shadow

Natural Gas Dehydration – Part.1

تجفيف الغاز الطبيعي – الجزء الأول

 Natural Gas Dehydration 

   المهندس رائد العبيدي


يحتوي الغاز الطبيعي الأتي من حقول الإنتاج إضافة إلى الغازات الحامضية كغاز H2S و CO2 على شوائب أخرى كبخار الماء أو الماء الحر في بعض الأحيان وتختلف كمية الماء في الغازات الهيدروكاربونية تبعا للضغط ودرجة الحرارة والماء إما أن يكون على شكل قطرات سائلة أو بخار ماء. ان الغاز الطبيعي تنخفض حرارته اثناء مروره خلال انبوب البئر الى السطح بسبب إنخفاض الضغط وفقدان الحرارة الى المنطقة المحيطة بالأنبوب Formation والتي تكون أبرد .

ويكون الماء أكثر الشوائب غير المرغوب فيها في الغاز الطبيعي ، ويتم إزالة قسم من الماء (الماء الحر) من النفط والغاز عن طريق العازلات Separators .

 إن الغاز الطبيعي المطلوب نقله إلى الأسواق بالأنابيب يجب أن تتوفر فيه شروط معينة من حيث احتوائه على الماء أو بخار الماء بحدود 6-8 باوند من الماء لكل مليون قدم مكعب قياسي من الغاز الطبيعي والغاية من وحدة تجفيف الغاز هي لتخليص الغاز من الماء وتخفيض نقطة الندى قبل إرساله بواسطة خطوط الأنابيب إلى LPG plant وذلك لتلافي الانجماد نتيجة لتَكون سوائل تسمى (الهيدرات Hydrates) وهي عبارة عن مواد صلبة تشبه الثلج أو بلورات ناتجة عن إتحاد الغاز الطبيعي مع الماء في درجة حرارة أعلى من درجة انجماد الماء النقي .أن السبب الرئيسي لإزالة بخار الماء من الغاز الطبيعي هو أنه يتكثف عند أنخفاض الحرارة  و/ أو زيادة ضغط الغاز.

ومن العوامل التي تساعد على تكون هذه السوائل وانجمادها هي هبوط الضغط الفجائي وانخفاض درجة الحرارة ووجود الماء ضمن مكونات الغاز.

س: ما هو تجفيف الغاز الطبيعي؟

  – إزالة الماء من الغاز الطبيعي من خلال تخفيض درجة الندى.

س: ما هي أضرار وجود الماء في الغاز الطبيعي؟

  – لمنع تكوين الهيدرات حيث أنها تُسبب حدوث أنسدادات في الصمامات والتضيّقات.

  – لزيادة سعة الأنابيب حيث أن الماء يقلل من سعتها.

  – لمنع تآكل الأنابيب حيث تسبب الأملاح الموجودة في الماء تآكل الأنابيب ونسبة التآكل يزداد بزيادة الضغط ودرجة الحرارة عند ظروف الإشباع.

  – القيمة الحرارية للغاز الجاف أعلى من القيمة الحرارية للغاز الرطب.

  – كبس الغاز الجاف يحتاج إلى قوة أقل من الغاز الرطب.

س: كيف يمكن التعبير عن وجود الماء في الغاز الطبيعي؟

 – كمية (كتلة) محتوى الماء وتُقاس بوحدة(Ib/MMscf).

 – درجة حرارة الندى Dew Point.

 – التركيز الحجمي Volume Concentration ويُقاس بوحدة ppmv.

 – التركيز الوزني Volume Concentration ويُقاس بوحدة ppmm.

حيث تستخدم القيم الثلاث الاولى مع الغازات ، في حين تستخدم القيمتان الثانية والرابعة مع السوائل ، ولكن الأكثر شيوعاً هو نقطة الندى 

س: ما هي أشكال الماء في الغاز الطبيعي؟

  – على شكل سائل (ماء حر).

  – على شكل بخار (مذاب).

 

 علماً أن محتوى الماء هو دالة الضغط والحرارة والخواص الفيزياوية.

س: ما هي العوامل المؤثرة في تخفيض درجة الندى Dew Point Depression ؟

  – معدل تدوير الكلايكول.

