادة في الغاز الطبيعي هي الميثان والإيثان والبروبان والبيوتان والبنتان وكميات صغيرة من الهكسان والهبتان والأوكتاف والغازات الثقيلة.



تعمل مصانع معالجة الغاز الطبيعي على تنقيتة عن طريق إزالة الملوثات مثل ثاني أكسيد الكربون (CO2) والماء والمواد الصلبة والزئبق وكبريتيد الهيدروجين (H2S) والهيدروكربونات ذات الكتلة الجزيئية العالية. بعض المواد التي تلوث الغاز الطبيعي لها قيمة اقتصادية ويتم معالجتها أو بيعها بشكل منفصل. توفر محطة معالجة الغاز الطبيعي غازًا طبيعيًا جافًا ضمن الجودة المثلى حيث يمكن استخدامه كوقود من قبل المستهلكين المحليين والصناعيين والتجاريين، أو كمواد وسيطة للتوليف الكيميائي.


الملوثات في الغاز الطبيعي الخام

يتكون الغاز الطبيعي الخام بشكل أساسي من الميثان (CH4) والإيثان (C2H6) التي تعتبر أقصر جزيئات الهيدروكربون وأخفها. غالبًا ما يحتوي أيضًا على كميات متفاوتة من:

  • الهيدروكربونات الغازية الثقيلة: البروبان (C3H8) والبيوتان العادي (n-C4H10) والأيزوبيوتان (i-C4H10) والبنتان. تسمى كل هذه الغازات بسوائل الغاز الطبيعي (NGL) ويمكن عن طريق معالجة الغاز الطبيعي الحصول عليها وبيعها بشكل منفصل.
  • الهيدروكربونات السائلة (يشار إليها أيضًا باسم بنزين رأس البئر "Casinghead gasoline" أو البنزين الطبيعي "Natural gasoline") و/أو النفط الخام.
  • الغازات الحامضية: ثاني أكسيد الكربون (CO2) وكبريتيد الهيدروجين (H2S) والميركابتانات مثل الميثانثيول (CH3SH) والإيثانثيول (C2H5SH) حيث لها تأثيرات كبيرة على معالجة الغاز الطبيعي.
  • غازات أخرى: النيتروجين (N2) والهيليوم (He).
  • الماء: بخار الماء والماء السائل. أيضا الأملاح المذابة والغازات المذابة (الأحماض).
  • الزئبق: كميات قليلة جدًا من الزئبق في شكله الأولي بشكل أساسي، ولكن من المحتمل وجود الكلوريدات والأنواع الأخرى.[3]
  • مادة مشعة طبيعية (NORM): قد يحتوي الغاز الطبيعي على الرادون، وقد يحتوي الماء الناتج من عملية معالجة الغاز الطبيعي على آثار من الراديوم، والتي من الممكن أن تتراكم داخل الأنابيب ومعدات المعالجة.[4] وهذا يمكن أن يجعل الأنابيب والمعدات مشعة بمرور الوقت.


مواصفات غاز البيع النهائي

تصف مواصفات غاز البيع النهائي الخصائص الفيزيائية المطلوبة للغاز بحيث يمكن نقله تحت ضغط عالٍ عبر خطوط الأنابيب لمسافات طويلة عند درجة حرارة الأرض دون تكوين سوائل، مما قد يتسبب في حدوث تآكل أو هيدرات أو تكتلات سائلة (Slug) في المعدات. يتم تحديد حدود محتوى بعض المركبات غير الهيدروكربونية أيضاً. في حين أن الحدود المحددة لكل عنصر قد تختلف بين شركات النقل أو العملاء، فإن المواصفات العامة لغاز البيع بعد معالجة الغاز الطبيعي تشمل بشكل عام:

  • أقصى درجة حرارة لنقطة تكثف الهيدروكربونات عند ضغط 800 psig.
  •  الحد الأقصى المسموح به لمحتوى ثاني أكسيد الكربون.
  •  الحد الأقصى المسموح به لمحتوى H2S وإجمالي محتوى الكبريت العضوي.
  •  الحد الأقصى المسموح به لمحتوى بخار الماء.
  •  درجة الحرارة القصوى المسموح بها للغاز الخارج من المصنع.
  •  الضغط الأدنى لدخول شبكة نقل الغاز.
  •  الحد الأدنى لقيمة التسخين.
  • الحد الأقصى المسموح به لمحتوى الزئبق.
  •  خالي من الغبار والمواد الكيميائية المعالجة والملوثات الأخرى من مصنع العملية.

