دانلود تحقیق گاز

فصل اول:

مقدمه

الف

1-1- مقدمه:

کشور ایران یکی از غنی‌ترین کشورهای جهان از نظر ذخایر گاز طبیعی است.

با برخورداری از چنین ذخیره‌ای، گاز به عنوان سوخت و انرژی می‌تواند در صدر منابع مورد استفاده قرار گیرد تا پاسخگوی رشد روزافزون مصرف انرژی و همچنین منبعی برای درآمدهای حاصل از صادرات تلقی گردد.

گاز آن طور که در طبیعت موجود است کمتر مورد استفاده قرار می‌گیرد، زیرا گازی که از منابع نفتی حاصل می‌شود، دارای مقادیر متفاوتی هیدروژن سولفوره (H2S) و دی‌اکسیدکربن (CO2) به عنوان ناخالصی می‌باشد و اصطلاحاً گاز ترش نامیده می‌شود.

گرچه مقدار زیاد CO2 به علت نداشتن ارزش حرارتی، مطلوب نیست ولی (H2S) بااهمیت‌ترین ناخالصی در گاز است که باید آنرا تفکیک نمود.

در واقع به علت سمی بودن زیاد، (H2S) قابل مقایسه با سیانید هیدروژن (HCN)‌ بوده و بایستی از گاز تصفیه شود.

از مهم‌ترین دلایل لازم برای جداسازی ترکیبات حاوی CO2 و SO2 می‌توان به موارد زیر اشاره نمود:

خوردگی ترکیبات اسیدی

آلودگی محیط زیست بوسیله ترکیبات گوگرددار.

منجمدشدن دی‌اکسیدکربن در فرآیندهای سرمایشی به منظور بازیافت محصول مایع (NGL)

تأثیرات نامطلوب این ترکیبات بر کاتالیزورهای صنایع پالایشی پایین‌دستی.

برای تصفیه گاز متداول‌ترین روشی که در ایران مورد استفاده قرار می‌گیرد، روش جذب برگشت‌پذیر در فاز مایع است.

2-1- بررسی کلی فرآیندهای شیرین‌سازی گاز ترش:

الف- فرآیندهای جذبی فیزیکی توسط حلال:

فرآیند جذب فیزیکی عبارت است از مجاورنمودن مخلوط گاز با یک حلال مایع که در اثر انتقال جرم، بعضی از اجزای مخلوط گازی وارد حلال مایع شده و بدین وسیله جداسازی صورت می‌گیرد.

از مهم‌ترین فرآیندهای جذب فیزیکی با حلال می‌توان به فرآیندهای Selexol و Flour Solvent اشاره کرد.

ب- فرآیندهای جذب سطحی

در جذب سطحی اجزای مشخصی از مخلوط گازی روی سطح فعال یک ماده جاذب جذب می‌شود.

کاربرد این روش در شرایط خاص می‌باشد، مثلاً در مواردی که جداسازی تا حد بسیار دقیق و کامل مورد نظر باشد، می‌توان از سیلیکاژل، زئولیت‌ها و یا غربال‌های مولکولی استفاده کرد.

ج- فرآیندهای شیمیایی:

این روش در حذف CO2 و H2S از گاز طبیعی، کاربرد وسیعی دارد.

این روش براساس واکنش شیمیایی برگشت‌پذیر بین H2S یا CO2 و یک محلول بازی ضعیف قرار دارد که نمک حاصل شده در اثر حرارت به مواد اولیه تجزیه می‌گردد.

در حال حاضر آلکانول آمین‌ها که عمدتاً به عنوان آمین شناخته شده‌اند، به طور گسترده‌ای در صنایع پالایش گاز به عنوان حلال برای جذب هیدروژن سولفوره و دی‌اکسیدکربن مورد استفاده قرار می‌گیرند.

واکنش آمین‌ها با گازهای اسیدی یک واکنش برگشت‌پذیر می‌باشد که در واکنش رفت (برج جذب) گازهای اسیدی و آمین واکنش از نوع اسید و باز را در فشار بالا انجام می‌دهند و نمک آمین بوجود آمده به کمک حرارت در فشار پایین واکنش برگشت را برای بازیابی آمین و گازهای اسیدی انجام می‌دهند.

معمولی‌ترین آمینی که تاکنون مورد استفاده قرار گرفته، مونو اتانل آمین (MEA) است که در بین آمین‌های گوناگون قوی‌ترین باز بوده و به آسانی با H2S و CO2 به صورت غیرانتخابی ترکیب می‌شود.

مونواتانل آمین (MEA) دارای پائین‌ترین مقدار وزن مولکولی بوده و بر پایه وزن یا حجم بالاترین پتانسیل جداسازی را دارا می‌باشد.

فراتر از آن از نظر شیمیایی پایدار است و به آسانی مورد بازیابی قرار می‌گیرد، ناگفته نماند که واکنش آن با CS2 و COS به صورت غیربرگشتی بوده که منجر به از دست رفتن محلول شده و باعث شکل‌گیری جامدات در محلول می‌شود.

اگرچه MEA از بسیاری جهات آمین مناسبی است و در حقیقت بسیاری از اشکالات سیستم‌های آمین در این واحدها مورد مطالعه قرار می‌گیرند اما توسعه فرآیندهای خاص بر پایه آمین‌های دیگر در افزایش ظرفیت‌های جداسازی و گزینش‌پذیری (Selectivity) برای H2S و سرانجام کاهش انرژی مورد نیاز برای بازیابی مورد توجه قرار گرفته است.