  – تركيز الكلايكول غير المشبع Lean Glycol.

  – عدد الصواني Trays في برج التلامس Contactor.

  – درجة حرارة برج التلامس.

وتكون نقطة الندى حساسة جداً لدرجة حرارة الغاز الداخل Inlet Gas Temperature ، حيث يمكن تقليل نقطة الندى بشكل أكبر في درجات حرارة العالية للغاز.  

أما درجة حرارة الكلايكول فتتراوح بين (10-57) درجة مئوية ، حيث يجب أن لا تزيد درجة حرارة الكلايكول عن 57 درجة مئوية ، حيث تكون لزوجة الكلايكول أعلى في درجات الحرارة الواطئة ، أما في درجات الحرارة العالية فهذا يؤدي الى خسارة الكلايكول بسبب التبخر.

المواد المانعة لتكوين الهيدرات:

أن الهيدرات هي مواد صلبة مكونة من الماء مع أحد الغازات الهيدروكاربونية شكله أقرب الى مظهر الثلج. أن الظروف المثالية لتكون الهيدرات هي أنخفاض درجة الحرارة  وارتفاع الضغط .

إن الطريقة المثالية لحماية الأنابيب والأجهزة من الهيدريت المتكونة والتآكل هو بقاء هذه الأنابيب والأجهزة جافة وخالية من الماء, ومن الضروري إزالة الماء عندما تعمل الأجهزة بدرجات حرارة اقل من درجة تكون الهيدرات, وتضاف عدة مواد مانعة لتكوين الهيدرات, وغالبا يضاف الميثانول أو احد أنواع الكلايكول كمواد مانعة لتكوين الهايدرات, ومن الممكن استرجاع كل المواد المضافة ماعدا الميثانول حيث لا تعتبر عملية الاسترجاع اقتصادية.

 

غالبا يضاف الميثانول عند أي درجة حرارة لكن داي اثلين كلايكول لايمكن إضافته عندما تكون درجة الحرارة اقل من(- 10 مْ) بسبب لزوجته وصعوبة فصله عند وجود قطرات من النفط , لذا يضاف عند درجات حرارة أعلى من (- 10 مْ ) .

طرق تجفيف الغاز الطبيعي:

أ‌. طريقة الامتصاص باستعمال مجففات سائلة مناسبة أهمها مادة الكلايكول الثنائي والثلاثي.

ب‌. طريقة الامتصاص باستعمال المناخل الجزيئية Molecular Seals أو مجففات صلبة منها الالومينا المنشطة والسيليكاجيل والبوكسايت والكاربون المنشط.

ت‌. التبريد.

ث‌. الكبس ويتبعه التبريد.

ج‌. العزل بدرجات حرارة واطئة.

أن أهم ما يميز عوامل التجفيف هو أنه يجب إعادة تنشيطها ، ومن مميزاتها الأخرى :

1. قابلية الأمتصاص : وهي أكبر كمية من الماء يمكن لهذا العامل أن يمتصها كنسبة وزنية weight percent.

2. القدرة على تقليل درجة الندى.

3. القدرة على التجفيف وتقليل الرطوبة في الغاز.

4. مدى درجة الحرارة Temperature Range : وهو مدى درجة الحرارة التشغيلية التي يمكن خلالها أستخدام هذا العامل بدون فقدان خواصه.

5. عدد المرات التي يمكن فيها إعادة تنشيط المادة وأستخدامها ثانيةً بدون أن تفقد خواصها.

أن أغلب وحدات التجفيف تستخدم مواد التجفيف السائلة مثل DEG أو TEG وهي التي تجمع الأستخدام التشغيلي السهل ، وجانب الجدوى الأقتصادية. بالأضافة الى بعض العوامل الأخرى ، مثل:

 – الدخول الفعال الحد الفاصل بين الغاز والسائل.

 – التعامل مع تراكيز مختلفة.

 – سهولة ضخها.

 – ملائمتها للظروف التشغيلية المختلفة.

 – كلفتها الواطئة مقارنة بغيرها من المواد.