في النقل لمسافات طويلة لغاز البيع عبر خط الأنابيب، يكون الضغط عادة أقل من 1000 psig. من المهم ألا تتشكل أي سوائل في الخط بسبب تكثف الهيدروكربونات أو الماء. تقلل السوائل الهيدروكربونية من كفاءة خط الأنابيب وقد تتجمع في الخط لتشكل تكتلات سائلة (Slug)، مما قد يؤدي إلى إتلاف معدات الضغط النهائية. أيضًا يمكن للمياه المكثفة أن تفعل الشيء نفسه. بالإضافة إلى ذلك يمكن أن يشكل الماء بلورات صلبة (هيدرات)، والتي تتراكم وتسد الخط. درجة حرارة نقطة الندى عند أي ضغط هي درجة الحرارة التي يتكثف عندها الهيدروكربونات أو الماء عند تبريد الغاز. وبالتالي، فإن مواصفات غاز المبيعات اللازمة لمعالجة الغاز الطبيعي تتضمن حدودًا لدرجة حرارة نقطة تكثف الهيدروكربونات، فضلاً عن حدود محتوى بخار الماء في الغاز.

معرفة المواصفات، ومعرفة معدل تدفق غاز البيع المطلوب وتكوين الغاز الخام والمكثفات التي تدخل مصنع معالجة الغاز الطبيعي، يمكن بالإعتماد عليها تصميم أوعية العمليات المختلفة، ويمكن تحديد ظروف العملية المثلى للضغط ودرجة الحرارة.

باستثناء تحلية الغاز، لا تتضمن خطوات معالجة الغاز الطبيعي أي تفاعلات كيميائية. يتم تحقيق مواصفات الغاز/السائل عن طريق عزل المركبات من خلال تغيير الظروف الفيزيائية لدرجة الحرارة والضغط اللذين تتعرض لهما الموائع. يؤثر التلامس مع المركبات الأخرى، مثل الگلايگول (Glycol) وزيت الامتصاص (Absorption oil)، على قابلية الذوبان النسبية لبعض المركبات، وبالتالي تحقيق الانفصال عن تيار الغاز الرئيسي. يؤدي التعرض لمركبات جافة، مثل هلام السيليكا أو المناخل الجزيئية، إلى عزل بعض المركبات عن تيار الغاز عن طريق الامتصاص الفيزيائي. يستخدم التقطير لفصل المركبات الهيدروكربونية المختلفة إلى سوائل مقطرة على أساس الاختلافات في تطايرها.[5]


    مصانع معالجة الغاز الطبيعي

    تتعدد مراحل وحدات معالجة الغاز الطبيعي ويقدم المخطط البياني في الأسفل التوزيع العام لوحدات معالجة الغاز الطبيعي المستخرج من الآبار. حيث يظهر كيف تتم معالجة الغاز الطبيعي حتى إيصاله الى السوق والمستخدم. [6] [7] [8] [9] [10]

    أيضأ يظهر كيف نحصل على المنتجات الثانوية التالية من عمليات معالجة الغاز الطبيعي:
    • الغاز الطبيعي المكثف
    • سوائل الغاز الطبيعي (NGL) (المتكون من البروبان والبيوتان والهيدركربونات الأثقل والتي يشار إليها عادة بصيغة C5+). [11] [12]
    • الكبريت
    • الإيثان

    يتم تجميع الغاز الطبيعي من عدة آبار سواءً من آبار الغاز او آبار النفط لتخليصة من الماء الحر والمكثافات في حال إستخراجة من آبار الغاز، وأيضا يتم عزله عن النفط في محطة عزل الغاز الطبيعي في حال إستخراجة من آبار النفط. الماء والنفط المستخلص كُلٍ يذهب الى وحدات معالجته.

    يتم نقل الغاز الطبيعي عبر الأنابيب الى مصانع تحلية الغاز الطبيعي حيث تبدأ عملية المعالجة عادتاً بإزالة الغازات الحمضية (H2S و CO2). تعتبر عملية تحلية الغاز الطبيعي بواسطة الامينات هي الأكثر شيوعا وإستخداماّ، إلا إنه في السنوات الاخيرة ظهرت تقنيات جديدة تساهم في إزالة الماء والغازات الحامضية معا.[13]

    بعد إستخلاص الغازات الحامضية يتم إرسالها الى وحدة معالجة الكبريت والتي تعمل على تحول كبريتيد الهيدروجين الى عنصر الكبريت. وتسمى هذه الوحدة أيضا بوحدة كلاوس. الغازات الناتجة من وحدة كلاوس تسمى عادة "الغازات المتخلفة" وتخضع لعمليات معالجة إضافية في وحدة معالجة الغازات المتخلفة حيث تعمل على إستخلاص ما تسرب من المواد المحتوية على الكبريت وإعادتها إلى وحدة كلاوس. وكغيرها، فإن هذه العملية يمكن أن تتم بعدة طرق مختلفة.