آمین‌هایی که به این ترتیب مورد استفاده قرار می‌گیرند عبارتند از

دی اتانل آمین (DEA)

تری اتانل آمین (TEA)

دی‌ایزوپروپانل آمین (DIPA)

متیل دی اتانل آمین (MDEA)

دی گلایکول آمین (DGA)

دی اتانل آمین، آمین نوع دومی است که خاصیت بازی ضعیف‌تری نسبت به مونو اتانل آمین دارد، در نتیجه به حرارت کمتری در واکنش بازیابی نیاز دارد.

از نظر وزنی DEA نسبت به MEA دارای بازدهی کمتری است و بنابراین موجب بالارفتن شدت جریان و یا غلظت می‌گردد.

از خصوصیات دیگر DEA اینست که نسبت به MEA گزینش‌پذیری بیشتری برای جذب H2S دارد و با COS و CS2 واکنش نمی‌دهد.

دی‌اتانل آمین یکی از معمولی‌ترین آمین‌هایی است که واحدهای گاز برای جذب و جداسازی گازهای اسیدی بکار می‌رود.

لازم به ذکر است که می‌توان دو یا چند آمین متفاوت به همراه حلال‌های فیزیکی را بکار برد تا شرایط بهینه‌ای را برای یک فرآیند بوجود آورد.

فصل دوم:

پالایش گاز طبیعی

1-2- مروری بر روش‌های تصفیه گاز:

قبل از پیدایش روش‌های متداول برای حذف H2S و CO2 از گاز طبیعی، از آهک استفاده می‌شد و آهک مصرف شده دور ریخته می‌شد.

در سال 1910 روش اکسیدآهن ابتدا در انگلستان و سپس در سایر نقاط رواج یافت و در سال 1920 روش کربنات پتاسیم Sea Board بوسیله کمپانی KOPPER معرفی گردید در واقع این اولین روش تجارتی بود که گازهای اسیدی توسط مایع شستشو داده می‌شد.

روش استفاده از آمین در سال 1930 به ثبت رسید و در سال 1939 روش مخلوط آمین و گلایکول پیشنهاد شد که پالایش و خشک کردن گاز را به صورت همزمان انجام می‌داد.

در سال 1948 تجارتی کردن این روش‌ها به تفصیل مورد بررسی قرار گرفت.

روش‌های جذب سولفینول در سال 1965 بوجود آمد و روش فلور و استفاده از غربال‌های مولکولی به تدریج جانشین روش‌های قدیمی گردید.

به طور کلی روش‌های پالایش گاز در چهار گروه به صورت زیر طبقه‌بندی می‌گردند:

روش شیمیایی مثل استفاده از آمین‌ها، مخلوط گلایکول و آمین و کربنات پتاسیم.

استفاده از حلال‌های فیزیکی مثل پروپیلن (فلور) – دی‌متیل اتر (SELEXOL) و تتراهیدروتیوفن دی‌اکسید (Solfinol).

روش اکسیدکردن گاز

روش جذب سطحی مانند استفاده از غربال‌های مولکولی

انتخاب هر یک از روش‌های فوق به عوامل متعددی نظیر فشار در مرحله عملیات، درجه حرارت گاز مورد پالایش، نقطه جوش حلال، گرمای حاصل از فعل و انفعالات در برج جذب، غلظت ماده مصرفی، مقایسه اقتصادی میزان انرژی مصرفی و سرویس‌های جانبی بستگی دارد.

در روش‌های فوق عامل جذب گازهای اسیدی اعم از فیزیکی یا شیمیایی را می‌توان دوباره احیاء نمود.

روش‌های دیگری نیز وجود دارند که می‌توان حداکثر گازهای اسیدی را جذب نمود اما در آنها ماده شیمیایی مصرف شده دیگر قابل احیاء نیست.

این روش‌ها مقرون به صرفه نیستند و در مواردی که مقدار گاز اسیدی بسیار کم باشد، مورد استفاده قرار می‌گیرند.

به طور خلاصه می‌توان گفت که برای انتخاب فرآیندهای مناسب و اقتصادی، مشخصات استاندارد گاز برای فروش، مشخصات گاز خوراک ورودی، شرایط فرآیندی یا عملیاتی و محل جغرافیایی تأسیسات را به عنوان عوامل مؤثر می‌توان در نظر گرفت.

2-2- کیفیت استاندارد گاز شیرین:

کیفیت استاندارد برای گازهای تصفیه شده معمولاً جداسازی ترکیبات گوگرد و گاز کربنیک را به شرح زیر توصیه می‌نماید.

هیدروژن سولفوره:

مطابق استانداردهای صنعت گاز حداکثر برابر با یک چهارم گرین (Grain) در یکصد فوت مکعب گاز می‌باشد.

واحد گرین برابر  پوند می‌باشد.

مقدار یک چهارم گرین در یکصد فوت مکعب استاندارد (SCF) حدود  مول H2S در بردارد که این مقدار معادل با 4 P.P.m حجمی می‌باشد.

مقدار وزنی H2S در گاز بستگی به چگالی دارد.

برای گاز طبیعی ترش با چگالی 0.65 مقدار H2S در گازهای شیرین استاندارد برابر 7P.P.m وزنی می‌باشد.

در سیستم متریک در گاز با یک چهارم گرین H2S حدود 6 میلی‌گرم H2S در هر متر مکعب گاز وجود دارد.

در فشار 1000Psi فشار جزئی H2S در گاز با یک چهارم گرین H2S برابر با 0.2 mmHg می‌باشد.

