shadow

Converting Natural Gas to LNG

LNG

Natural gas, which is comprised primarily of methane, is one of our most abundant natural resources, both domestic and abroad. Unfortunately, many of the natural gas reservoirs are located in relatively remote areas, or offshore, and high transportation costs tend to prohibit extensive use of this potentially valuable resource. To overcome this limitation, the Department of Energy’s Federal Energy Technology Center (FETC) has developed a highly diversified research program to evaluate, promote and develop processes that convert natural gas, methane, into higher value products (i.e., liquid fuels) which will offset the high transportation costs and allow use of this untapped, environmentally friendly resource.
By advancing technologies to convert unmarketable gas resources into valuable products, cooperative efforts between DOE and industry could yield the following benefits by 2010.
(1) Our domestic production of oil will be increased through the supply of 200,000 to 500,000 barrels per day of high quality liquid transportation fuel made from Alaska’s North Slope gas resources.
(2) Advanced gas-to-liquids conversion technology that yields ultra clean burning diesel fuels that meet the most stringent emissions requirements, at costs below those of comparable fuels made from crude oils, will be
utilized.
(3) Small-scale gas-to-liquids technology for both natural gas liquefaction and chemical conversion to higher hydrocarbon liquids will enable economic and environmentally sound usage of remote offshore oil reservoirs with
associated gas, and also onshore gas reservoirs without pipeline access.
Three potential routes for the conversion of natural gas have emerged: direct, indirect and physical conversion. Direct conversion focuses on the chemical transformation of natural gas to ethane, ethylene, acetylene or methanol. Indirect conversion methods concentrate on the production of syngas (CO and H2), which is subsequently converted to liquid fuels. Physical conversion techniques center on the conversion of natural gas to liquefied natural gas (LNG). All three approaches are currently under investigation under the gas-to-liquids conversion program at FETC. In addition, the economics of gasto-liquids conversion is continually evaluated.

Direct Conversion
The direct conversion of methane to higher hydrocarbons has been extensively investigated in the past 15 years. Unfortunately, employing conventional catalytic systems, yields have remained low. In the case of C2 production, yields have been limited to 30% or less. Yields of oxygenated hydrocarbons (i.e., methanol and formaldehyde) have remained even lower, on the order of 5 – 6%. In order to overcome these limitations, FETC has attempted
to fund relatively novel research projects.
Approaches include the use of electric fields, plasma torches and hydrogen transport membranes. As an example, the hydrogen transport membrane approach is presented in more detail.
Methane is allowed to react in the absence of oxygen (pyrolytically), over a catalyst, on one side of the membrane.
Conversion to higher hydrocarbons, in particular C2 is highly equilibrium limited. However, hydrogen produced during the reactions is selectively removed via transport through the membrane. Removal of hydrogen allows the reaction to proceed further, thus removing the equilibrium constraints. On the other side of the membrane oxygen is present. The transported hydrogen can further react with the oxygen to produce water. Overall the reaction can be written as:

2 CH4 + O2 = C2H4 + 2
H2O, which is simply the oxidative coupling of methane. Results of this work are anticipated in the coming year.

Physical Conversion
In addition to chemical conversion, physical conversion of methane to liquefied natural gas (LNG) has shown promise. In this work, natural gas is liquefied employing Thermoacoustically Driven Orifice Pulse Tube Refrigeration (TADOPTR). This technology has the unique capability of producing refrigeration power at cryogenic temperatures with no moving parts. The technology is well suited for liquefaction capacities in the range of roughly 500 to 10,000 gallons per day. The research is being carried out under a Cooperative Research and Development Agreement (CRADA) between Los Alamos National Laboratory (LANL) and Cryenco, a small business located in Denver, Colorado. During 1997, the TADOPTR demonstrated production of 100 gallons per day of liquefied natural gas. The system is currently being scaled up to demonstrate production of 500 gallons per day of liquefied natural gas in
early 1998.

Indirect Conversion
Indirect methane conversion requires the production of synthesis gas (CO and H2) which is subsequently to higher hydrocarbons and liquid fuels. Synthesis gas production requires either steam (steam reforming) or oxygen (partial oxidation) as a coreactant.
In either case, generation of these reactants is extremely energy and capital intensive and, as a result, the major cost of converting natural gas to liquid fuels lies in the initial synthesis gas production step.  Clearly, over half of the process cost, approximately 60%, is associated with synthesis gas generation.
Considering the partial oxidation route to synthesis gas, any reduction in the cost of oxygen production would translate into a reduction in the overall cost of liquid fuels production. One technology which shows considerable promise is the use of ceramic membranes for oxygen production. Briefly, air (80% nitrogen, 20% oxygen) is allowed to pass on the outside of the membrane.
The membrane is a highly dense, non-porous ceramic material capable of withstanding high temperatures. Due to 1) an oxygen partial pressure differential across the membrane and 2) the nature of the ceramic material, oxygen is selectively removed from the air and transported across the membrane as an oxide ion (O2-). . It is important to note that oxygen separation has been achieved without the use of relatively expensive cryogenics or compression.
In addition to functioning as an oxygen separation unit, the membrane also serves as the synthesis gas reactor.
methane (natural gas) is passed through the inside of the membrane. Oxygen diffusing through the membrane further reacts with the methane resulting in the formation of synthesis gas. By utilizing the above approach, it is
anticipated that both capital and operating costs can be substantially reduced and provide an alternate, cost competitive route for the production of liquid fuels.

