دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .
مقدمه...........................................................................9
فصل اول: شرح فرآیند......................................................12
فصل دوم: آبزدائی...........................................................17
روشهای آبزدائی.............................................................18
آبزدائی بوسیله جذب........................................................18
آبزدائی توسط جذب سطحی...............................................24
آلومینای فعال شده...........................................................25
سیلیکاژل.....................................................................25
غربالهای مولکولی..........................................................25
آبزدائی توسط تراوائی گاز................................................26
فصل سوم: بازیافت مایعات هیدروکربوری............................28
برش های مایع گاز طبیعی...............................................29
افت فشار....................................................................29
انبساط بستر................................................................31
نگهدارنده بستر............................................................33
فصل چهارم: معادلات طراحی برجهای خشک کننده................34
ظرفیت ماده خشک کننده................................................35
طول ناحیه جذب..........................................................35
رطوبت جذب شده در هر سیکل.......................................36
مدت نم زدائی...........................................................37
دبی مجاز گاز...........................................................39
فصل پنجم: محاسبات برجهای نم زدائی............................41
محاسبات احیاء.........................................................43
بدنه فولادی برج خشک کننده........................................44
عوامل حرارتی........................................................44
بار حرارتی هیتر گاز احیاء.........................................47
بار حرارتی کندانسور گاز احیاء....................................48
فصل ششم: برآورد اقتصادی.......................................49
تئوری.................................................................50
اپتیمم کردن پروژه از نظر اقتصادی..............................51
تعیین قیمت هر وسیله...............................................57
تغییر مبنا.............................................................58
برآورد محاسباتی بصورت پارامتری از واحد نم زدائی.......59
تخمین قیمت دستگاهها در زمان حال.............................68
نتیجه..................................................................73
منابع و مآخذ.........................................................74
Ǻ درجه انگستروم
ppm درصد حجمی ، یک قسمت در یک میلیون قسمت
Mpa واحد فشار ، مگا پاسکال
NGL مایعات گاز طبیعی
LPG گاز مایع شامل پروپان و بوتان ها
ΔP / L افت فشار بر واحد طول بستر
Ct ضریب افت فشار
Dp قطر مؤثر ذره
ft ضریب اصطکاک
Dc قطر استوانه ای ذره
Le طول استوانه ای ذره
Vm حداقل سرعت ظاهری گاز
Vg سرعت ظاهری گاز
ρg دانسیته گاز
ρB دانسیته ذرات خشک کننده
μ ویسکوزیته
A,B,C ضرایب ثابت
γg دانسیته نسبی
- S درصد انباشت گاز
η نسبت شاخص ها
I2 شاخص بها در زمان حال
I1 شاخص بها در زمان گذشته
PC قیمت کل تجهیزات
U ضریب کلی انتقال حرارت
TLMTDΔ اختلاف دمای متوسط لگاریتمی
Z ضریب تراکم پذیری گاز مرطوب
W محتوی رطوبت گاز
θB زمان اشباع شدن بستر
Q دبی گاز مرطوب
X ظرفیت مفید
Xs ظرفیت دینامیکی در حالت اشباع
hz طول ناحیه جذب
hT طول بستر
t ضخامت بدنه برج
m وزن برج
h ارتفاع برج
مقدمه:
گازها در زیرزمین بصورت مخازن مجزا و یا همراه با نفت وجود دارند و توسعه و رشد صنعت در زمینه گاز طبیعی به توسعه تکنولوژی و دانش فنی در رابطه با حل مسائل مربوط به عملیاتی (اکتشاف ، استخراج و تصفیه) و حمل و نقل این گاز بستگی دارد. اولین بار در سال 1870 میلادی گاز طبیعی بوسیله یک خط لوله چوبی به شهر روچستر نزدیک به نیویورگ منتقل گردید این خط لوله مسائل زیادی را همراه داشت که از آن جمله نشت گاز از لوله در فشار بالاتر از 10psi بوده است.
همراه با گاز طبیعی که معمولا از مخازن زیرزمینی نفتی و یا گاز بدست می آید مقداری بخار آب ، H2S ، CO2 ، N2 و بخارجیوه وجود دارد. خط لوله گاز طبیعی به دلیل بالا بودن فشار آن معمولا از روی زمین کشیده می شود و از لوله های بدون درز استفاده می گردد. انتقال گاز از روی زمین به دلیل سرد بودن محیط خارج نیاز به تعبیه سیستمی به منظور جدا کردن قطرات آب تشکیل شده دارد.