مرکاپتان: کمتر از یک‌چهارم گرین در یکصد فوت مکعب گاز.

کل مشتقات گوگردی: کمتر از پنج گرین در یکصد فوت مکعب گاز.

گاز کربنیک: تا مقدار 0.2 مولی (حجمی) در گاز طبیعی و کمتر از 500 P.P.m تا 1000PPm برای تغذیه کارخانجات پتروشیمی.

سقف تعیین شده برای موجودی گوگرد در گاز شیرین در استانداردهای بین‌المللی عبارت است از:

الف- در استاندارد ASTM کیفیت گازهای طبیعی در خطوط لوله طبق جدول صفحه بعد اعلام شده است.

(جدول 1-2)

(جدول 1-2) جدول 1-2- استاندارد کیفیت گاز طبیعی در خطوط لوله ب- در استاندارد NACE (1948)، حداکثر مقدار فشار جزئی 0.05 Psi در گاز با فشار کل 3600 Psi که معادل 14 ppm حجمی خواهد بود برای جلوگیری از پدیده Stress Corrosion Cracking برای گاز هیدروژن سولفوره تعیین و اعلام شده است.

ج.

در امریکا، گاز شیرین به گازی گفته می‌شود ه در هر یکصد فوت مکعب مکعب استاندارد (SCF) از آن گاز، بیش از یک چهارم گرین گاز H2S وجود نداشته باشد.

3-2- عوامل مؤثر بر انتخاب فرآیند شیرین‌سازی: تصفیه گاز شامل جداسازی ناخالصی‌های اسیدی مانند H2S، CO2، SO2 و ترکیبات آلی گوگرد و ناحالصی‌های دیگر می‌باشد.

ناخالصی‌ها به منظور جلوگیری از خوردگی، بسته شدن و بلوکه شدن جریان گاز و سمی بودن آنها، بایستی از جریان گاز طبیعی به وسیله روش‌های مختلف، جدا گردند.

فرآیند باید به گونه‌ای باشد که به حد نشانه خلوص (Clean Up Target) برسیم.

این فاکتور برای فرآیندهای مختلف، متفاوت می‌باشد.

مثلاً در مورد گاز طبیعی، حد مطلوب کمتر از 4ppm برای H2S و کمتر از یک درصد گاز CO2 در خروجی است.

در حالی که برای واحد آمونیاک و واحد LNG مقدار CO2 در حد 100ppm مطلوب است.

حد نشانه خلوص نقش مهمی در انتخاب فرآیند شیرین‌سازی ایفا می‌کند که در جدول (2-2) آورده شده است.

جدول 2-2: حد نشانه خلوص در فرآیند شیرین‌سازی امروزه فرآیندهای شیرین‌سازی متعددی وجود دارد که یک مهندس طراح باید با درنظرگرفتن پارامترهای گوناگون یکی از آنها را انتخاب نماید.

حال به ذکر این پارامترها می‌پردازیم: الف- نوع ناخالصی که باید از گاز جدا گردد.

ب- میزان غلظت ناخالصی و حد نشانه خلوص گاز.

ج- جذب انتخابی گازهای اسیدی.

د- میزان گاز ترش و شرایط دما و فشار گاز.

ه‍- عملی بودن و مطلوب بودن واحد بازیافت گوگرد.

و- اقتصادی بودن فرآیند.

اغلب ترکیبات گازهای اسیدی CO2 و H2S و همچنین مرکاپتان‌ها و دی‌سولفیدکربن و یا سولفید کربنیل می‌باشند.

بسته به نوع ناخالصی تنها می‌توان از برخی روش‌ها استفاده کرد.

واکنش‌های برگشت‌ناپذیر محلول شیرین‌سازی و یا جداشدن گازهای اسیدی از حلال سبب می‌شود که بسیاری از فرآیندها غیرعملی و غیراقتصادی گردند.

برخی فرآیندها قابل اجرا برای جداسازی مقادیر زیاد گازهای اسیدی هستند.

در برخی از فرآیندها به مشخصات گاز استاندارد خطوط لوله نخواهیم رسید.

برخی فرآیندها ظرفیت جذب گازهای اسیدی در حد میلیونیم را دارند و پاره‌ای تنها در مورد غلظت‌های کم گاز اسیدی در گاز ترش می‌توانند عمل کنند.

یک عامل انتخاب فرآیند، انتخابی بودن جذب یک جزء از گازهای اسیدی در مقابل اجزاء دیگر می‌باشد.

در مواردی هم انتخابی بودن مهم نیست و تمام اجزاء باید جدا شوند.

بعضی فرآیندها، هنگام عملیات با مقدار زیاد گاز مزیت اقتصادی خود را از دست می‌دهند.

مطلوب بودن و امکان‌پذیر بودن واحد بازیافت گوگرد، موضوع دیگری است که انتخاب فرآیند را با محدودیت مواجه می‌نماید.

تا سال 1970 تصمیم بر سر اینکه وجود واحد بازیافت به دنبال واحد شیرین‌سازی امری اقتصادی است یا نه، مشکل بود.

اگر تقاضایی برای سولفور تولید شده وجود داشت و یا قیمت سولفور از نظر اقتصادی کفایت می‌کرد، آنگاه واحد سولفور نصب می‌گردید و در صورت اقتصادی نبودن گازهای اسیدی سوزانده می‌شد.

با پیدایش مسأله بزرگتری چون محیط زیست، ذهنیت تولید گوگرد تغییر پیدا کرد.