Currently, several new downstream research activities are being initiated. This includes the development of Fischer-Tropsch catalysts for the production of liquid fuels and testing of these materials for their performance and emission characteristics.

Economic/Process Analysis
It is imperative that the current status of all issues concerning the conversion of natural gas to liquid fuels be continually monitored and updated. Therefore, continued economic and process analysis of existing and potential natural gas conversion technologies is a necessary and integral part of the gas to liquids program. Recent studies include:

1) the potential and economics for offshore gas to liquids conversion.
2) an economic assessment of Alaskan North Slope gas utilization options. Of particular importance in the latter work was the identification of the window of opportunity to extend the lifetime of the Trans Alaskan Pipeline System (TAPS).
3. Identification of a viable technology to convert gas to pipeline quality liquids by 2009 – 2016 could extend the lifetime of TAPS by some 20+ years. Continued operation of TAPS is vitally important to Alaska=s economy; therefore, this provides considerable incentive to develop and commercialize new gas to liquids conversion
technologies, capable of 200,000 – 500,00 bbl/day production, early in the 21st century.
The primary focus of the gas to liquids program is on the conversion and utilization of domestic natural gas supplies. However, it is important to remain active in world wide gas activities. Participation in the CANMET Consortium allows interaction with an international group of oil, gas, utilities and chemical companies.
Summary
The overall objective of the gas to liquids program is: In partnership with industry, develop and demonstrate advanced technologies and processes for the economical conversion of methane to liquids that can be used as fuels. FETC’s gas to liquids research program provides a unique opportunity for industrial partnerships and rapid technology transfer in an effort to achieve this goal.

Crude Oil Contracts

Oil Contract

Major traded oils

More than 170 different oils are traded on the market, but this section will discuss the three major oils that usually attract the most attention, both in the news and in the markets around the world. West Texas Intermediate (WTI) is a crude oil of extremely high quality and because of this property, it is possible to extract more gasoline from a single barrel compared with most other crude oils traded on the market. The WTI has an API 10 gravity of 39.6 degrees, which gives the oil the characteristic of “light”; moreover the concentration of 0.24 percent of sulfur makes it a “sweet” crude oil. Those qualities together with the extraction location, make the WTI the prime crude oil refined within the United States, which is the largest gasoline consuming country on the planet. The vast amount of the WTI crude oil is refined mainly in the Gulf Coast and in the Midwest regions. Because of its characteristic, the WTI crude oil, is usually priced higher than the other two main traded oil: respectively $5-7 per barrel higher than the OPEC basket and $1-2 more than the “Brent Blend”.

here is live WTI crude oil price:

Read also Crude Oil Price

Brent Blend
we always hear about Brent Crude Oil Price and Brent Blend in the news, so let us first define Brent Blend:
is a combination of different types of crude oils, which are extracted from 15 fields throughout the Nynas system, located in the North Sea, and the Scottish Brent. The “API Gravity” of this particular oil is 38.3 degrees: this characteristic makes it a “light” oil similar to the WTI, but not as much as the WTI. In the same way, the quantity of sulfur contained (0.37 percent), makes it a “sweet” crude oil, but not as “sweet” as the WTI. Brent Blend properties make this crude oil excellent for the production of gasoline and middle distillates, which are most used in North-West Europe. As for the WTI, the production of the Brent is in a declining trend, but remains one of the major benchmarks to analyze the price of crude oils both in Europe and in Africa. Usually the Brent Crude Oil price is approximately $4/barrel higher than the OPEC Basket price and $1-2 lower than the WTI.

here is live Brent Crude Oil Price:

OPEC Basket Oil price
This is a weighted average of prices for petroleum blends produced by OPEC countries. The basket is composed of 11 different types of crude oils from Algeria, Saudi Arabia, Nigeria, Venezuela, Ecuador, Iran, Iraq, Kuwait, Libya, Qatar, UAE and Angola. The acronym OPEC means “Organization of Petroleum-Exporting Countries” which is an organization that was created in 1960 to generate common policies for the production quotas and the sale prices among its members. Compared with the WTI and the Brent Blend, the OPEC oil contains a higher percentage of sulfur and therefore is not as “sweet” as these oils; moreover, the OPEC oil is not naturally “light” as the WTI or Brent. Because of these two reasons, the quantity of gasoline that is possible to extract from this oil is lower, thus the prices of OPEC oil are normally lower than the WTI or Brent.