در هنگام جداسازی نفت خام آنرا در حوضچه هائی قرار داده تا دو لایه آلی و آبی از هم جدا شوند که زمان ماند اقتصادی باید بین 5-4 ساعت باشد که این زمان به درجه API نفت خام و میزان آب بستگی دارد سپس نفت وارد سیستم پالایشگاه شده و مراحل جداسازی صورت می گیرد که در مرحله جداسازی سه قسمت نفت ، آب و گاز ازهم مجزا شده که آب به محیط بر می گردد و نفت نیز وارد واحد پالایش شده و اما گاز که موضوع مورد بحث است اگر دارای ارزش حرارتی پاین باشد آنرا روی مشعل می سوزانند (به دلیل ناخالصی ، شعله زرد رنگ است) و اگر دارای ارزش حرارتی بالائی باشد وارد پالایشگاه گاز می کنند که در این واحد عملیات شیرین سازی گاز ، عملیات جذب و دفع و آبگیری از گاز صورت می گیرد.
اگر گازی دارای H2S و CO2 باشد این گاز ترش است مانند گاز خانگیران سرخس. در غیر این صورت گاز شیرین است مانند گاز مسجد سلیمان. و در کل گاز ایران ترش است.
دراین واحد آبگیری قبل از شیرین سازی صورت می گیرد چون گاز حاوی مقداری آب است و آب باعث هیدراته شدن ( بلوری شدن ) می شود و آبگیری دارای دو مزیت مهم است : 1- جلوگیری از خوردگی لوله ها 2- جلوگیری از هیدراته شدن
عوامل مؤثر در تشکیل هیدرات : 1- تغییرات دما و فشار 2- اندازه مولکولها: یعنی هر چه مولکولهای سبک بیشتر باشند هیدرات بیشتری تولید می شود. 3- میزان حلالیت هیدروکربن در فاز گاز 4- جریان
سه راه برای جلوگیری از پدیده هیدرات:
1- سرد کردن جریان گاز: به واسطه سرد کردن جریان گاز آبگیری صورت می گیرد سرد کردن زمانی استفاده می شود که درصد آب در مخلوط بالا باشد و این سرد کردن تا لحظه ای انجام می شود که اولین بخار هیدروکربن به مایع تبدیل شود برای جاهای کنار دریا از این روش استفاده می کنند چون آب از دریا وارد چاه می شود و هنگام سرد کردن از کولر یا کمپرسور استفاده می کنند که به قیمت آن ربط دارد که در ایران بیشتر از کمپرسور استفاده می شود اما در پالایشگاه اصفهان از کولر استفاده می شود.
2- استفاده از ممانعت کننده ها: ممانعت کننده ها مایعاتی هستند که اگر آنها را به گازاضافه کنیم از تشکیل هیدرات جلوگیری می کند. الکلهای سبک (اتانول ، متانول ، پروپانول) و گلایکول ها ( اتیلن گلایکول EG ، دی اتیلن گلایکول DEG ، تری اتیلن گلایکول TEG و تترا اتیلن گلایکول TREG ) متداولترین ممانعت کننده هائی هستند که در جهان استفاده می شوند که به صورت اسپری درخط لوله وارد می کنند. بدترین حالت زمانی است که گلایکول به صورت سه راهی به گاز اضافه شود زیرا دراین حالت مقداری ازمایع ممانعت کننده به لوله نفوذ کرده و جلوی جریان گاز را می گیرد و دبی گاز کمتر میشود. در ایران بین 30-25 درصد گاز را ممانعت کننده تشکیل می دهد و از نظر استاندارد جهانی بین 4.6 – 5.2 درصد باید باشد و اگر ازاین مقدار بیشتر باشد باید فرآیند دوباره طراحی شود. در ایران در فصل تابستان 12- 8 درصد و در زمستان 30- 25 درصد است. درایران 20 درصد از مبلغ قبض گاز را صرف هزینه خرید ممانعت کننده می کنند.
گلایکول یک ماده آلی با فرمول زیر است: HO ( C2H4O ) nH (n = 2,3,4)
که بسته به n نام گلایکول فرق می کند اگر n=2 باشد (DEG) به صورت یک درمیان بین مولکولهای آب و هیدروکربن قرار می گیرد و اگرn=3 باشد (TEG) که بصورت دو درمیان بین مولکولهای آب و هیدروکربن قرار می گیرد و اگر n=4 باشد (TREG) که بسته به نوع دما و فشارمولکولهای گلایکول بین دو و سه دربین مولکولهای آب و هیدروکربن قرارمیگیرند در ایران تنها از TEG استفاده می کنند.
خصوصیات ممانعت کننده : 1- نسبت به آب فعال بوده و جاذب شدید آب هستند. 2- کمترین خوردگی را درسیستم دارند. 3- هیچ فعل و انفعال شیمیایی با اجزاء شرکت کننده گاز ندارد. 4- به رسوب تبدیل نمی شوند. 5- به راحتی قابل احیاء هستند.
3- استفاده از برج جذب : دراین برج با استفاده از مواد جاذب الرطوبه (موبیل سوربید نوع W , H) آبگیری از گاز صورت می گیرد تا در خطوط انتقال میزان water content در گاز به حداقل مقدار خود برسد که بطور مفصل در فصول بعد توضیح داده خواهد شد.
