معالجة الغاز الطبيعي

_تُعدّمعالجة الغاز الطبيعي مجموعة من العمليات الصناعية المصممة لتنقية الغاز الطبيعي الخام عن طريق إزالة الملوثات مثل المواد الصلبة والماء وثاني أكسيد الكربون ( CO₂ ) وكبريتيد الهيدروجين (H₂S ₎ والزئبق والهيدروكربونات ذات الكتلة الجزيئية العالية ( المكثفات ) لإنتاج غاز طبيعي جاف بجودة مناسبة للتوزيع عبر خطوط الأنابيب ^[¹^] للاستخدام النهائي. ^[²^] بعض المواد التي تُلوّث الغاز الطبيعي لها قيمة اقتصادية، وتُعالج أو تُباع. تُسمى الهيدروكربونات السائلة في الظروف المحيطة من حيث درجة الحرارة والضغط (مثل البنتان وما هو أثقل) مكثفات الغاز الطبيعي (وتُسمى أحيانًا البنزين الطبيعي أو ببساطة المكثفات ).

يُستخرج الغاز الطبيعي الخام بشكل أساسي من ثلاثة أنواع من الآبار: آبار النفط الخام ، وآبار الغاز، وآبار المكثفات . غالبًا ما يوجد النفط الخام والغاز الطبيعي معًا في نفس المكمن. يُصنف الغاز الطبيعي المُستخرج من الآبار التي تحتوي على النفط الخام عمومًا على أنه غاز مصاحب مذاب، حيث كان هذا الغاز مرتبطًا بالنفط الخام أو مذابًا فيه . أما إنتاج الغاز الطبيعي غير المرتبط بالنفط الخام فيُصنف على أنه "غير مصاحب". في عام 2009، كان 89% من إنتاج الغاز الطبيعي من آبار النفط في الولايات المتحدة غير مصاحب. ^{[ 3 ]} يمكن لآبار الغاز غير المصاحب، التي تُنتج غازًا جافًا ( مكثفات وماء)، إرسال هذا الغاز الجاف مباشرةً إلى خط أنابيب أو محطة غاز دون الحاجة إلى أي عملية فصل، مما يسمح باستخدامه الفوري . ^{[ 4 ]}

تبدأ معالجة الغاز الطبيعي تحت الأرض أو عند فوهة البئر. في بئر النفط الخام، تبدأ معالجة الغاز الطبيعي عندما يفقد السائل ضغطه ويتدفق عبر صخور المكمن حتى يصل إلى أنبوب البئر. ^{[ 5 ]} في آبار أخرى، تبدأ المعالجة عند فوهة البئر، حيث يتم استخلاص مكونات الغاز الطبيعي وفقًا لنوع وعمق وموقع المكمن الجوفي والتركيب الجيولوجي للمنطقة. ^{[ 2 ]}

يُطلق على الغاز الطبيعي عندما يكون خالياً نسبياً من كبريتيد الهيدروجين اسم الغاز الحلو ؛ ويُطلق على الغاز الطبيعي الذي يحتوي على مستويات مرتفعة من كبريتيد الهيدروجين اسم الغاز الحامض ؛ ويُطلق على الغاز الطبيعي، أو أي خليط غازي آخر، يحتوي على كميات كبيرة من كبريتيد الهيدروجين أو ثاني أكسيد الكربون أو الغازات الحمضية المماثلة، اسم الغاز الحمضي .

أنواع آبار الغاز الطبيعي الخام

آبار النفط الخام : يُطلق على الغاز الطبيعي المستخرج من آبار النفط الخام عادةً اسم الغاز المصاحب . قد يوجد هذا الغاز كطبقة غازية منفصلة فوق النفط الخام في الخزان الجوفي، أو قد يكون مذابًا في النفط الخام، ثم ينفصل عنه مع انخفاض الضغط أثناء الإنتاج. أما المكثفات المستخرجة من آبار النفط، فتُعرف غالبًا باسم مكثفات الإنتاج . ^{[ 6 ]}
آبار الغاز الجاف: تنتج هذه الآبار عادةً الغاز الطبيعي الخام فقط، ولا تحتوي على مكثفات، مع كمية قليلة أو معدومة من النفط الخام، وتُسمى بالغاز غير المصاحب . تُستخرج المكثفات من الغاز الجاف في محطات معالجة الغاز، وتُسمى غالبًا بمكثفات المحطة . ^{[ 6 ]}
آبار المكثفات: تنتج هذه الآبار عادةً الغاز الطبيعي الخام بالإضافة إلى سائل الغاز الطبيعي مع كمية قليلة من النفط الخام أو بدونه، وتُسمى بالغاز غير المصاحب . ويُشار إلى هذا الغاز الطبيعي الخام غالبًا بالغاز الرطب .
آبار طبقات الفحم: تُنتج هذه الآبار عادةً الغاز الطبيعي الخام من رواسب الميثان الموجودة في مسام طبقات الفحم، والتي غالبًا ما تتواجد تحت الأرض بتركيز عالٍ نتيجة امتصاصها على سطح الفحم نفسه. يُشار إلى هذا الغاز باسم غاز طبقات الفحم أو ميثان طبقات الفحم ( غاز طبقات الفحم في أستراليا). وقد أصبح غاز طبقات الفحم مصدرًا مهمًا للطاقة في العقود الأخيرة.