در اغلب کشورهای صنعتی تبدیل هیدروژن سولفوره به گوگرد از مسأله اقتصادی آن مهمتر است.

هم‌اکنون فرآیندهای تصفیه گاز با حلال‌های شیمیایی و فیزیکی روش‌های بسیار کاربردی می‌باشد.

جداسازی گازهای اسیدی به صورت توده‌ای (Bulk) و یا جزئی (Trace) می‌باشد.

در جدول (3-2)، روش‌هایی که برای هر دو نوع جداسازی متداول می‌باشد ارائه شده است.

Absorption in to a Liquid Physical-Polar organic solvent Bulk removal Chemical-solution of a base Cryogenic separation Absorption on to a solid Zeolites, activated carbon, clays Chemical conversation to another compound Gas phase reaction, e.

g., methanation Final or trace Reaction with solid, e.

g., F2e3O, ZnO Purification Reaction with slurried solids (SO2) Chemical oxidation (H2S) Hydrolysis (COS) جدول (3-2) روش‌های متداول در جداسازی توده‌ای یا جزئی روش‌های جذب سطحی و روش سردسازی برای جذب و جداسازی توده‌ای مناسب می‌باشند.

روش جذب سطحی در مقایسه با جذب توسط مایع، قدرت جذب آن در واحدهای کوچک خیلی بالاتر است.

روش سردسازی کاربرد کمی در صنعت دارد.

در مورد جداسازی تا حد نهائی و جزئی (Trace) جذب سطحی توسط جامد و واکنش با مواد شیمیایی کاربرد گسترده‌ای دارد.

در جدول (4-2) انواع روش‌های جداسازی گازهای اسیدی توسط حلال‌های فیزیکی و شیمیایی داده شده است.

در بیشتر تأسیسات از حلال‌های شیمیایی نظیر آلکانول آمین‌ها و فرآیند کربنات پتاسیم داغ استفاده می‌شود.

بیش از 2000 واحد تصفیه با حلال‌های شیمیایی و کمتر از 100 واحد با حلال‌های فیزیکی کار می‌کنند.

حلال‌های فیزیکی عموماً نظیر الکل‌ها، گلایکول‌ها، کربنات پروپیلن و پرولیون است.

جدول (4-2) انواع روش‌های جداسازی و تعداد تقریبی تأسیسات موجود 1-3-2- فاکتورهای اقتصادی بر تصفیه گاز: مقدار حلال در گردش تنها فاکتور اقتصادی مهم در تصفیه با حلال‌های شیمیایی است.

میزان حلال در گردش بر تعیین اندازه پمپ‌ها، خط لوله، مبدل‌ها، برج احیاء و در نتیجه در میزان سرمایه کارخانه نقش مهمی دارد.

میزان حلال در میزان انرژی حرارتی ریبویلرها و مقدار بخار، نقش تعیین‌کننده‌ای دارد چون انرژی حرارتی ریبویلرها با میزان حلال به صورت مستقیم تناسب دارد.

سرعت انتقال جرم نیز بر روی ارتفاع برج و میزان بخار مصرفی در ریبویلر اثر مستقیم دارد.

در فرآیندهای جداسازی انتخابی اجزاء اسیدی، ‌سرعت انتقال جرم، بسیار مهم است.

از فاکتورهای دیگری که در مسائل اقتصادی نقش دارند می‌توان خورندگی محلول، قیمت حلال، جنس دستگاه‌ها و میزان حلال در گردش را نام برد.

همانطور که گفته شد ظرفیت جذب و مقدار حلال در گردش تأثیر مستقیمی بر روی سرمایه واحد تصفیه دارد.

جدول (5-2) میزان سرمایه، هزینه و سوخت واحد شیرین‌سازی با حلال دی‌اتانل آمین را در دو غلظت متفاوت نشان می‌دهد.

جدول (5-2) میزان سرمایه، هزینه و سوخت در واحد شیرین‌سازی با غلظت‌های متفاوت حلال همانطور که در جدول (5-2) نشان داده شده، با افزایش غلظت دی‌اتانل آمین (DEA)، میزان حلال در گردش تا حدود 50 درصد کاهش می‌یابد و به دنبال آن بیش از 50 درصد میزان سرمایه و بیش از 65‌ درصد هزینه سوخت واحد کاهش یابد.

البته باید توجه داشت که با افزایش غلظت حلال، مسأله خوردگی نیز شدت خواهد یافت چرا که با غلیظ‌تر شدن حلال، میزان جذب گازهای اسیدی بیشتر شده و به دنبال آن خوردگی افزایش می‌یابد و برای رفع این مشکل باید از بازدارنده‌های خوردگی استفاده کرد.

جدول (6-2) مقایسه کلی روش‌های مختلف شیرین‌سازی را نشان می‌دهد.

جدول (6-2) مقایسه روش‌های مختلف شیرین‌سازی زمانی که میزان ناخالصی یک تن در سال باشد، از روش جذب سطحی شیمیایی استفاده می‌گردد.

این روش اقتصادی نمی‌باشد چون ماده جاذب قابل احیاء و بازیابی نیست.

اگر میزان ناخالصی حدود هزار تن در سال باشد از روش جذب سطحی فیزیکی استفاده می‌شود و برای بیشتر از هزار تن در سال از روش جذب توسط مایع استفاده می‌شود.

(Absorption) 4-2- آلکانول آمین‌ها: آلکانول آمین‌ها مواد آلی نیتروژن‌داری هستند که از ترکیب مواد آلی مخصوص با آمونیاک (NH3) به دست می‌آیند.