    بعد معالجة الغازات الحامضية والتخلص منها يرسل الغاز الطبيعي الى وحدة التجفيف لإزالة بخار الماء من الغاز. إن العملية الأكثر شيوعًا لتجفيف الغاز الطبيعي هي اتصال الغاز مع سائل استرطابي (hygroscopic liquid) مثل أحد الگلايگولات. تسمى هذه العملية بعملية الامتصاص (Absorption Process)، حيث بخار الماء الموجود في تيار الغاز يذوب في تيار مذيب سائل گلايگول نقي نسبيًا. او تتم عملية تجفيف الغاز الطبيعي بواسطة إستخدام مواد صلبة ممتزة (Adsorption).

    بعد ذلك يزال الزئبق باستخدام عمليات امتزازية (كما يبين الرسم البياني بالأسفل) باستخدام مواد مثل الكربون المنشط أو مناخل جزيئية.[3]

    بعدها تتم إزالة النيتروجين باستخدام إحدى الطرق الثلاثة التالية كما في المخطط البياني وهي:
    • عملية التبريد العميق (Cryogenic process)[14]التي تعتمد على التقطير على درجات حرارة منخفضة. ويمكن استخدام هذه الطريقة للتخلص من الهيليوم إذا لزم الأمر.
    • عملية الامتصاص(Absorption process) [15] باستخدام الزيت المفتقر (lean oil) أو مذيب خاص[16].
    • عملية الامتزاز (Adsorption process) باستخدام الكربون المنشط أو المناخل الجزيئية كعوامل ممتزة. ويشار أن استخدام هذه العمليات محدود لما تحدثه من ضياع بعض البيوتان والهيدروكربونات الأثقل.
    تتمثل الخطوة التالية في إستخلاص سوائل الغاز الطبيعي (NGL) من خلال عملية تقطير مبردة أخرى ذات درجة حرارة منخفضة تتضمن تمدد الغاز من خلال موسع توربيني (Turbo-expander) متبوعًا بالتقطير في عمود استخلاص الميثان.[17][18] تستخدم بعض مصانع معالجة الغاز الطبيعي عملية الامتصاص بالزيت المفتقر (Lean oil absorption process) بدلاً من عملية الموسع التوربيني المبردة.

    تتم معالجة تيار سوائل الغاز الطبيعي المستخلص في بعض الأحيان من خلال منظومة تقطير تتكون من ثلاثة أبراج تقطير متسلسلة: برج إستخلاص الإيثان (deethanizer)، وبرج إستخلاص البروبان (depropanizer)، وبرج إستخلاص البيوتان (Debutanizer). يخرج الإيثان من اعلى مستخلص الإيثان والسائل المتجمع في أسفل البرج يرسل إلى الى مستخلص البروبان حيث أيضا يخرج البروبان من اعلى البرج والسائل المتبقي يذهب الى مستخلص البيوتان، الغاز الخارج من اعلى البرج يكون عبارة عن خليط من البيوتان العادي والأيزوبيوتان اما المتجمع في الأسفل يكون عبارة عن خليط C5+. يمكن "تحلية" التيارات المستعادة من البروبان والبيوتان و C5+ في وحدة معالجة Merox لتحويل المركابتان غير المرغوب فيه إلى ثنائي كبريتيد، بالإضافة إلى الإيثان المستخلص، وهي تعتبر المنتجات الثانوية النهائية لسوائل الغاز الطبيعي من محطة معالجة الغاز الطبيعي.

    في الوقت الحالي، لا تتضمن معظم مصانع التبريد العميق (Cryogenic plants) على منظومة تقطير لأسباب اقتصادية، وبدلاً من ذلك يتم نقل تيار سوائل الغاز الطبيعي كمنتج مختلط إلى مجمعات تقطير قائمة بذاتها تقع بالقرب من المصافي أو المصانع الكيميائية التي تستخدم المكونات كمواد وسيطة. في حالة عدم إمكانية مد خط الأنابيب لأسباب جغرافية، أو إذا تجاوزت المسافة بين المصدر والمستهلك 3000 كيلومتر، يتم نقل الغاز الطبيعي عن طريق السفن على شكل LNG (غاز طبيعي مسال) ثم يتم تحويله مرة أخرى إلى حالته الغازية بالقرب من المستهلك.