الملوثات في الغاز الطبيعي الخام

يتكون الغاز الطبيعي الخام عادةً بشكل أساسي من الميثان (CH₄ ₎ والإيثان ( C₂H₆ ₎ ، وهما أقصر جزيئات الهيدروكربون _وأخفها . كما يحتوي غالبًا على كميات متفاوتة من :

الهيدروكربونات الغازية الأثقل: البروبان (C3H8 ₎ ، _{والبيوتان}العادي ( _nC4H10 )، والأيزوبيوتان ( _iC4H10 )، _{والبنتانات}_. تُعرف جميع هذه المواد مجتمعةً باسم سوائل الغاز الطبيعي (NGL) ، ويمكن معالجتها لإنتاج منتجات ثانوية نهائية .
الهيدروكربونات السائلة (المشار إليها أيضًا باسم بنزين رأس الغلاف أو البنزين الطبيعي ) و/أو النفط الخام .
الغازات الحمضية _: ثاني أكسيد الكربون (CO2 ₎ ، وكبريتيد الهيدروجين (H2S ₎ ، والمركابتانات مثل ميثانثيول ( CH3SH ₎ وإيثانثيول ( C2H5SH ₎ .
الغازات الأخرى: النيتروجين (N2 ₎ والهيليوم ( He).
الماء: بخار الماء والماء السائل. وكذلك الأملاح المذابة والغازات المذابة (الأحماض).
الزئبق : كميات ضئيلة من الزئبق في المقام الأول في شكله العنصري، ولكن من المحتمل وجود الكلوريدات وأنواع أخرى. ^{[ 7 ]}
المواد المشعة الطبيعية (NORM): قد يحتوي الغاز الطبيعي على الرادون ، وقد تحتوي المياه المنتجة على آثار مذابة من الراديوم ، والتي يمكن أن تتراكم داخل الأنابيب ومعدات المعالجة؛ مما يجعل الأنابيب والمعدات مشعة بمرور الوقت. ^{[ 8 ]}

معايير جودة الغاز الطبيعي

يجب تنقية الغاز الطبيعي الخام ليتوافق مع معايير الجودة التي تحددها شركات نقل وتوزيع الغاز الرئيسية عبر خطوط الأنابيب . وتختلف هذه المعايير من خط أنابيب لآخر، وتعتمد عادةً على تصميم نظام خط الأنابيب والأسواق التي يخدمها. وبشكل عام، تنص المعايير على أن الغاز الطبيعي:

يجب أن تقع القيمة الحرارية (القيمة الحرارية) ضمن نطاق محدد. على سبيل المثال، في الولايات المتحدة، يجب أن تكون حوالي 1035 ± 5% وحدة حرارية بريطانية لكل قدم مكعب من الغاز عند ضغط جوي واحد ودرجة حرارة 60 فهرنهايت (41 ميجا جول ± 5% لكل متر مكعب من الغاز عند ضغط جوي واحد ودرجة حرارة 15.6 درجة مئوية). في المملكة المتحدة، يجب أن تتراوح القيمة الحرارية الإجمالية بين 37.0 و44.5 ميجا جول/م³ ^لدخول الغاز إلى نظام النقل الوطني (NTS). ^{[ 9 ]}
يجب أن يتم توصيل الهيدروكربونات عند درجة حرارة نقطة ندى محددة أو أعلى منها (حيث قد تتكثف بعض الهيدروكربونات الموجودة في الغاز عند ضغط خط الأنابيب، مُشكّلةً كتلًا سائلة قد تُلحق الضرر بخط الأنابيب). يُقلل ضبط نقطة ندى الهيدروكربونات من تركيز الهيدروكربونات الثقيلة، مما يمنع حدوث التكثف أثناء النقل في خطوط الأنابيب. في المملكة المتحدة، تُعرّف نقطة ندى الهيدروكربونات بأنها أقل من -2 درجة مئوية للدخول إلى نظام النقل الوطني (NTS). ^{[ 9 ]} تتغير نقطة ندى الهيدروكربونات بتغير درجة الحرارة المحيطة السائدة، ويكون التغير الموسمي كما يلي: ^{[ 10 ]}

التغير الموسمي لنقطة ندى الهيدروكربونات
نقطة ندى الهيدروكربون	30 درجة فهرنهايت (–1.1 درجة مئوية)	35 درجة فهرنهايت (1.7 درجة مئوية)	40 درجة فهرنهايت (4.4 درجة مئوية)	45 درجة فهرنهايت (7.2 درجة مئوية)	50 درجة فهرنهايت (10 درجة مئوية)
شهور	ديسمبر يناير فبراير يمشي	أبريل نوفمبر	يمكن أكتوبر	يونيو سبتمبر	يوليو أغسطس

ينبغي أن يكون الغاز الطبيعي:

يجب أن يكون خالياً من المواد الصلبة الجزيئية والماء السائل لمنع التآكل أو الصدأ أو أي ضرر آخر قد يلحق بخط الأنابيب.
يجب تجفيف الغاز من بخار الماء بدرجة كافية لمنع تكوّن هيدرات الميثان داخل محطة معالجة الغاز أو لاحقًا داخل خط أنابيب نقل الغاز. ينص أحد المواصفات النموذجية لمحتوى الماء في الولايات المتحدة على ألا يتجاوز محتوى الماء في الغاز سبعة أرطال لكل مليون قدم مكعب قياسي من الغاز. ^{[ 11 ]}^{[ 12 ]} أما في المملكة المتحدة، فيُعرّف ذلك بأنه أقل من -10 درجة مئوية عند ضغط 85 بارًا للدخول إلى نظام النقل الوطني. ^{[ 9 ]}
يجب ألا تحتوي على أكثر من كميات ضئيلة من مكونات مثل كبريتيد الهيدروجين، وثاني أكسيد الكربون، والمركابتانات، والنيتروجين. المواصفات الأكثر شيوعًا لمحتوى كبريتيد الهيدروجين هي 0.25 حبة من _H₂S لكل 100 قدم مكعب من الغاز، أو ما يقارب 4 جزء في المليون. عادةً ما تحدد مواصفات ثاني أكسيد الكربون _محتواه بما لا يزيد عن 2 أو 3 بالمائة. في المملكة المتحدة، يُحدد محتوى كبريتيد الهيدروجين بـ ≤ 5 ملغم/م³ ^، والكبريت الكلي بـ ≤ 50 ملغم/م³ ^، وثاني أكسيد الكربون بـ ≤ 2.0% (مولي)، والنيتروجين بـ ≤ 5.0% (مولي) للدخول في نظام مراقبة الغازات الوطني (NTS). ^{[ 9 ]}
يجب الحفاظ على تركيز الزئبق عند مستويات أقل من الحد الأدنى للكشف (حوالي 0.001 جزء في المليار بالحجم) وذلك لتجنب إتلاف المعدات في محطة معالجة الغاز أو نظام نقل الغاز عبر الأنابيب نتيجة لتفاعل الزئبق مع المعادن الأخرى وتصلبها. ^{[ 7 ]}^{[ 13 ]}^{[ 14 ]}