کلمه‌آمین در حقیقت به طور عام به چنین ترکیباتی اطلاق می‌شود.

در واکنش اصلی یکی از هیدروژن‌های آمونیاک با رادیکال ماده شیمیایی آلی تعویض می‌گردد.

در صنایع شیمیایی انواع زیادی از آمین‌ها مورد استفاده قرار می‌گیرند.

آلکانول آمین‌ها به طور عام برای تصفیه گازها و مایعات نفتی ترش بکار برده می‌شوند.

همانطوری که از نام آلکانول آمین معلوم می‌شود، می‌توان‌ آنها را ترکیباتی از الکل و آمونیاک به حساب آورد.

فرق بین آمین‌های مختلف در اینست که چه مقداری از هیدروژن‌های آمونیاک (NH3) با رادیکال الکل اتانل C2H4OH جانشین شده است.

H H H آمونیاک H N اتانل OH C C H H H H H H H مونواتانل آمین N C C OH (MEA) H H H H H C C OH H H دی ‌اتانل آمین H N (DEA) H H C C OH H H H H C C OH H H H H تری ‌اتانل آمین OH C C N (TEA) H H H H C C OH H H H H H C C C OH H H H H N H H H C C C OH H H H H H C C OH H H H H C N H H H C C OH H H H H H H H دی گلایکول آمین N C C O C C OH (DGA) H H H H H در سال 1930 برای اولین بار ایده استفاده از آمین‌ها برای تصفیه گازهای اسیدی CO2 و H2S از گازها و مایعات نفتی مطرح و مورد استفاده قرار گرفت.

قبل از آن استفاده از آمونیاک برای شیرین‌سازی گازها پیشنهاد گردیده بود ولی عیب عمده آمونیاک میل ترکیبی زیاد آن با گاز کربنیک موجود در گاز و تولید ماده جامدکربنات آمونیوم بود.

همانطور که در شکل مولکولی آمین‌ها مشاهده می‌شود هر مولکول از آمین‌ها حداقل دارای یک گروه هیدروکسی (OH) و یک گروه آمینو (NH2, NH) می‌باشند.

به طور کلی چنین استنباط می‌شود که گروه هیدروکسی با بالابردن وزن مولکولی موجب کاهش فشار بخار و باعث افزایش حلالیت آمین در آب می‌گردد و آمینو قدرت بازی کافی در محلول آمین‌ها در آب به منظور جذب گازهای اسیدی توسط آنها را به وجود می‌آورند.

5-2- معرفی انواع آمین‌ها: الف- مونو اتانل آمین (MEA): MEA سبک‌ترین آمین از نظر جرم مولکولی می‌باشد ولی از نظر جذب گازهای اسیدی چه از نظر وزنی یا حجمی بیشترین ظرفیت را بین انواع آمین‌ها دارا می‌باشد.

MEA می‌تواند CO2 و H2S را بدون در نظر گرفتن اختلافی بین آنها جذب کند.

به علت بالابودن مقدار جذب MEA، با گردش مقدار کمتری از محلول مونواتانل آمین نسبت به آمین‌های دیگر می‌توان مقدار معینی از گازهای اسیدی را جذب نمود.

MEA از نظر شیمیایی پایدار است و به راحتی می‌توان آن را از گازهای اسیدی جدا نمود.

این عمل با بالابردن درجه حرارت آمین اشباع بوسیله بخار آب در برج‌های جداکننده صورت می‌گیرد.

مشکل MEA این است که هنگام حضور دی سولفید کربن و سولفید کربنیل با آنها ترکیب شده و ترکیب به دست آمده خاصیت برگشت‌پذیری ندارد.

(1-2) سولفید کربنیل COS + H2O H2S + CO2 (2-2) دی سولفید کربن CS2 + 2H2O 2H2S + CO2 تشکیل دو ماده فوق در محیط و ترکیب آنها با آمین موجب می‌گردد که آمین ترکیب شده با آنها فاسد شده و از محیط خارج گردد.

از واکنش آمین با مواد فوق مواد جامد تشکیل می‌شود که در دستگاه‌ها تولید مشکل می‌کند و تشکیل رسوب می‌دهد.

فشار بخار MEA از سایر آمین‌ها بیشتر است.

بنابراین موجب می‌گردد که مقداری آمین به صورت بخار همراه با گاز شیرین خارج گردد.

به منظور جلوگیری از هدررفتن آمین گاز شیرین خروجی از برج تصفیه را با آب شستشو می‌دهند تا آب آمین را جذب کرده و دوباره در سیکل آمین بازیابی گردد.

میزان جذب CO2 در مونواتانل آمین کمتر از H2S است.

این پدیده به علت خاصیت جذب MEA نیست.

بلکه CO2 براحتی جذب آمین می‌گردد CO2 از آن جدا می‌شود.

MEA به راحتی می‌تواند غلظت گازهای اسیدی را براساس مشخصات لوله انتقال گاز کاهش دهد (معمولاً کمتر از 0.25 گرین در 100 فوت مکعب گاز) با انجام طراحی صحیح و بهره‌برداری مناسب می‌توان میزان گازهای اسیدی را تا 0.05 گرین در هر 100 فوت مکعب کاهش داد.

خاصیت خورندگی مونواتانل آمین خالص بسیار پایین است و حتی از خورندگی آب نیز پایین‌تر می‌باشد.

محلول MEA را معمولاً 15 تا 18 درصد وزنی به کار می‌برند.