    الغاز المتبقي من قسم إستخلاص سوائل الغاز الطبيعي (NGL recovery) هو غاز البيع النهائي المنقى الذي يتم نقله إلى الاسواق والمستهلك. يتم وضع القواعد والاتفاقيات بين المشتري والبائع فيما يتعلق بجودة الغاز كما ذكرنا اعلاه في مواصفات الغاز الطبيعي.

    إذا كان الغاز يحتوي على نسبة كبيرة من الهيليوم، فيمكن إستخلاص الهيليوم عن طريق التقطير التجزيئي (Fractional distillation). قد يحتوي الغاز الطبيعي على ما يصل إلى 7% من الهيليوم، وهو المصدر التجاري للغاز النبيل.[19] على سبيل المثال، يحتوي حقل هوجوتون للغاز في كانساس وأوكلاهوما في الولايات المتحدة على تركيزات من الهيليوم من 0.3% إلى 1.9%، والتي يتم فصلها كمنتج ثانوي قيِّم.[20]
      معالجة الغاز الطبيعي | Natural gas processing
      مخطط يوضح وحدات ومصانع معالجة الغاز الطبيعي.


      المصادر

      1. ^"PHMSA: Stakeholder Communications - NG Processing Plants". primis.phmsa.dot.gov. Retrieved 2020-11-7.
      2. ^ "Archived copy" (PDF). Archived from energy.mit.edu on 2016-3-5. Retrieved 2020-11-7.
      3. ^ a  b "Mercury Removal from Natural Gas and Liquids" (PDF). UOP LLC. Archived from uop.honeywell.com on 2011-1-1. Retrieved 2020-11-7.
      4. ^ RADON IN NATURAL GAS. 2016-1-19. from nv5.com. Retrieved 2020-11-7.
      5. ^ Arnold, K. E. (2007). Volume III–Facilities and Construction Engineering. Petroleum Engineering Handbook, 3. Retrieved 2020-11-7.
      6. ^ Natural Gas Processing: The Crucial Link Between Natural Gas Production and Its Transportation to Market. Archived 2011-03-04 at the Wayback Machine. from eia.gov. Retrieved 2020-11-7.
      7. ^ Example Gas Plant. Archived 2010-12-01 at the Wayback Machine. from uop.honeywell.com. Retrieved 2020-11-7.
      8. ^ From Purification to Liquefaction Gas Processing. Archived 2010-02-21. from axens.net. Retrieved 2020-11-7.
      9. ^ "Feed-Gas Treatment Design for the Pearl GTL Project" (PDF). spe.org. Retrieved 2020-11-7.
      10. ^ Benefits of integrating NGL extraction and LNG liquefaction. Archived 2013-06-26 at the Wayback Machine. Retrieved 2020-11-7.
      11. ^ "What are natural gas liquids and how are they used?". 2012-4-20. United States Energy Information Administration. Retrieved 2020-11-7.
      12. ^ "Guide to Understanding Natural Gas and Natural Gas Liquids". 2014-02-19. STI Group. Retrieved 2020-11-7.
      13. ^ Baker, R. W. "Future Directions of Membrane Gas Separation Technology" Ind. Eng. Chem. Res. 2002, volume 41, pages 1393-1411. doi:10.1021/ie0108088. Retrieved 2020-11-7.
      14. ^ Gas Processes 2002, Hydrocarbon Processing, pages 84–86, May 2002 (schematic flow diagrams and descriptions of the Nitrogen Rejection and Nitrogen Removal processes). Retrieved 2020-11-7.
      15. ^ Market-Driven Evolution of Gas Processing Technologies for NGLs Advanced Extraction Technology Inc. website page. Retrieved 2020-11-7.
      16. ^ AET Process Nitrogen Rejection Unit Advanced Extraction Technology Inc. website page. Retrieved 2020-11-7.
      17. ^ Cryogenic Turbo-Expander Process Advanced Extraction Technology Inc. website page. Retrieved 2020-11-7.
      18. ^ Gas Processes 2002, Hydrocarbon Processing, pages 83–84, May 2002 (schematic flow diagrams and descriptions of the NGL-Pro and NGL Recovery processes). Retrieved 2020-11-7.
      19. ^ Winter, Mark (2008). "Helium: the essentials". University of Sheffield. Retrieved 2020-11-7.
      20. ^ Dwight E. Ward and Arthur P. Pierce (1973) "Helium" in United States Mineral Resources, US Geological Survey, Professional Paper 820, p.285-290. Retrieved 2020-11-7.


      التنقل السريع