وصف لمحطة معالجة الغاز الطبيعي

توجد طرق متنوعة لتكوين وحدات المعالجة المختلفة المستخدمة في معالجة الغاز الطبيعي الخام. يوضح مخطط التدفق الموضح أدناه تكوينًا نموذجيًا لمعالجة الغاز الطبيعي الخام من آبار الغاز غير المصاحب، مبينًا كيفية تحويل الغاز الطبيعي الخام إلى غاز مبيعات يُنقل عبر الأنابيب إلى أسواق المستهلك النهائي. ^{[ 15 ]}^{[ 16 ]}^{[ 17 ]}^{[ 18 ]}^{[ 19 ]} بالإضافة إلى منتجات ثانوية متنوعة.

مكثفات الغاز الطبيعي
الكبريت
الإيثان
سوائل الغاز الطبيعي (NGL): البروبان، البيوتان و C ₅ + (وهو المصطلح الشائع الاستخدام للبنتان بالإضافة إلى الهيدروكربونات ذات الوزن الجزيئي الأعلى) ^{[ 20 ]}^{[ 21 ]}^{[ 22 ]}

يُجمع الغاز الطبيعي الخام عادةً من مجموعة من الآبار المتجاورة، ويُعالج أولاً في أوعية فصل عند نقطة التجميع لإزالة الماء السائل الحر ومكثفات الغاز الطبيعي . ^{[ 23 ]} ثم تُنقل المكثفات عادةً إلى مصفاة نفط، وتُعالج المياه وتُصرّف كمياه صرف صحي.

يُنقل الغاز الخام عبر الأنابيب إلى محطة معالجة الغاز، حيث تتمثل عملية التنقية الأولية عادةً في إزالة الغازات الحمضية (كبريتيد الهيدروجين وثاني أكسيد الكربون). تتوفر عدة عمليات لهذا الغرض كما هو موضح في مخطط التدفق، ولكن معالجة الأمين هي العملية التي كانت تُستخدم تاريخيًا. مع ذلك، ونظرًا لمجموعة من القيود المتعلقة بالأداء والظروف البيئية لعملية الأمين، فقد اكتسبت تقنية أحدث تعتمد على استخدام أغشية بوليمرية لفصل ثاني أكسيد الكربون وكبريتيد الهيدروجين عن تيار الغاز الطبيعي قبولًا متزايدًا. وتُعد الأغشية جذابة لعدم استهلاكها أي مواد كيميائية. ^{[ 24 ]}

تُزال الغازات الحمضية، إن وُجدت، باستخدام المعالجة الغشائية أو الأمينية، ثم تُوجّه إلى وحدة استخلاص الكبريت التي تحوّل كبريتيد الهيدروجين الموجود في الغاز الحمضي إلى كبريت عنصري أو حمض كبريتيك. ومن بين العمليات المتاحة لهذه التحويلات، تُعدّ عملية كلاوس الأشهر لاستخلاص الكبريت العنصري، بينما تُعدّ عملية التلامس التقليدية وعملية حمض الكبريتيك الرطب (WSA ) أكثر التقنيات استخدامًا لاستخلاص حمض الكبريتيك . ويمكن التخلص من كميات صغيرة من الغاز الحمضي عن طريق حرقه.

يُطلق على الغاز المتبقي من عملية كلاوس عادةً اسم غاز الذيل ، ويُعالج هذا الغاز في وحدة معالجة غاز الذيل (TGTU) لاستخلاص وإعادة تدوير المركبات الكبريتية المتبقية إلى وحدة كلاوس. وكما هو موضح في مخطط التدفق، تتوفر عدة عمليات لمعالجة غاز الذيل من وحدة كلاوس، وتُعدّ عملية WSA مناسبة جدًا لهذا الغرض، نظرًا لقدرتها على العمل ذاتيًا حراريًا على غازات الذيل.

تتمثل الخطوة التالية في محطة معالجة الغاز في إزالة بخار الماء من الغاز باستخدام إما الامتصاص المتجدد في ثلاثي إيثيلين جلايكول السائل (TEG)، ^{[ 12 ]} والذي يُشار إليه عادةً باسم تجفيف الجليكول ، أو باستخدام مواد مجففة من كلوريد التمييع، أو وحدة امتزاز تأرجح الضغط (PSA) وهي امتزاز متجدد باستخدام مادة ماصة صلبة. ^{[ 25 ]} ويمكن أيضًا النظر في عمليات أخرى أحدث مثل الأغشية .