استفاده از محلول MEA با 15% غلظت و حتی کمتر ضمن کاهش مقدار خوردگی در لوله‌های جوش‌آور و یا برج احیاء، مبدل‌های آمین به آمین، بیشترین قابلیت تغییر در پارامترهای عملیاتی را دارا می‌باشند.

بهره‌برداری از محلول MEA با غلظت بیشتر از %18 به طور جدی منع شده است.

در مقابل قابلیت جذب بالای MEA و قیمت نسبتاً ارزان آن و همچنین تمایل کم آن به جذب هیدروکربن‌های سنگین، معایب زیر را نیز داراست: تجزیه آمین و ایجاد نمک‌های پایدار در برابر حرارت به مقدار زیاد و خورندگی زیاد نمک‌های ایجادشده.

فراریت و هدرروی بالا در اثر تبخیر به علت فشار بخار بالای آن.

عدم جذب مرکاپتان‌های موجود در گاز ترش.

ب- دی‌اتانل آمین (DEA): مکانیزم عملکرد شیمیایی دی‌اتانل آمین در تصفیه و شیرین‌سازی گاز مانند مونواتانل آمین است.

تفاوت عمده بین این دو آمین در ترکیب با سولفید کربنیل و دی سولفید کربن می‌باشد که دی اتانل آمین میل ترکیبی بسیار کمی با این دو بنیان سولفوری دارد.

DEA میزان خورندگی کمی دارد، همچنین چون گرمای واکنش آن با گازهای اسیدی کم می‌باشد و امکان احیاء نسبتاً راحتی آمین وجود دارد، در نتیجه می‌توان از غلظت‌های بیشتر آمین با میزان بارگیری بالاتر استفاده نمود تا میزان آمین در گردش لازم، کاهش داده شود.

محدوده کارکرد این آمین در غلظت (25-35) درصد وزنی آمین و بارگیری 0.35-0.65 مول گازهای اسیدی به ازاء هر مول آمین می‌باشد.

در این فرآیند به علت بالابودن نقطه جوش (NBP = 5160F) عمل تمیزسازی محلول از ناخالصی‌های موجود توسط دستگاه بازیابی مجدد Reclaimer صورت نمی‌گیرد، بلکه این ناخالصی‌ها توسط فیلترهای مکانیکی و ذغال فعال جدا می‌شوند.

نحوه عملکرد DEA انتخابی نبوده و H2S و CO2 را با هم از گاز ترش جدا می‌کند ولی برای جذب مرکاپتان‌ها راندمان قابل توجهی ندارد.

ج- تری اتانل آمین (TEA): تری اتانل آمین اولین ماده شیمیایی از شاخه آمین‌ها می‌باشد که در فرآیند شیرین‌کردن گازها مورد استفاده قرار گرفته است و به مرور جای خود را به MEA و DEA داده است.

TEA میل ترکیبی کمتری با گازهای اسیدی دارد.

این ماده در مقایسه با دو آمین دیگر مقدار کمتری گاز اسیدی در واحد حجم می‌تواند جذب نماید و همچنین میزان H2S باقیمانده در گاز شیرین در تصفیه با TEA بیشتر می‌باشد.

تنها مزیت TEA نسبت به سایر آمین‌ها Selectivity آن برای H2S است یعنی در صورت وجود گازهای اسیدی دیگر در محیط، TEA تمایل به ترکیب با H2S را بیشتر دارد ولی آمین‌های دیگر میل ترکیب شدن و جذب کردن کلیه گازهای اسیدی موجود را در محیط تقریباً یکسان دارا هستند.

احتمالاً این خاصیت به دلیل آن است که TEA نمی‌تواند با CO2 مستقیماً ترکیب گردد در صورتی که با H2S به طور مستقیم واکنش داده و آن را جذب می‌کند.

چون در شیرین کردن گازهای ترش تنها جداکردن H2S مورد نظر نمی‌باشد لذا Selectivity اهمیت چندانی در این فرآیند ندارد.

به همین دلیل امروزه در تمام فرآیندهای شیرین کردن گاز از DEA یا MEA استفاده می‌شود.

همچنین TEA تقریباً دو برابر DEA قیمت دارد.

د- متیل دی‌اتانل آمین (MDEA): این آمین از نوع سوم می‌باشد و گرمای واکش آن با گازهای اسیدی کمتر می‌باشد.

در نتیجه به گرمای کمتری برای احیاء نیاز دارد.

همچنین نسبت به جذب H2S در مقابل CO2 گزینش‌پذیر می‌باشد و تنها برای جداسازی H2S بکار می‌رود (برای مثال برای تأمین خوراک بازیافت گوگرد).

این آمین به طور معمول در غلظت 40-50 درصد وزنی آمین و با بارگیری 0.2-0.55 مول گاز اسیدی به ازاء هر مول آمین، بکار می‌رود و مشکلات هدرروی و خورندگی آن نسبتاً کم می‌باشد.

ه‍- دی گلایکول آمین (DGA): (DGA) نیز از آمین‌های نوع اول است و مانند MEA در فشار جزئی پایین گازهای اسیدی به کار گرفته می‌شود.

با توجه به برابربودن وزن مولکولی DGA با DEA (به طور تقریبی)، قابلیت استفاده آن در غلظت‌های بالاتر (حدود 50-70 درصد وزنی آمین) باعث می‌شود تا میزان آمین در گردش لازم کمتر از DEA باشد ولی به علت بالابودن گرمای واکنش جذب، نه تنها خوردگی افزایش پیدا می‌کند، بلکه در قسمت‌های پایین برج جذب، راندمان واکنش جذب کاهش می‌یابد.

