نفت و گاز چگونه فرآورش می‌شود

فرآورش نفت خام شامل مراحل مختلفی است که در بخشهای گذشته به تعدادی از آنها اشاره شد، اینک دیگر مراحلی که در فراورش نفت خام و همچنین گاز مورد توجه قرار می گیرند به اختصار بیان می شود.

جداکننده‌ی API

یک حوضچه‌ی بتونی مجهز به همزن با پوشش فلزی است که دیواره‌هایی در آن تعبیه شده و نفت موجود در پساب توسط یک پاروی ناودانی شکل از آن جدا می‌شود.

جداکننده API

فیلتر پساب

پساب خروجی جدا کننده‌ی API توسط پمپ به درون فیلتر فرستاده می‌شود. فیلترهای موجود در شرکت ملی مناطق نفتخیز همه از نوع شنی (Nutshell) بوده، از چند لایه آنتراسیت، گارنت و شن با اندازه‌ی ذرات معین تشکیل شده‌اند و هرچند ساعت یکبار، جریان از فیلتر به یدک آن منتقل شده، فیلتر توسط جریان آب شیرین شسته (Back Wash) می‌شود. اندازه‌ی ذرات جامد در خروجی فیلتر کوچکتر از 10 میکرون است. پساب خروجی فیلتر در مخزن پساب جمع شده، توسط پمپ در چاه تزریق و در مواقع اضطراری که امکان تزریق پساب در چاه وجود ندارد پساب به گودال تبخیر فرستاده می‌شود.

فرآیند تولید از چاههای گازی و تزریق گاز به میدانهای نفتی

چاه تولید گاز (Gas Production well)

این چاهها برای برداشت گاز از مخازن گازی و با هدف فرآورش آن در پالایشگاهها، مصرف صنعتی و شهری و یا تزریق در میدان نفتی حفر می‎شوند.

وسایل نصب شده روی چاههای گازی

1- شیر ایمنی درون چاه (sub surface safety valve)

2- شیرهای جانبی (side valves)

3- شیرهای اصلی تحتانی (Bottom main valve)

4- شیرهای اصلی فوقانی (Top main valve)

5- شیر ایمنی سطحی (Surface safety valve)

6- شیر گوشه‎‌ای (Side outlet valve)

7- شیر عمقی (Dipping valve)

8- لوله‌ی خم (Swept bend)

منطقه‌ی تفکیک (Separation Area)

گاز خروجی از چاههای گازی توسط خط لوله و شبکه‌ی جمع‎ آوری، وارد منطقه‌ی تفکیک شده و در تفکیک‌‎گرها، گاز، مایعات گازی و آب به صورت سه فاز از هم جدا می‎شود. گاز و مایعات گازی توسط دو خط لوله معمولاً به کارخانه‌ی گاز و گاز مایع هدایت شده و آب جدا شده به سمت گودال سوخت (pit) جریان می‎یابد.

فرآیند تزریق گاز

از زمان اکتشاف نفت در مناطق نفتخیز جنوب کمتر از یکصد سال می‌گذرد و بیشتر مخازن نفتی این شرکت در نیمه‌ی دوم عمر خود قرار گرفته‌اند. به همین دلیل حفظ توان تولید و افزایش ضریب بازیافت با در نظر گرفتن معیارهای صیانتی، مهمترین دغدغه‌ی شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب محسوب می‌شود. بر مبنای مطالعات و تحقیقات آزمایشگاهی انجام شده در زمینه‌ی روشهای مناسب افزایش بازیافت ذخایر نفت در مخازن کربناته‌ی جنوب غرب ایران، تزریق گاز مناسب‌ترین روش تشخیص داده شده است.

عملیات تزریق گاز در مخازن این شرکت با هدف تثبیت فشار یا افزایش فشار ستون نفت مخزن صورت می‌گیرد و این درحالی است که اجرای پروژه‌های تزریق گاز، علاوه بر افزایش بازیافت نفت از مخازن، باتوجه به هدفهای یاد شده عامل اصلی کاهش مشکلات عملیاتی بهره‌برداری از چاهها نیز به شمار می‌آید.

عملیات تزریق گاز در مناطق نفتخیزجنوب از سال 1355 شروع شده است و هم‌اکنون در 9 مخزن میدان هفتکل، گچساران، لب سفید، مارون، کرنج، بی بی حکیمه، پارسی، کوپال و رامشیر گاز تزریق می‌شود.