ثم تتم إزالة الزئبق باستخدام عمليات الامتزاز (كما هو موضح في مخطط التدفق) مثل الكربون المنشط أو المناخل الجزيئية القابلة للتجديد . ^{[ 7 ]}

على الرغم من أنها ليست شائعة، إلا أنه في بعض الأحيان تتم إزالة النيتروجين ورفضه باستخدام إحدى العمليات الثلاث الموضحة في مخطط التدفق:

عملية التبريد العميق ( وحدة فصل النيتروجين )، ^{[ 26 ]} باستخدام التقطير بدرجة حرارة منخفضة . يمكن تعديل هذه العملية لاستعادة الهيليوم أيضًا، إذا لزم الأمر (انظر أيضًا الغاز الصناعي ).
عملية الامتصاص، ^{[ 27 ]} باستخدام الزيت الخفيف أو مذيب خاص ^{[ 28 ]} كمادة ماصة.
عملية الامتزاز، باستخدام الكربون المنشط أو المناخل الجزيئية كمادة ماصة. قد تكون هذه العملية محدودة التطبيق لأنها تتسبب في فقدان البيوتان والهيدروكربونات الأثقل.

سلسلة تجزئة سوائل الغاز الطبيعي

تُعالج عملية تجزئة سوائل الغاز الطبيعي الغازات المنبعثة من الفواصل في محطات النفط أو الجزء العلوي من عمود تقطير النفط الخام في مصفاة النفط . وتهدف هذه العملية إلى إنتاج منتجات مفيدة، بما في ذلك الغاز الطبيعي المناسب للتوصيل عبر الأنابيب إلى المستهلكين الصناعيين والمنزليين؛ وغازات البترول المسالة (البروبان والبيوتان) للبيع؛ ومواد أولية للبنزين لخلط الوقود السائل. ^{[ 29 ]} تتم معالجة تيار سوائل الغاز الطبيعي المستخلص من خلال سلسلة تجزئة تتكون من خمسة أبراج تقطير متصلة على التوالي: وحدة إزالة الميثان ، ووحدة إزالة الإيثان ، ووحدة إزالة البروبان، ووحدة إزالة البيوتان ، ووحدة فصل البيوتان . تستخدم سلسلة التجزئة عادةً عملية تقطير مبردة بدرجة حرارة منخفضة، تتضمن تمديد سوائل الغاز الطبيعي المستخلصة من خلال موسع توربيني، يليه التقطير في عمود تجزئة لإزالة الميثان . ^{[ 30 ]}^{[ 31 ]} تستخدم بعض محطات معالجة الغاز عملية امتصاص الزيت الخفيف ^{[ 27 ]} بدلاً من عملية الموسع التوربيني المبرد.

يتم عادةً ضغط الغاز المغذي لمحطة تجزئة سوائل الغاز الطبيعي إلى حوالي 60 بار و37 درجة مئوية. ^{[ 32 ]} يتم تبريد الغاز المغذي إلى -22 درجة مئوية، عن طريق التبادل مع منتج وحدة إزالة الميثان العلوية ونظام التبريد، ويتم تقسيمه إلى ثلاثة تيارات:

يمر السائل المكثف عبر صمام جول-تومسون الذي يقلل الضغط إلى 20 بار ويدخل إلى جهاز إزالة الميثان كغذاء سفلي عند درجة حرارة -44.7 درجة مئوية.
يتم توجيه جزء من البخار عبر موسع توربيني ويدخل إلى وحدة إزالة الميثان كغذاء علوي عند درجة حرارة -64 درجة مئوية.
يتم تبريد البخار المتبقي بواسطة منتج إزالة الميثان العلوي وتبريد جول-طومسون (عبر صمام) ويدخل العمود كتدفق ارتدادي عند -96 درجة مئوية. ^{[ 32 ]}

المنتج العلوي هو الميثان بشكل رئيسي عند ضغط 20 بار ودرجة حرارة -98 درجة مئوية. يتم تسخينه وضغطه لإنتاج غاز مبيعات عند ضغط 20 بار ودرجة حرارة 40 درجة مئوية. أما المنتج السفلي فهو سوائل الغاز الطبيعي عند ضغط 20 بار، والتي تُغذى إلى وحدة إزالة الإيثان.

المنتج العلوي من وحدة إزالة الإيثان هو الإيثان، أما المنتج السفلي فيُغذّى إلى وحدة إزالة البروبان. المنتج العلوي من وحدة إزالة البروبان هو البروبان، أما المنتج السفلي فيُغذّى إلى وحدة إزالة البيوتان. المنتج العلوي من وحدة إزالة البيوتان هو خليط من البيوتان العادي والبيوتان المتفرع، أما المنتج السفلي فهو خليط من البنزين C5 ₊ .

تكون ظروف تشغيل الأوعية في وحدة تجزئة سوائل الغاز الطبيعي عادةً كما يلي. ^{[ 29 ]}^{[ 33 ]}^{[ 34 ]}

ظروف تشغيل عمود الغاز الطبيعي المسال
	مزيل الميثان	مزيل الإيثان	مزيل البروبان	مزيل التصبغ	مقسم البوتان
ضغط التغذية	60 بارج	30 بارج
درجة حرارة التغذية	37 درجة مئوية	25 درجة مئوية	37 درجة مئوية	125 درجة مئوية	59 درجة مئوية
ضغط تشغيل العمود	20 بارج	26-30 بار	10-16.2 بار	3.8-17 بار	4.9-7 بار
درجة حرارة المنتج العلوية	-98 درجة مئوية		50 درجة مئوية	59 درجة مئوية	49 درجة مئوية
درجة حرارة المنتج السفلي	12 درجة مئوية	37 درجة مئوية	125 درجة مئوية	118 درجة مئوية	67 درجة مئوية
منتج علوي	الميثان (الغاز الطبيعي)	الإيثان	البروبان	البيوتان	إيزوبوتان
المنتج السفلي	سوائل الغاز الطبيعي	(تغذية جهاز إزالة البروبان)	(تغذية جهاز إزالة البيوتان)	الغازولين	البيوتان العادي