به همین دلیل توصیه می‌شود که درجه حرارت جریان خوراک و آمین کم و بار ورودی به برج جذب تا حد امکان پایین آورده شود تا دمای جریان آمین پربار خروجی، در حد مطلوب نگهداشته شود.

میزان حلالیت مرکاپتان‌ها در DGA همانند DEA می‌باشد.

مزایای DGA: امکان استفاده در آب و هوای سرد به علت پایین بودن نقطه انجماد (9.50F) قابلیت بالا در جذب COS محدوده فشار کارکرد 10-400Psi دبی پایین محلول آمین در گردش.

معایب DGA: اتلاف زیاد حلال و بالارفتن هزینه عملیاتی بالابودن دمای برج جذب و محلول پربار آمین خوردگی قابل توجه.

و- دی ایزوپروپانل آمین (DIPA): این فرآیند برای گازهای ترشی که به میزان قابل توجهی حاوی COS می‌باشند، مناسب است همینطور برای جذب H2S و COS از LPG‌ توصیه می‌شود.

از معایب عمده آن می‌توان به تجزیه آن در مجاورت با حرارت و تولید نمک پایدار (Degradation) و تجزیه توسط CO2 اشاره کرد که این واکنش‌ها برگشت‌ناپذیر بوده و میزان آن از فرآیندهای MEA و DEA بیشتر است.

از این آمین به عنوان حلال شیمیایی فرآیند Shell Sulphinol استفاده می‌شود.

6-2- خواص فیزیکی آلکانول آمین‌ها: خواص فیزیکی آلکانول آمین‌ها در جدول (7-2) گردآوری شده است.

اتانل آمین‌ها مایعات شفاف و بی‌رنگ هستند.

تمامی آنها به جز TEA از لحاظ شیمیایی پایدار هستند چراکه تا رسیدن به نقطه جوش بدون تجزیه شدن حرارت می‌بینند.

TEA زیر نقطه جوش نرمال 6800F تجزیه می‌شود.

همچنین ثابت‌های معادله آنتوان برای تخمین فشار بخار اتانل آمین‌های مختلف در جدول 7-2 داده شده است.

معادله آنتوان عبارت است از: P: فشار بخار برحسب mmHg T: دما برحسب 0C فشار بخار مخلوط اتانل آمین و آب را با در نظرگرفتن محلول ایده‌آل می‌توان محاسبه نمود.

ثابت‌های معادله آنتوان برای آب عبارتند از: A = 7.96681 B = 1668.21 C = 228 در جدول (8-2) خواص اصلی اتانل آمین‌ها آورده شده است، فشار بخار مونواتانل آمین از دیگر آمین‌ها بیشتر است و میزان جذب مونواتانل آمین نسبت به سایر آمین‌ها، صد در نظر گرفته شده است.

در نگاه اول مونواتانل آمین دارای مزیت ویژه‌ای است ولی در طراحی و انتخاب حلال پارامترهای دیگری نیز باید در نظر گرفته شوند.

Land1 جدول (7-2) خواص فیزیکی اتانل آمین‌ها جدول (8-2) خواص اصلی و قدرت جذب نسبی اتانل آمین‌ها 7-2- واکنش‌های شیمیایی آلکانول آمین‌ها: فعل و انفعالات شیمیایی آلکانول آمین‌ها با H2S و CO2 به قرار زیر است: - واکنش MEA با H2S: (3-2) (RNH3)2S 2RNH2 + H2S (4-2) 2RNH3HS (RNH3)2S + H2S - واکنش MEA با CO2: (5-2) (RNH3)2CO3 2RNH2 + CO2 + H2O (6-2) 2RNH3HCO3 (RNH3)CO3 + H2O + CO2 - واکنش DEA با H2S: (7-2) (R2NH2)2S 2R2NH + H2S (8-2) 2R2NH2HS (R2NH2)2S + H2S - واکنش DEA با CO2: (9-2) (R2NH2) CO3 2R2NH + CO2 + H2O (10-2) 2R2NH2HCO3 (R2NH2)2CO3 + H2O + CO2 (11-2) R2NCOONH2R2 2R2NH + CO2 - واکنش TEA با H2S: (12-2) (R3NH)2S 2R3N + H2S (13-2) 2R3NHHS (R3NH)2S + H2S - واکنش TEA با CO2: (14-2) (R3NH)2CO3 2R3N + H2O + CO2 (15-2) 2R3NHHCO3 (R3NH)2CO3 + H2O + CO2 در واکنش‌های بالا گروه R‌ همان اتانل است (C2H4OH) نکته مهم در فرمول‌های شیمیایی فوق وجود آب یا بخار آب در ترکیب دی‌اکسیدکربن با آلکانول آمین‌ها می‌باشد.

زیرا وجود آب می‌تواند مشکلات جداسازی دی‌اکسیدکربن را از آلکانول آمین‌ها برطرف سازد.

جداسازی H2S از آلکانول آمین‌ها در اثر حرارت به راحتی صورت می‌گیرد زیرا فعل و انفعالات شیمیایی فوق به صورت رفت و برگشتی نشان داده شده است.

در صورتی که درجه حرارت پایین و در حدود درجه حرارت محیط باشد، فعل و انفعالات به طرف راست اتفاق می‌افتد یعنی در این حالت CO2 و H2S جذب آلکانول آمین می‌گردند.

چنانچه درجه حرارت را افزایش دهیم فعل و انفعالات به سمت چپ حرکت می‌کند یعنی نمک‌های تشکیل شده به سولفید و کربنات تجزیه شده و گازهای اسیدی از برج جداکننده خارج می‌گردند.