 – سهولة إعادة تنشيطها في ضغوط واطئة ودرجات حرارة عالية.

 أن سوائل التجفيف تكون بشكل عام ذات درجة غليان عالية وثابتة حرارياً ولا تفقد كفاءتها من كثرة الأستعمال.

الكلايكول: مادة نقية عديمة الرائحة سائلة حلوة المذاق تذوب في مدى واسع وبشكل تام في المذيبات القطبية مثل الماء والكحولات والأستون إلا أن ذوبانها قليل في المذيبات غير القطبية مثل البنزين ,التلوين , داي كلورو إيثان والكلوروفورم.

تعتبر طريقة التجفيف بطريقة الامتصاص باستعمال الكلايكول من أحسن الطرق وأكثرها شيوعا واستعمالا وبصورة خاصة للمركبات الغازية وكذلك عند عدم الحاجة إلى النزول بدرجة الندى إلى درجة واطئة جدا.

الكلايكول سائل له خواص امتصاص الماء بكميات كبيرة جدا وفقدانها بعد التسخين وبذلك يصبح صالحا للاستعمال مرة أخرى . أن جزيئات الماء متماسكة بشدة بسبب الآواصر الهيدروجينية ، كما أن مجاميع الأثيل والهيدروكسيل في الكلايكول تشكّل ترابطات شبيهة مع جزيئات الماء . 

س: ما هي أسباب تفضيل استعمال الكلايكول لتجفيف الغازات من بخار الماء؟

هناك العديد من العوامل التي تجعل الكلايكول من أكثر المواد المُجففة رغبة ً وهي:

 –  قابليته العالية لامتصاص بخار الماء .

 –  لا يتأثر بالحرارة العالية على أن لا يتجاوز 210 مْ . كما أنه يتميز بثباته ضد التحلل الكيميائي.

 –  ضغطه البخاري واطئ .

 –  كلفته مناسبة .

  – أمكانية أستخدامه بشكل مستمر بسبب سهولة إعادة تنشيطه مما يقلل كلفته. حيث يمكن إعادة تنشيطه الى تركيز يصل الى (89-99,95) %

س : ما هي مركبات الكلايكول المستعملة في تجفيف الغاز؟

 – الأثلين كلايكول (EG) ورمزه الكيميائي   C2H6O2

 يستخدم الأثلين كلايكول في حالات خاصة بسبب صعوبة إعادة تركيزه واستخدامه ثانية بدون فقدان كميات كبيرة منه, لذا لايمكن اعتباره كأحد المواد الممتصة والمستخدمة على نطاق واسع.

 –  داي أثلين كلايكول (DEG) ورمزه الكيميائي  C4H10O3

يستخدم على نطاق واسع وذلك لقلة ذوبانه في السوائل الهيدروكاربونية , يتراوح درجات الحرارة اللازمة لإعادة تنشيطها مابين(157,2 – 171,1)  مئوية .

 –   تراي أثلين كلايكول TEG ورمزه الكيميائي C6H14O4   

يمتاز التراي اثلين كلايكول بدرجة انحلال عاليــة تصل الى 206 °مئوية (تؤثر درجات الحرارة العالية على الكلايكول وتؤدي إلى تكوين حوامض مسببة للتآكل), ويتاز أيضاً بأمكانية أعادة تركيزه بدرجة عالية من النقاوة مع زيادة انخفاض في درجة الندى للغاز, تتراوح درجات الحرارة اللازمة لإعادة تنشيطها مابين(190,6 – 204,4 ) مئوية .

  تترا أثلين كلايكول(TREG)  ورمزه الكيميائي C8H18O5 

يمتاز هذا المركب بدرجة تحلل أعلى من التراي اثلين كلايكول ويؤدي استعمال التترا اثلين كلايكول زيادة في انخفاض درجة الندى مايقارب (10 فْ) أكثر من الدرجة التي يتم الحصول عليها باستعمال التراي اثلين كلايكول ومن مساوئه الكلفة العالية وصعوبة إعادة تركيزه بدرجات الحرارة العالية , تتراوح درجات الحرارة اللازمة لإعادة تنشيطه مابين ( 207,2 – 221,1 )مئوية.