يتكون العلف والمنتج عادةً مما يلي. ^{[ 32 ]}

مكونات التيار، النسبة المئوية للحجم
عنصر	يٌطعم	غاز طبيعي سائل	الإيثان	البروبان	إيزوبوتان	البيوتان العادي	الغازولين
الميثان	89.4	0.5	1.36
الإيثان	4.9	37.0	95.14	7.32
البروبان	2.2	26.0	3.5	90.18	2.0
إيزوبوتان	1.3	7.2		2.5	96.0	4.5
البيوتان العادي	2.2	14.8		2.5	2.0	95.0	3.0
أيزوبنتان		5.0					33.13
ن-بنتان		3.5				0.5	23.52
ن-هكسان		4.0					26.9
ن-هبتان		2.0					13.45
المجموع	100	100	100	100	100	100	100

وحدات التحلية

يمكن معالجة تيارات البروبان والبيوتان ومركبات C5+ المستخلصة _{في وحدة معالجة}Merox لتحويل المركابتانات غير المرغوب فيها إلى ثنائي كبريتيد، وتُعدّ هذه المركبات، إلى جانب الإيثان المستخلص، من المنتجات الثانوية النهائية لسوائل الغاز الطبيعي من محطة معالجة الغاز. حاليًا، لا تتضمن معظم محطات التبريد العميق عملية التجزئة لأسباب اقتصادية، ويتم نقل تيار سوائل الغاز الطبيعي كمنتج مختلط إلى مجمعات تجزئة مستقلة تقع بالقرب من مصافي التكرير أو المصانع الكيميائية التي تستخدم هذه المكونات كمواد خام . في حال تعذر مدّ خط أنابيب لأسباب جغرافية، أو إذا تجاوزت المسافة بين المصدر والمستهلك 3000 كيلومتر، يُنقل الغاز الطبيعي بحرًا على شكل غاز طبيعي مسال ، ثم يُعاد تحويله إلى حالته الغازية بالقرب من المستهلك.

منتجات

يُعدّ الغاز المتبقي من قسم استخلاص سوائل الغاز الطبيعي الغاز النهائي المُنقّى الذي يُنقل عبر الأنابيب إلى أسواق المستخدمين النهائيين. تُبرم قواعد واتفاقيات بين البائع والمشتري بشأن جودة الغاز، وتحدد هذه القواعد عادةً الحد الأقصى المسموح به لتركيز ثاني أكسيد الكربون _{وكبريتيد} الهيدروجين _والماء ، بالإضافة إلى اشتراط خلو الغاز تجاريًا من الروائح والمواد غير المرغوب فيها، والغبار أو أي مواد صلبة أو سائلة أخرى، _{والشموع} ، والصمغ، ومكونات تكوين الصمغ، التي قد تُلحق الضرر بمعدات المشتري أو تؤثر سلبًا على تشغيلها. في حال حدوث أي خلل في محطة المعالجة، يحق للمشترين عادةً رفض استلام الغاز، أو خفض معدل التدفق، أو إعادة التفاوض على السعر.

استعادة الهيليوم

إذا احتوى الغاز على نسبة عالية من الهيليوم ، فيمكن استخلاصه بالتقطير التجزيئي . قد يحتوي الغاز الطبيعي على ما يصل إلى 7% من الهيليوم، وهو المصدر التجاري لهذا الغاز النبيل . ^{[ 35 ]} على سبيل المثال، يحتوي حقل هوغوتون للغاز في كانساس وأوكلاهوما بالولايات المتحدة على تركيزات من الهيليوم تتراوح بين 0.3% و1.9%، ويتم فصله كمنتج ثانوي قيّم. ^{[ 36 ]}