فرآیند کارخانه‌های گاز و گاز مایع

گازهای غنی جدا شده از نفت خام (گاز همراه) در واحدهای بهره‌‌برداری توسط خطوط لوله به کارخانه‌های گاز و گاز مایع منتقل می‎شود. گازهای غنی در ابتدا از مخزن جدا کننده‌ی مایعات و فیلترهای گازی عبور می‌کند تا ترکیبات نفتی یا مواد جامد همراه گازها جدا شوند. این گازها سپس وارد مبدل حرارتی گاز گرم شده و ضمن عبور از میان لوله‌‌های این مبدل با گاز سبک خروجی از کارخانه‌ی تبادل حرارت داده و خنک می‌شود. با خنک شدن گاز، مقدار قابل توجهی از بخار آب به مایع تبدیل می‌شود. گاز پس از این مرحله به مخزل جداکننده‌ی آب وارد شده و مایعهای حاصل از آن جدا و تخلیه می‌شود. گاز غنی پس از مخزن جدا کننده‌ی آب وارد مبدل حرارتی گاز سرد و با گاز سبک تولیدی کارخانه تبادل حرارت کرده و بیشتر سرد می‌شود. گاز پس از عبور از این مبدل وارد چیلر شده و با پروپان مایع تبادل حرارت می‌کند. پروپان با تبخیر شدن، دمای گاز در حال عبور از درون لوله‌های مبدل را به زیر صفر کاهش می‌دهد. (حدود 29 تا C ْ 30) با سرد شدن گاز در این مبدلها نه تنها مقداری از گاز تبدیل به مایع می‌شود بلکه قسمت اعظم بخارهای آب در گاز نیز میعان می‌یابد. برای جلوگیری از تشکیل هیدرات در این مبدلها قبل از هر مرحله خنک شدن گاز، مایع ضد یخ‌ (محلول منو اتیلن گلایکول) به گاز ورودی به مبدلها تزریق می‌شود. مخلوط گاز، مایعات گازی و محلول گلایکول که آب میعان یافته را جذب کرده پس از خروج از چیلر وارد مخزن جداکننده ی سه ‌فازی مایعات گازی شده و در آن گازهای سبک، مایعات گازی و محلول گلایکول از یکدیگر جدا می‌شوند. گاز سبک پس از انتقال سرما در مبدلهای حرارتی گازهای سرد و گرم به مبادی مصرف (شرکت ملی گاز یا یکی از مجتمع‌‌های پتروشیمی) ارسال و یا در مخازن نفتی تزریق می‌شود. مایعات گازی و محلول اتیلن گلایکول نیز براساس تفاوت وزن مخصوص، از هم جدا می‌شوند. محلول اتیلن گلایکول برای تغلیظ مجدد به واحد احیاء گلایکول ارسال و مایعات گاز نیز برای تثبیت، وارد برج متان‌زدا می‌شوند؛ در این برج ترکیبات سبک مایعات گازی (که بیشتر آن متان است) از آن جدا می‌شود. مایعات گازی پس از تثبیت در برج متان‌زدا توسط یک خط لوله در مبادی مصرف (پالایشگاه گاز مایع ماهشهر، مارون و یا پتروشیمی بندرامام) فرستاده می‌شود. در کارخانه‌های گاز و گاز مایع که خوراک آنها حاوی ترکیبات گوگردی و مقادیر زیادی CO2 است (نظیر کارخانه‌‌های گاز و گاز مایع 1300/1200)، گاز ترش ورودی ابتدا در یک واحد شیرین‌سازی (SWEETENING UNIT) توسط محلول دی ‌اتانول‌ آمین (DEA) تصفیه و سپس به واحد بازیافت مایعات گازی (NGL RECOVERY UNIT) هدایت می‌شود.

به دلیل لزوم تأمین خوراک تقریباً عاری از مواد گوگردی برای مجتمع پتروشیمی بندرامام، در ادامه‌ی فرآیند جداسازی مایعات گازی، ترکیبات آلی گوگردی درون محصول مایع در واحد پالایش مایعات گازی تصفیه شده و پس از آن توسط تلمبه‌ی انتقال به مجتمع بندرامام ارسال می‌شود.