ولأجراء عملية التجفيف بالمواد السائلة يفضّل استخدام سائل Tri Ethylene Glycol والمسماة اختصارا (TEG)  .

أن تخفيض درجة الندى Dew Point مرتبط بمجموعة من الأمور وهي: معدل تدوير الكلايكول – تركيز الكلايكول – عدد الصواني Trays – درجة حرارة التماس بين الكلايكول والغاز. ولعل أهم عامل يؤثر على نقطة الندى هو درجة حرارة الغاز الداخل حيث أن نقطة الندى تنخفض بشكل كبير بزيادة درجة حرارة الغاز ، كما أنها تزيد بتقليل درجة حرارة الغاز. ويجب أن لا تزيد درجة حرارة الكلايكول عن 57 °م. أما بالنسبة لتأثير الضغط فهو محدود جداً ، ولكن بشكل عام تزيد كفاءة التجفيف كلما قل الضغط. كما أن درجة حرارة الكلايكول إذا قلت عن 21 درجة مئوية فأن الكلايكول يصبح لزجاً.

Glycol Types Comparison
Glycol Types Comparison

 وكما يتضح من الجدول ، فأنه عند تنشيط DEG يجب أن لا تتجاوز درجة الحرارة عن 164 °C لأنها درجة تفككه للوصول الى تركيز 96% أو أعلى ، في حين عند تنشيط TEG فيجب أن لا تتجاوز درجة الحرارة عن 204°C (وهي درجة تفككه) للوصول الى تركيز يصل الى 98.9% .

س : ما هي محاسن ومساويء أستخدام TEG و DEG ؟

ج: 

    محاسن DEG:

       1. مستقر مع H2O و CO2 في درجات الحرارة التشغيلية الأعتيادية.
      
 2. يمتص للرطوبة بشكل كبير.
       3. أقل كلفة من TEG.

  مساويء DEG:

      1. ذوبانه جزئياً في الهيدروكاربونات السائلة.
     2. عند إعادة تنشيطه لا يزيد تركيزه عن 95% وزناً تحت الضغط الجوي.

 

  محاسن TEG:

      1. مستقر مع H2O و CO2 في درجات الحرارة التشغيلية الأعتيادية.
      2. يمتص للرطوبة بشكل كبير.
      3. يصل تركيزه الى أكثر من 97% .

  مساويء TEG:

      1. أغلى من DEG .
      2. قد يتسبب بتكوين الرغوة. مما قد يستوجب حقن المواد المانعة للرغوة.

المصادر:
1.  Gas Dehydration Using Glycol, Manning & Thompson, LSU.
2. Gas Plants part.1 / ENI Corporate University.

 يمكن نقل المقال الى أي موقع آخر بشرط ذكر المصدر والكاتب

Natural Gas Dehydration Part.1

Definition of Natural Gas Dehydration

 the removal of water from natural gas by lowering the dew point temperature of the natural gas

   Objective:

To prepare natural gas for sale, its undesirable components (water, H2S and CO2) must be removed. Most natural gas contains substantial amounts of water vapor
due to the presence of connate water in the reservoir rock. At reservoir pressure and temperature, gas is saturated with water vapor.
Removal of this water is necessary for sales specifications or cryogenic gas processing. Primary concerns in surface facilities are determining the:
– Water content of the gas.
– Conditions under which hydrates will form.
Liquid water can form hydrates, which are ice-like solids, that can plug flow or decrease throughput. Predicting the operating temperatures and pressures at which
hydrate form and methods of hydrate prevention.

Water vapor is the most common undesirable impurity in gas streams. Usually, water vapor and hydrate formation, i.e. solid phase that may precipitate from the gas when it is compressed or cooled. Liquid water accelerates corrosion and ice (or solid hydrates) can plug valves, fittings, and even gas lines. To prevent such difficulties, essentially gas stream, which is to be transported in transmission lines, must be dehydrated as per pipeline specifications.
The processing of natural gas to the pipeline specifications usually involves four main processes :
Oil and condensate removal
Water removal
Separation of natural gas liquids
Sulfur and carbon dioxide removal
Most of the liquid free water associated with extracted natural gas is removed by simple separation methods at or near the wellhead. However, the removal of the water vapor
requires more complex treatment, which usually involves one of the two process, either absorption or adsorption.
In absorption, dehydrating agent (e.g. glycols) is employed to remove water vapors and in adsorption, solid desiccants like alumina, silica gel, and molecular sieves can be used.
The absorption process has gain wide acceptance because of proven technology and simplicity in design and operation.