انظر أيضاً

مراجع

↑ "إدارة سلامة خطوط الأنابيب والمواد الخطرة: اتصالات أصحاب المصلحة - محطات معالجة الغاز الطبيعي" . primis.phmsa.dot.gov . تم الاطلاع عليه بتاريخ 9 أبريل 2018 .
1 2 سبيت، جيمس ج. (2015). دليل تحليل المنتجات البترولية، الطبعة الثانية . هوبوكين، نيوجيرسي: جون وايلي وأولاده. ص 71. ISBN 978-1-118-36926-5.
↑ "الفصل الثاني: الإمداد" (ملف PDF) . مؤرشف من النسخة الأصلية (ملف PDF) بتاريخ 2016-03-05 . تم الاطلاع عليه بتاريخ 2014-09-21 .
↑ كيدناي، آرثر جيه؛ باريش، ويليام آر؛ مكارتني، دانيال جي (2019). أساسيات معالجة الغاز الطبيعي، الطبعة الثالثة . بوكا راتون، فلوريدا: مطبعة سي آر سي. ص 165. ISBN 978-0-429-87715-5.
↑ وكالة الاستخبارات المركزية الأمريكية (1977). الغاز الطبيعي . واشنطن العاصمة: وكالة الاستخبارات المركزية الأمريكية. ص 25.
١ ٢ توقعات إنتاج النفط الخام في الولايات المتحدة - تحليل أنواع النفط الخام (ملف PDF) ، واشنطن العاصمة: إدارة معلومات الطاقة الأمريكية، ٢٩ مايو ٢٠١٤، ص ٧. تتمثل النقطة الأخيرة التي يجب مراعاتها في التمييز بين درجات المكثفات الخفيفة جدًا (المدرجة في بيانات إنتاج النفط الصادرة عن إدارة معلومات الطاقة) وسوائل الغاز الهيدروكربونية التي تُنتج من فوهة البئر على شكل غاز، ولكنها تُحوّل إلى سوائل عند فصلها عن الميثان في محطة معالجة الغاز الطبيعي. تشمل هذه الهيدروكربونات الإيثان والبروبان والبيوتان والهيدروكربونات التي تحتوي على خمس ذرات كربون أو أكثر - والتي يُشار إليها باسم البنتانات وما فوق، أو النفتا، أو مكثفات المصنع. يمكن أيضًا مزج مكثفات المصنع مع النفط الخام، مما سيؤدي إلى تغيير كل من توزيع النفط وحجمه الإجمالي الذي تستقبله المصافي.
1 2 3 "إزالة الزئبق من الغاز الطبيعي والسوائل" (ملف PDF) . شركة UOP LLC. مؤرشف من النسخة الأصلية (ملف PDF) بتاريخ 2011-01-01.
↑ "الراديوم في الأنابيب" .
1 2 3 4 "لوائح سلامة الغاز (الإدارة) لعام 1996" . legislation.co.uk . 1996. تم الاطلاع عليه بتاريخ 13 يونيو 2020 .
↑ معهد البترول (1978). دليل تكنولوجيا النفط والغاز في بحر الشمال . لندن: هايدن وأولاده. ص 133. ISBN 0855013168.
↑ تجفيف الغاز الطبيعي (مؤرشف بتاريخ 24 فبراير 2007 في أرشيف الإنترنت ) بقلم البروفيسور جون شتاينر غودموندسون، الجامعة النرويجية للعلوم والتكنولوجيا
1 2 تجفيف الجليكول مؤرشف بتاريخ 12-09-2009 في Wayback Machine (يتضمن مخطط انسيابي)
↑ إزالة الكبريت والزئبق من الغاز الطبيعي مؤرشفة في 2008-03-03 في Wayback Machine بواسطة بورك، إم جيه ومازوني، إيه إف، مؤتمر لورانس ريد لتكييف الغاز، نورمان، أوكلاهوما، مارس 1989.
↑ استخدام الجيوكيمياء الغازية لتقييم مخاطر الزئبق، مؤرشف بتاريخ 28-08-2015 في أرشيف الإنترنت ، أويل تريسرز، 2006
↑ معالجة الغاز الطبيعي: الرابط الحاسم بين إنتاج الغاز الطبيعي ونقله إلى السوق. مؤرشف بتاريخ 4 مارس 2011 في أرشيف الإنترنت (Wayback Machine).
↑ مثال على محطة غاز مؤرشفة بتاريخ 1 ديسمبر 2010 في أرشيف الإنترنت
↑ من التنقية إلى معالجة الغازات المسالة (مؤرشف بتاريخ 15 يناير 2010 في أرشيف الإنترنت)
↑ " تصميم معالجة غاز التغذية لمشروع بيرل لتحويل الغاز إلى سوائل " (ملف PDF) . spe.org . تم الاطلاع عليه بتاريخ 9 أبريل 2018 .
↑ فوائد دمج استخراج سوائل الغاز الطبيعي وتسييل الغاز الطبيعي المسال (مؤرشف بتاريخ 26-06-2013 في أرشيف الإنترنت)
↑ "MSDS: سوائل الغاز الطبيعي" (ملف PDF) . كونوكو فيليبس.
↑ "ما هي سوائل الغاز الطبيعي وكيف تُستخدم؟" . إدارة معلومات الطاقة الأمريكية. 20 أبريل 2012.
↑ "دليل لفهم الغاز الطبيعي وسوائل الغاز الطبيعي" . مجموعة STI. 19-02-2014.
↑ "تقنية فصل السوائل عن الغازات - النفط والغاز | شركة بال" . www.pall.com . تاريخ الاسترجاع: 22 أبريل 2023 .
↑ بيكر، آر دبليو "الاتجاهات المستقبلية لتكنولوجيا فصل الغازات بالأغشية" مجلة الهندسة الكيميائية والبحوث الصناعية، 2002، المجلد 41، الصفحات 1393-1411. doi : 10.1021/ie0108088
↑ المناخل الجزيئية مؤرشفة بتاريخ 2011-01-01 في Wayback Machine (تتضمن مخططًا انسيابيًا لوحدة PSA)
↑ عمليات الغاز 2002 ، معالجة الهيدروكربونات، الصفحات 84-86، مايو 2002 (مخططات التدفق التخطيطية ووصف عمليات رفض النيتروجين وإزالة النيتروجين)
1 2 تطور تقنيات معالجة الغاز لسوائل الغاز الطبيعي مدفوعًا باحتياجات السوق - صفحة موقع شركة Advanced Extraction Technology Inc.
↑ وحدة رفض النيتروجين في عملية AET، صفحة موقع شركة Advanced Extraction Technology Inc.
1 2 مانلي، د.ب. (1998). "التقطير الفعال من الناحية الديناميكية الحرارية: تجزئة سوائل الغاز الطبيعي". البحوث التطبيقية لأمريكا اللاتينية .
↑ صفحة موقع شركة تكنولوجيا الاستخلاص المتقدمة لعملية التمدد التوربيني المبرد
↑ عمليات الغاز 2002 ، معالجة الهيدروكربونات، الصفحات 83-84، مايو 2002 (مخططات التدفق التخطيطية وأوصاف عمليات معالجة الغاز الطبيعي المسال واستعادة الغاز الطبيعي المسال)
1 2 3 منيب نواز، "توليف وتصميم مخططات تدفق وحدة إزالة الميثان لعمليات الفصل في درجات الحرارة المنخفضة"، جامعة مانشستر، أطروحة دكتوراه غير منشورة، 2011، الصفحات 137، 138، 154
↑ لويبن، دبليو إل (2013). "التحكم في سلسلة من أعمدة التقطير لفصل الغاز الطبيعي". مجلة البحوث في الكيمياء الصناعية والهندسية . 52 : 5710741-10753 . doi : 10.1021/ie400869v .
↑ البدوي، ك.م.؛ تيماه، م.أ.؛ شحاتة، أ.إ.؛ حنفي، أ.أ. (2017). "محاكاة إنتاج غاز البترول المسال من الغاز الطبيعي باستخدام أبراج التجزئة". المجلة الدولية للبحوث العلمية والتقنية المتقدمة . 6 (7).
↑ وينتر، مارك (2008). "الهيليوم: الأساسيات" . جامعة شيفيلد . تم الاسترجاع في 14 يوليو 2008 .
↑ دوايت إي. وارد وآرثر ب. بيرس (1973) "الهيليوم" في موارد المعادن في الولايات المتحدة ، هيئة المسح الجيولوجي الأمريكية، ورقة مهنية 820، ص 285-290.

