مقدمه...........................................................................9فصل اول: شرح فرآیند......................................................12فصل دوم: آبزدائی...........................................................17روشهای آبزدائی.............................................................18آبزدائی بوسیله جذب........................................................18آبزدائی توسط جذب سطحی...............................................24آلومینای فعال شده...........................................................25سیلیکاژل.....................................................................25غربالهای مولکولی..........................................................25آبزدائی توسط تراوائی گاز................................................26فصل سوم: بازیافت مایعات هیدروکربوری............................28برش های مایع گاز طبیعی...............................................29افت فشار....................................................................29انبساط بستر................................................................31نگهدارنده بستر............................................................33فصل چهارم: معادلات طراحی برجهای خشک کننده................34ظرفیت ماده خشک کننده................................................35طول ناحیه جذب..........................................................35رطوبت جذب شده در هر سیکل.......................................36مدت نم زدائی...........................................................37دبی مجاز گاز...........................................................39فصل پنجم: محاسبات برجهای نم زدائی............................41محاسبات احیاء.........................................................43بدنه فولادی برج خشک کننده........................................44عوامل حرارتی........................................................44بار حرارتی هیتر گاز احیاء.........................................47بار حرارتی کندانسور گاز احیاء....................................48فصل ششم: برآورد اقتصادی.......................................49تئوری.................................................................50اپتیمم کردن پروژه از نظر اقتصادی..............................51تعیین قیمت هر وسیله...............................................57تغییر مبنا.............................................................58برآورد محاسباتی بصورت پارامتری از واحد نم زدائی.......59تخمین قیمت دستگاهها در زمان حال.............................68نتیجه..................................................................73منابع و مآخذ.........................................................74 Ǻ درجه انگسترومppm درصد حجمی ، یک قسمت در یک میلیون قسمتMpa واحد فشار ، مگا پاسکالNGL مایعات گاز طبیعیLPG گاز مایع شامل پروپان و بوتان هاΔP / L افت فشار بر واحد طول بسترCt ضریب افت فشارDp قطر مؤثر ذرهft ضریب اصطکاکDc قطر استوانه ای ذرهLe طول استوانه ای ذرهVm حداقل سرعت ظاهری گازVg سرعت ظاهری گازρg دانسیته گازρB دانسیته ذرات خشک کنندهμ ویسکوزیتهA,B,C ضرایب ثابتγg دانسیته نسبیR.S درصد انباشت گازη نسبت شاخص هاI2 شاخص بها در زمان حالI1 شاخص بها در زمان گذشتهPC قیمت کل تجهیزاتU ضریب کلی انتقال حرارتTLMTDΔ اختلاف دمای متوسط لگاریتمیZ ضریب تراکم پذیری گاز مرطوبW محتوی رطوبت گازθB زمان اشباع شدن بسترQ دبی گاز مرطوبX ظرفیت مفیدXs ظرفیت دینامیکی در حالت اشباعhz طول ناحیه جذبhT طول بسترt ضخامت بدنه برجm وزن برجh 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 شدنعوامل 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- جریانسه 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.شامل 74 صفحه فایل word قابل ویرایش