سیستم فرآورش گاز

گاز مرطوب ورودی به کارخانه پس از خنک شدن در مبدلهای حرارتی آبی/هوایی دمای آن از C ْ 75 به C ْ 41 کاهش می‌یابد. بر اثر کاهش دما، مایعات گازی و مقدار زیادی آب از درون گاز استحصال شده و در مخزن مربوط از یکدیگر جدا می‌شود. سپس درجه حرارت گاز در یک کوره به میزان C ْ 8 بالا برده می‌شود، به گونه‎ای که گاز یاد شده هنگام عبور از بستر غربالهای ملکولی مخازن نم‌‎گیر، مایعات هیدروکربنی ایجاد نکنند. آب باقی‌مانده در گاز هنگام عبور از میان غربالهای مولکولی جذب این مواد شده و سپس گاز خشک برای جداسازی مایعات گازی احتمالی وارد مخزن نوسان‌گیر می‌شود. گاز خشک پس از این مرحله وارد توربین انبساطی شده و در فرآیند هم ‎انتروپی (Isentropic) فشار آن تا 83 بار کاهش می‌یابد. بر اثر کاهش فشار و متعاقب آن کاهش دما، مایعات هیدوکربنی استحصال شده و در مخازن مربوط، گاز از آن جدا می‌شود. گاز سبک تولیدی متعاقباً وارد کمپرسور الحاقی توربین انبساطی شده و فشار آن تا حدود 123 بار افزایش پیدا می‌کند.

گاز خروجی از سیستم یاد شده وارد کمپرسور فشار قوی شده و پس از افزایش فشار، به خط لوله‌ی گاز برای تزریق در میدانهای نفتی انتقال می‌یابد.

فرآیند تقویت فشار گاز

ایستگاههای تقویت فشار گاز با هدف جمع‌‎آوری و فرآوری گازهای همراه نفت و انتقال آن به تأسیسات مصرف‌کننده در پایین دست، طراحی و تأسیس شده‎اند. افزایش فشار گازهای همراه که در واحد بهره‌‎برداری از نفت جدا شده‎اند در عملیات تراکم به وسیله‌ی کمپرسورهای موجود در ایستگاههای تقویت فشار گاز انجام می‌شود. فشار گاز خروجی از این ایستگاهها با توجه به فاصله‌ی شبکه‌ی خطوط انتقال گاز تا کارخانه‌های گاز و گاز مایع محاسبه و اعمال می‌شود.

تعداد مراحل تراکم وابسته به تعداد مراحل تفکیک و تثبیت نفت در واحدهای بهره‌‌برداری است که مایعات هیدروکربنی تشکیل شده ضمن عملیات تراکم بین مراحل، توسط ظروف مایع‎گیر جدا می‎شود.

در نهایت گاز و مایعات گازی خروجی از آخرین ظرف مایع‎ گیر (K.O.V) توسط دو خط لوله‌ی مجزا از این ایستگاهها خارج و بخش عمده‎ای از آن پس از انجام عملیات مایع‎‌گیری در کارخانجات گاز و گاز مایع برای تأمین خوراک کارخانه‌ی پتروشیمی بندر امام ارسال می‎شود. اگر گاز خروجی از ایستگاههای تقویت فشار، حاوی ترکیبات گوگردی بوده و اصطلاحاً ترش باشد، با استفاده از ترکیبات شیمیایی خاص (بعضاً دی ‎اتانول آمین (DEA) و یا سایر ترکیبات مشابه) میزان ترکیبات گوگرد H2S موجود در گاز را تا حد استاندارد پایین می‎آورند. این کار قبل از انجام فرآیند مایع‌گیری (مایعات هیدروکربنی - گاز مایع) در کارخانجات گاز و گاز مایع صورت می‎پذیرد. اگر تأسیسات پایین دست (دریافت‌کننده) به هر دلیلی توانایی دریافت گاز خروجی ایستگاههای تقویت فشار را نداشته باشند و یا به دلیل پدید آمدن اشکالی در عملیات ایستگاهها، جمع‎آوری و تراکم گاز امکان‌‎پذیر نباشد تمامی و یا بخشی از گازهای ورودی به ایستگاههای تقویت فشار در مشعلهای مجاور این تأسیسات سوزانده خواهند شد. از آنجا که ترکیبات گوگردی بسیار سمی و خورنده است به منظور حفظ سلامت کارکنان و بهره‌گیری مستمر و مفید از این تأسیسات، استفاده از مواد ضد خوردگی و اعمال تمامی استانداردهای فنی و ایمنی به ویژه در ایستگاههای گاز عملیاتی دارای ترکیبات گوگردی بسیار ضروری است. تأمین بخشی از گاز مصرفی شهری از طریق ارسال گاز به شرکت ملی گاز و تأمین سوخت مصرفی تأسیسات نفتی و بعضی از نیروگاهها از دیگر موارد مصرفی گاز خروجی ایستگاههای تقویت فشار است.