روابط خارجية

محاكاة معالجة الغاز الطبيعي باستخدام برنامج Aspen HYSYS
مبادئ وتقنيات معالجة الغاز الطبيعي (نص دورة شامل ومفصل من تأليف الدكتور أ. هـ. يونغر، جامعة كالجاري، ألبرتا، كندا ).
معالجة الغاز الطبيعي ، موقع جمعية توريد الغاز الطبيعي (NGSA).
معالجة الغاز الطبيعي (جزء من منشور AP-42 الصادر عن وكالة حماية البيئة الأمريكية )
محطات معالجة الغاز الطبيعي (موقع إلكتروني تابع لوزارة النقل الأمريكية )
رابطة معالجي الغاز ، الموقع الإلكتروني لرابطة معالجي الغاز (GPA) التي يقع مقرها الرئيسي في تولسا، أوكلاهوما، الولايات المتحدة.
مجلة معالجة الغاز (الناشر: كلية الهندسة، جامعة أصفهان، إيران).
زيادة كفاءة محطات معالجة الغاز (مؤرشف بتاريخ 18 فبراير 2021 في أرشيف الإنترنت)

للمزيد من القراءة

هارينغ، إتش دبليو (2008). معالجة الغازات الصناعية. فاينهايم، ألمانيا: دار نشر وايلي-في سي إتش المحدودة وشركاه المحدودة
كول، أ.، ونيلسن، ر. (1997). تنقية الغاز. الطبعة الخامسة. هيوستن، تكساس: شركة جلف للنشر

[1] "إدارة سلامة خطوط الأنابيب والمواد الخطرة: اتصالات أصحاب المصلحة - محطات معالجة الغاز الطبيعي" . primis.phmsa.dot.gov . تم الاطلاع عليه بتاريخ 9 أبريل 2018 .

[:3-2] 1 2 سبيت، جيمس ج. (2015). دليل تحليل المنتجات البترولية، الطبعة الثانية . هوبوكين، نيوجيرسي: جون وايلي وأولاده. ص 71. ISBN 978-1-118-36926-5.

[3] "الفصل الثاني: الإمداد" (ملف PDF) . مؤرشف من النسخة الأصلية (ملف PDF) بتاريخ 2016-03-05 . تم الاطلاع عليه بتاريخ 2014-09-21 .

[4] كيدناي، آرثر جيه؛ باريش، ويليام آر؛ مكارتني، دانيال جي (2019). أساسيات معالجة الغاز الطبيعي، الطبعة الثالثة . بوكا راتون، فلوريدا: مطبعة سي آر سي. ص 165. ISBN 978-0-429-87715-5.

[5] وكالة الاستخبارات المركزية الأمريكية (1977). الغاز الطبيعي . واشنطن العاصمة: وكالة الاستخبارات المركزية الأمريكية. ص 25.

[Crude_Types-6] ١ ٢ توقعات إنتاج النفط الخام في الولايات المتحدة - تحليل أنواع النفط الخام (ملف PDF) ، واشنطن العاصمة: إدارة معلومات الطاقة الأمريكية، ٢٩ مايو ٢٠١٤، ص ٧. تتمثل النقطة الأخيرة التي يجب مراعاتها في التمييز بين درجات المكثفات الخفيفة جدًا (المدرجة في بيانات إنتاج النفط الصادرة عن إدارة معلومات الطاقة) وسوائل الغاز الهيدروكربونية التي تُنتج من فوهة البئر على شكل غاز، ولكنها تُحوّل إلى سوائل عند فصلها عن الميثان في محطة معالجة الغاز الطبيعي. تشمل هذه الهيدروكربونات الإيثان والبروبان والبيوتان والهيدروكربونات التي تحتوي على خمس ذرات كربون أو أكثر - والتي يُشار إليها باسم البنتانات وما فوق، أو النفتا، أو مكثفات المصنع. يمكن أيضًا مزج مكثفات المصنع مع النفط الخام، مما سيؤدي إلى تغيير كل من توزيع النفط وحجمه الإجمالي الذي تستقبله المصافي.

[UOPHg-7] 1 2 3 "إزالة الزئبق من الغاز الطبيعي والسوائل" (ملف PDF) . شركة UOP LLC. مؤرشف من النسخة الأصلية (ملف PDF) بتاريخ 2011-01-01.

[8] "الراديوم في الأنابيب" .

[:0-9] 1 2 3 4 "لوائح سلامة الغاز (الإدارة) لعام 1996" . legislation.co.uk . 1996. تم الاطلاع عليه بتاريخ 13 يونيو 2020 .

[10] معهد البترول (1978). دليل تكنولوجيا النفط والغاز في بحر الشمال . لندن: هايدن وأولاده. ص 133. ISBN 0855013168.

[11] تجفيف الغاز الطبيعي (مؤرشف بتاريخ 24 فبراير 2007 في أرشيف الإنترنت ) بقلم البروفيسور جون شتاينر غودموندسون، الجامعة النرويجية للعلوم والتكنولوجيا

[ProcessGroup-12] 1 2 تجفيف الجليكول مؤرشف بتاريخ 12-09-2009 في Wayback Machine (يتضمن مخطط انسيابي)

[13] إزالة الكبريت والزئبق من الغاز الطبيعي مؤرشفة في 2008-03-03 في Wayback Machine بواسطة بورك، إم جيه ومازوني، إيه إف، مؤتمر لورانس ريد لتكييف الغاز، نورمان، أوكلاهوما، مارس 1989.