  Dew Point:

   The dew point is the temperature and pressure at which the first drop of water vapor condenses into a liquid. It is used as a means of measuring the water vapor content of
natural gas. As water vapor is removed from the gas stream, the dew point decreases. Keeping the gas stream above the dew point will prevent hydrates from forming and
prevent corrosion from occurring.
Dew point depression is the difference between the original dew point and the dew point achieved after some of the water vapor is removed. It is used to describe the amount
of water needed to be removed from the natural gas to establish a specific water vapor content

  PRESENCE OF WATER IN NATURAL GAS :
Natural gas contains water in 2 forms :
–  In liquid form (free water) .
– In vapor form (dissolved)
Water present :
1. At source from reservoir (associated water with gas)
2. As a result of sweetening in aqueous solution.
It is necessary to reduce and control the water content of gas to ensure safe processing and transmission.

 WATER CONTENT IN NATURAL GAS
Water content is stated in a number of ways :
1. Mass of water/unit volume lb/MMscf.
2. Dew point Temperature.
3. Concentration, part per million by volume ppmv.
4. Concentration, part per million by mass ppmw.

   Why Dehydrate?

   Dehydration refers to removing water vapor from a gas to lower the stream’s dew point. If water vapor is allowed to remain in the natural gas, it will:
– Reduce the efficiency and capacity of a pipeline
– Cause corrosion that will eat holes in the pipe or vessels through which the gas passes Form hydrates or ice blocks in pipes, valves, or vessels
– Dehydration is required to meet gas sales contracts (dependent upon ambient temperatures).

Water Content of Gas:

   Liquid water is removed by gas-liquid and liquid-liquid separation. The capacity of a gas stream to hold water vapor is: A function of the gas composition Affected by the pressure and temperature of the gas Reduced as the gas stream is compressed or cooled When a gas has absorbed the limit of its water holding capacity for a specific pressure and temperature, it is said to be saturated or at its dew point.
Any additional water added at the saturation point will not vaporize, but will fall out as free liquid. If the pressure is increased and/or the temperature decreased, the capacity of the gas to hold water will decrease, and some of the water vapor will condense and drop out.
Methods of determining the water content of gas include:
– Partial pressure and partial fugacity relationships
– Empirical plots of water content versus P and T Corrections to the empirical plots above for the presence of contaminants such as hydrogen sulfide, carbon dioxide and
nitrogen and Pressure Volume Temperature (PVT) equations of state.

   GAS HYDRATES:

    What Are Gas Hydrates?
Gas hydrates are complex lattice structures composed of water molecules in a crystalline structure: Resembles dirty ice but has voids into which gas
molecules will fit Most common compounds.

    – Water, methane, and propane
– Water, methane, and ethane
The physical appearance resembles a wet, slushy snow until they are trapped in a restriction and exposed to differential pressure, at which time they become very solid structures, similar to compacting snow into a snow ball.

Why Is Hydrate Control Necessary?
Gas hydrates accumulate at restrictions in flowlines, chokes, valves, and instrumentation and accumulates into the liquid collection section of vessels. Gas hydrates plug and reduce line capacity, cause physical damage to chokes and instrumentation, and cause separation problems.

What Conditions Are Necessary to Promote Hydrate Formation?
Correct pressure and temperature and “free water” should be present, so that the gas is at or below its water dew point. If “free water” is not present, hydrates cannot form.

How Do We Prevent or Control Hydrates?
1. Add heat.
2. Lower hydrate formation temperature with chemical
3. inhibition Dehydrate gas so water vapor will not condense into “free water”.
4. Design process to melt hydrates.