8-2- غلظت محلول‌های آمین: اولین اختلافی که در بکارگیری MEA با DEA در شیرین کردن گاز وجود دارد، غلظت آنها می‌باشد.

MEA معمولاً با غلظت 10 تا 20 درصد وزنی بکار می‌رود که متداول‌ترین غلظت %15 وزنی است.

درصد وزنی DEA که در فرآیند شیرین‌سازی گاز بکار می‌رود براساس استاندارد SNPA بیش از 30% می‌باشد.

افزایش درصد وزنی DEA به دلیل زیادبودن جرم مولکولی آن نسبت به MEA می‌باشد، این افزایش غلظت DEA موجب می‌شود که نسبت مولی آمین به آب در محلول آمین در دو حالت که MEA با حدود 15% و DEA با حدود 30% استفاده می‌گردند برابر شود.

در شکل (1-2) مقدار نرمالیته بازی محلول‌های آمین از نوع MEA، DEA و TEA را در غلظت‌های وزنی مختلف نشان داده شده است.

به طوری که ملاحظه می‌شود در نرمالیته ثابت حدود 2.5، غلظت وزنی MEA %15 معادل با DEA%26 و معادل با غلظت حدود %34 برای TEA به دست می‌آید.

امروزه برخی از شرکت‌های معروف شیمیایی مواد افزاینده به آمین‌ها موسوم به آمین‌گارد (Amine Guard) تولید و به بازار عرضه نموده‌اند که با بررسی و استفاده صحیح از آنها می‌توان غلظت محلول آمین را تا بیش از %50 بالا برد.

شکل (1-2): نرمالیته بازی محلول‌های آمین در غلظت‌های مختلف 9-2- شرح کلی فرآیند آمین: شمای کلی فرآیند آمین مطابق شکل (2-2) می‌باشد.

دستگاه‌های مهم که در این فرآیند بکار می‌روند شامل برج جذب (Absorber Column) و برج جداکننده (Stripper) همراه با مبدل‌های حرارتی، پمپ و لوله و اتصالات مربوطه می‌باشد.

گاز ترش که محتوی H2S و CO2 می‌باشد.

قبل از ورود به برج جذب به منظور جدانمودن مایعات و ذرات جامد همراه گاز، آن را از Scrubber عبور می‌دهند.

سپس گاز ترش از قسمت پایین برج جذب وارد شده که از بالای آن محلول آمین به طرف پایین در حرکت است .

گاز شیرین از قسمت فوقانی برج جذب شده و به سیستم آب‌زدایی فرستاده می‌شود.

(در بعضی موارد سیستم مراکس مرحله بعدی می‌باشد).

آمین فعال از قسمت پایین برج جداکننده به وسیله پمپ پس از عبور مبدل حرارتی آمین – آمین و مبدل حرارتی (کولر) آبی یا هوایی به قسمت فوقانی برج جذب در خلاف جهت گاز ترش حرکت می‌نماید و گازهای اسیدی موجود در گاز ترش را جذب می‌نماید.

آمین اشباع از گاز ترش (Rich Amine) از قسمت پایین برج جذب با داشتن فشار کافی پس از عبور از مبدل حرارتی آمین – آمین و گرفتن حرارت از قسمت بالا وارد برج جداکننده می‌گردد.

شکل (2-2) نمای کلی از فرآیند آمین مبدل حرارتی آمین – آمین به منظور جذب حرارت از آمین فعال و جلوگیری از اتلاف انرژی در سیستم تعبیه شده است.

مقداری از گازهای اسیدی جذب شده به محض ورود آمین اشباع به برج جداکننده از آمین جدا شده و به طرف بالای برج حرکت می‌کنند.

باقیمانده آمین اشباع به طرف پایین برج برخلاف جهت بخار تولید شده بوسیله جوشاننده حرکت می‌نمایند.

بخار متصاعد شده از جوشاننده که عمدتاً بخار آب می‌باشد در حال بالارفتن به دلیل خاصیت شناوری و حلالیت خوب آمین در آب گازهای اسیدی آمین را به خود جذب نموده و به طرف بالای برج حرکت می‌کند.

گازهای اسیدی و بخار آب از بالای برج جداکننده خارج شده وارد یک مبدل حرارتی می‌گردد که در این مبدل حرارتی بخار آب به صورت مایع درآمده و در یک مخزن جداکننده فرستاده می‌شود.

گاز اسیدی از بالای مخزن جداکننده به مشعل یا به واحد مصرف‌کننده آن فرستاده می‌شود.

آمین اشباع از قسمت پایین برج جذب با درجه حرارت معین که مناسب جذب گازهای اسیدی به واسطه آمین می‌باشد خارج می‌گردد.

در مبدل آمین – آمین نمی‌توان تمام حرارت آمین را به آمین اشباع منتقل نمود.

زیرا در اینصورت با بالارفتن درجه حرارت آمین اشباع ممکن است در لوله رابط دو فاز تشکیل شده و مشکلاتی به وجود آید.

به همین دلیل مبدل حرارتی آبی یا هوایی را بعد از آن در نظر می‌گیرند که درجه حرارت آمین فعال را به حدود 1000F برسانند.

در صورتی که درجه حرارت آمین فعال بیش از 1000F باشد امکان از دست دادن مقداری آمین از بالای برج جذب و همچنین جذب کمتر گازهای اسیدی بوسیله آمین بخاطر بالابودن درجه حرارت وجود دارد.