[14] استخدام الجيوكيمياء الغازية لتقييم مخاطر الزئبق، مؤرشف بتاريخ 28-08-2015 في أرشيف الإنترنت ، أويل تريسرز، 2006

[15] معالجة الغاز الطبيعي: الرابط الحاسم بين إنتاج الغاز الطبيعي ونقله إلى السوق. مؤرشف بتاريخ 4 مارس 2011 في أرشيف الإنترنت (Wayback Machine).

[16] مثال على محطة غاز مؤرشفة بتاريخ 1 ديسمبر 2010 في أرشيف الإنترنت

[17] من التنقية إلى معالجة الغازات المسالة (مؤرشف بتاريخ 15 يناير 2010 في أرشيف الإنترنت)

[18] " تصميم معالجة غاز التغذية لمشروع بيرل لتحويل الغاز إلى سوائل " (ملف PDF) . spe.org . تم الاطلاع عليه بتاريخ 9 أبريل 2018 .

[19] فوائد دمج استخراج سوائل الغاز الطبيعي وتسييل الغاز الطبيعي المسال (مؤرشف بتاريخ 26-06-2013 في أرشيف الإنترنت)

[20] "MSDS: سوائل الغاز الطبيعي" (ملف PDF) . كونوكو فيليبس.

[21] "ما هي سوائل الغاز الطبيعي وكيف تُستخدم؟" . إدارة معلومات الطاقة الأمريكية. 20 أبريل 2012.

[22] "دليل لفهم الغاز الطبيعي وسوائل الغاز الطبيعي" . مجموعة STI. 19-02-2014.

[23] "تقنية فصل السوائل عن الغازات - النفط والغاز | شركة بال" . www.pall.com . تاريخ الاسترجاع: 22 أبريل 2023 .

[24] بيكر، آر دبليو "الاتجاهات المستقبلية لتكنولوجيا فصل الغازات بالأغشية" مجلة الهندسة الكيميائية والبحوث الصناعية، 2002، المجلد 41، الصفحات 1393-1411. doi : 10.1021/ie0108088

[25] المناخل الجزيئية مؤرشفة بتاريخ 2011-01-01 في Wayback Machine (تتضمن مخططًا انسيابيًا لوحدة PSA)

[26] عمليات الغاز 2002 ، معالجة الهيدروكربونات، الصفحات 84-86، مايو 2002 (مخططات التدفق التخطيطية ووصف عمليات رفض النيتروجين وإزالة النيتروجين)

[GPTechnologies-27] 1 2 تطور تقنيات معالجة الغاز لسوائل الغاز الطبيعي مدفوعًا باحتياجات السوق - صفحة موقع شركة Advanced Extraction Technology Inc.

[28] وحدة رفض النيتروجين في عملية AET، صفحة موقع شركة Advanced Extraction Technology Inc.

[:1-29] 1 2 مانلي، د.ب. (1998). "التقطير الفعال من الناحية الديناميكية الحرارية: تجزئة سوائل الغاز الطبيعي". البحوث التطبيقية لأمريكا اللاتينية .

[30] صفحة موقع شركة تكنولوجيا الاستخلاص المتقدمة لعملية التمدد التوربيني المبرد

[31] عمليات الغاز 2002 ، معالجة الهيدروكربونات، الصفحات 83-84، مايو 2002 (مخططات التدفق التخطيطية وأوصاف عمليات معالجة الغاز الطبيعي المسال واستعادة الغاز الطبيعي المسال)

[:2-32] 1 2 3 منيب نواز، "توليف وتصميم مخططات تدفق وحدة إزالة الميثان لعمليات الفصل في درجات الحرارة المنخفضة"، جامعة مانشستر، أطروحة دكتوراه غير منشورة، 2011، الصفحات 137، 138، 154

[33] لويبن، دبليو إل (2013). "التحكم في سلسلة من أعمدة التقطير لفصل الغاز الطبيعي". مجلة البحوث في الكيمياء الصناعية والهندسية . 52 : 5710741-10753 . doi : 10.1021/ie400869v .

[34] البدوي، ك.م.؛ تيماه، م.أ.؛ شحاتة، أ.إ.؛ حنفي، أ.أ. (2017). "محاكاة إنتاج غاز البترول المسال من الغاز الطبيعي باستخدام أبراج التجزئة". المجلة الدولية للبحوث العلمية والتقنية المتقدمة . 6 (7).

[35] وينتر، مارك (2008). "الهيليوم: الأساسيات" . جامعة شيفيلد . تم الاسترجاع في 14 يوليو 2008 .

[36] دوايت إي. وارد وآرثر ب. بيرس (1973) "الهيليوم" في موارد المعادن في الولايات المتحدة ، هيئة المسح الجيولوجي الأمريكية، ورقة مهنية 820، ص 285-290.

[

[ 3 ]

[ 4 ]

[ 5 ]

[ 6 ]

[ 7 ]

[ 8 ]

[ 10 ]

[ 11 ]

[ 12 ]

[ 13 ]

[ 14 ]

[ 15 ]

[ 16 ]

[ 17 ]

[ 18 ]

[ 19 ]

[ 20 ]

[ 21 ]

[ 22 ]

[ 23 ]

[ 24 ]

[ 25 ]

[ 26 ]

[ 27 ]

[ 28 ]

[ 30 ]

[ 31 ]

[ 33 ]

[ 34 ]

[ 35 ]

[ 36 ]