سیستم فرآورش مایعات هیدروکربنی

مایعات گرم

مایعات حاصل از تفکیک گاز از طریق دو خط لوله به سیستم فرآورش مایعات هدایت می‌شوند. این مایعات پس از سرد شدن در خنک کننده‌‌های آبی/ هوایی، به سمت مخزن جداکننده جریان یافته تا آب آزاد همراه آن جدا شود. سپس فشار مایعات در مخازن فشار متوسط و ضعیف به ترتیب به 50 و20 بار کاهش پیدا می‌کند تا گازهای محلول در آنها جدا شود. مایع خروجی از مخزن فشار ضعیف به واحد تفکیک مایعات کارخانه هدایت می‌شود.

مایعات سرد

بر اثر کاهش فشار گاز به 83 بار در توربینهای انبساطی، مایعات هیدروکربنی زیادی از گاز استحصال شده که به «مایعات سرد» کارخانه معروف هستند. فشار این مایعات در مخازن جداکننده‌ی بعدی به تدریج تا 20 بار کاهش یافته و سپس به واحد تفکیک مایعات کارخانه ارسال می‌شود. مایعات گرم و سرد پس از طی این مراحل به ترتیب در قسمت فوقانی برج متان‌زدا وارد می‌شوند. در این برج 97 درصد از کل متان محلول جدا و از بالای برج خارج می‌شود. برج متان‌زدا دارای 26 عدد سینی بوده که گرمای مورد نیاز آن از طریق یک جوش ‌آور تامین می‌شود. مایع تحتانی برج متان‌زدا پس از گرم شدن در مبدلهای حرارتی به قسمت پایین برج (RECTIFER) هدایت می‌شود. در این برج برش، گاز مایع (NGL) مواد نسبتاً سبک، به عنوان خوراک برج جدا می‌شود. مایع سنگین خروجی از پایین برج RECTIFER نیز به قسمت بالای برج عیان‌ساز (SPLITTER) ارسال می‌شود. در نتیجه‌ی گرم شدن مایعات در یک کوره (جوش آور) مقداری از مایع بخار شده که پس از خروج از بالای برج مجدداً میعان یافته و به عنوان مایع برگشتی برجهای RECTIFIER و SPLITTER مورد استفاده قرار می‌گیرد. گاز مایع و نفتای تولیدی پس از خروج از هر دو ردیف فرآیندی مشابه، به هم پیوسته و به مخازن نوسان‌گیر مربوط وارد شده و پس از افزایش فشار از طریق خطوط لوله‌ی مربوط، به مبادی مصرف انتقال می‌یابند.

پالایشگاه مایعات گازی

مایعات گازی (NGL) پس از تولید در کارخانه‌های گاز و گاز مایع به وسیله‌ی شبکه ی خطوط لوله به پالایشگاه مایعات گازی انتقال یافته و در ابتدا وارد سیستم تفکیک پالایشگاه می‌شود که این سیستم مشتمل بر سه برج اتان‌زدا است. پروپان و بوتان از قسمت فوقانی برج های پروپان‌زدا و بوتان‌‌زدا خارج شده و برای جداسازی ترکیبات گوگردی و مرکاپتانهای همراه خود به واحدهای شیرین‌سازی و مرکاپتان‌زدایی (واحد مراکس) مربوط انتقال می‌یابند. پس از این مرحله محصولات پروپان و بوتان وارد عملیات رطوبت‌زدایی شده و در مرحله‌ی پایانی، محصولات یاد شده با کمک یک سیستم تبرید، خنک می‌شوند.

محصولات پروپان و بوتان پس از سرد شدن تحت فشار PSIG 5/0 و دمای F 48- و F 20- به ترتیب در مخازن مربوط، برای صادرات و یا مصرف داخل کشور، ذخیره می‌شوند. بنزین خام طبیعی یکی دیگر از محصولات پالایشگاه گاز مایع بوده که محصول قسمت تحتانی برج بوتان‌زدا است. این محصول پس از طی دو مرحله شیرین سازی ابتدا با محلول سودا- مراکس (در واحد مراکس) و سپس با محلول اسید سولفوریک 98 (درصد وزنی) در واحد سولفاینر از ترکیبات گوگردی و مرکاپتانها عاری می‌شود و پس از انجام آزمایش کنترل کیفی برای صادرات در مخازن مربوط ذخیره می‌شود. بخشی از گازهای متان و اتان خروجی از بالای برج اتان ‌زدا نیز به مصرف سوخت پالایشگاه می‎رسد.

پالایشگاه گاز مایع بندر ماهشهر مجهز به سیستم بارگیری محصولات توسط کشتی است. در این پالایشگاه همچنین امکان اختلاط بخشی از محصولات پروپان و بوتان تولیدی در فصول مختلف و با نسبتهای مورد نظر (گاز مایع خانگی) و ارسال آنها به تأسیسات شرکت ملی گاز موجود است.

کد خبر 238071