 Why Using Glycols?
Glycols are extremely stable to thermal and chemical decomposition, readily available at moderate cost, useful for continuous operation and are easy to regenerate. These properties make glycols as obvious choice as dehydrating agents.
In the liquid state, water molecules are highly associated because of hydrogen bonding. The hydroxyl and ether groups in glycols form similar associations with water molecules. This liquid –phase hydrogen bonding with glycols provides higher affinity for absorption of water in glycol. Four glycols have been successfully used to dry natural gas: ethylene glycol (EG), Diethylene glycol (DEG), Triethylene glycol (TEG) and Tetraethylene glycol (TREG).
TEG has gained universal acceptance as the most cost effective choice because:
– TEG is more easily regenerated to a concentration of 98-99.95% in an atmospheric stripper because of its high boiling point and decomposition temperature.
– Vaporization temperature losses are lower than EG or DEG
– Capital and operating cost are lower
Diethylene glycol is preferred for applications below about 10oC because of the high viscosity of TEG in this temperature range.

for more details, see Natural Gas Dehydration Part.2

 References:
1. Gas Dehydration Field Manual, Maurice Stewart & Ken Arnold
2. Gas Dehydration by TEG and Hydrate Inhibition Systems, Arthur William
3. Fundamentals of Natural Gas, Arthur J. Kidnay & William R. Parrish

Natural Gas Dehydration Part.2

PROCESS DESCRIPTION OF GAS DEHYDRATION
The principle of glycol dehydration is contacting a natural gas stream with a hygroscopic liquid which has a greater affinity for the water vapor than does the gas. Contactor pressure is subject to economic evaluation usually influenced by water removal duty, required water dewpoint, vessel diameter and wall thickness. After contacting the gas, the water-rich glycol is regenerated by heating at approximately atmospheric pressure to a temperature high enough to drive off virtually all the absorbed water. The regenerated glycol is then cooled and recirculated back to the contactor.

Triethylene glycol (TEG) is the most commonly used dehydration liquid and is the assumed glycol type in this process description. Diethylene glycol (DEG) is sometimes used for uniformity when hydrate inhibition is required upstream of dehydration or due to the greater solubility of salt in DEG. Tetraethylene glycol (TREG) is more viscous and more expensive than the other glycols. The only real advantage is its lower vapour pressure which reduces absorber vapor loss. It should only be considered for rare cases where glycol dehydration will be employed on a gas whose temperature exceeds about 50 °C, such as when extreme ambient conditions prevent cooling to a lower temperature.
TEG has been applied downstream of production facilities that use MEG or DEG as a hydrate inhibitor without apparently leading to contamination problems. Methanol used as a hydrate inhibitor in the feed gas to a glycol dehydration unit will be absorbed by the glycol, and according to the GPSA Engineering Data Book it can pose the following problems:
– methanol will add additional reboiler heat duty and still vapor load and therefore increase glycol losses;
– aqueous methanol causes corrosion of carbon steel. Corrosion can thus occur in the still and reboiler vapor space;
– high methanol injection rates and consequent slug carry-over can cause flooding.
Where there is upstream hydrate inhibition, credit should be taken for any favorable reduction in the water content of the vapor phase. This effect is less significant at lower
feed temperatures, i.e. equivalent to about 2 °C reduction in water dewpoint at 10 °C feed temperature at 9 MPa pressure and 60 percent by weight MEG in the aqueous phase.
Adherence to the recommendations in this DEP can minimize but not eliminate entrainment and vapor losses of glycol. Glycol entrainment may lead to the following downstream problems:
– coalescing and partial condensation in pipelines resulting in localised corrosion;
– in cryogenic plants, particularly at temperatures below -25 °C, freezing of TEG and plugging of equipment;
– reduced performance of downstream adsorption plant, e.g. molecular sieves or silica gel.
Any entrained glycol should be removed upstream of cryogenic plant in high efficiency gas/liquid separators to prevent possible plugging. A range of lean TEG concentrations can be achieved with the basic regeneration flow.

References:
1. Gas Dehydration Field Manual, Maurice Stewart & Ken Arnold
2. Gas Dehydration by TEG and Hydrate Inhibition Systems, Arthur William
3. Fundamentals of Natural Gas, Arthur J. Kidnay & William R. Parrish