Futures contracts
A futures contract is an agreement between two parties to buy or sell an asset at a certain time in the future for a certain price. Different from forward contracts, futures are traded on regulated exchange markets. In order to be traded on exchange, the contracts need to have standardized characteristics. Furthermore, because this mechanism does not allow the two parties to know each other, the exchange also provides a guarantee that the contract will be honored, acting as a clearing house. As already mentioned in the previous section, the largest exchange markets, on which the futures contracts are traded, are both the CME and CBOT. On these two exchanges and throughout markets all around the world, a very wide range of futures contracts with completely different underlying assets are traded. Examples of commodities, beside the above mentioned crude oil, are sugar, coffee, lumber, aluminum, gold, silver and copper. The financial asset category includes stocks, currencies, indices and treasury bonds.

 Specification of a future contract
The exchange, when creating new futures contracts, has to specify exactly the nature and the details of the agreement between the parties. Determined characteristics have to be examined, which include the grade (quality), the size of the contract (the amount of the asset that will be delivered), the location where the delivery will take place, and the exact date on which the delivery will be made. In some situations alternative options for the delivery locations or for the grade of the asset are possible, and are indicated on the contract. As a common rule, the party who is trading a shortposition (the party that agreed to sell the asset in the future at a prearranged price) has the faculty to choose the alternative that he prefers. When the party who has the short position is ready to deliver and thus has made a decision among the alternatives, the party has to communicate its selection to the exchanges through the issue of a notice. The main specifications defined by an exchange are:

The Asset
When a futures contract regards the commodities market this determination of the grade is fundamental for the proceeding of the transaction: within the market there are a wide range of different qualities of any commodities, thus it is important that the exchange determines the minimum grade that is acceptable. As an example the New York Cotton Exchange has stipulated the grade of its orange juice future contract as: “US Grade A, with Brix value of not less than 57 degrees, having a Brix value to acid ratio of not less than 13 to 1 nor more than 19 to 1, with factors of color and flavor each scoring 37 points or higher and 19 for defects, with a minimum score 94.
Another example by the random length lumber futures specified by the CME: “Each delivery unit shall consist of nominal 2 x4s of random lengths from 8 feet to 20 feet, gradestamped Construction and Standard, Standard and Better, or #1 and #2 however, in no case may the quantity of Standard grade or #2 exceed 50%. Each delivery unit shall be manufactured in California, Idaho, Montana, Nevada, Oregon, Washington, Wyoming, or Alberta or British Columbia, Canada, and contain lumber-produced from grade-stamped Alpine fir, Englemann spruce, hem-fir, lodgepole pine, and/or spruce pine fir.  For certain commodities there is also the possibility to deliver a range of grades of the asset, but, in this case, the price paid from the counterpart depends on the grades of the commodities chosen for the delivery. As an example, in the CBOT, the standard grade of a corn futures contract is the “Number 2 Yellow”, but substitutions are allowed, therefore the price has to be adjusted respecting the rules and procedures established by the exchange. Differently from the commodities, the financial assets that underlie the futures contracts are usually well defined and do not leave space for ambiguity. For example, it is not necessary to specify the grade of a currency. Although the futures contracts on the financial assets may always seem clear, there are some situations in which the determination of the prices become more complicated. In a Treasury bond the underlying asset is any US Treasury bond that has a maturity date longer than 15 years and that is not callable within 15 years. Because of the differing expiration of the T-bond from the futures contract on the same Treasury Bond, the exchanges have determined formulas that are utilized to adjust the price of the futures based on the coupon and maturity date of the bond delivered.

The Contract Size
The contract size determines the amount of the underlying asset that has to be delivered for a single contract. Finding the optimum amount for delivery is a key decision for each exchange. If the stabilized contract size is too large, then the traders who wanted to hedge small positions or make small speculation trades will not be able to operate on the exchange. On the other hand, having a too small contract size, will increase the overall cost of transaction, as the number of contracts that will be necessary to cover the same amount will rise. There is no a correct size of a contract, but it depends always on the user who takes part in the transaction. Whereas the values of some futures contracts are a few thousand dollars for some agricultural products, others can be much higher, such as the crude oil or more generally the financial futures that have a face values of over $100,000. In some exchanges, other types of contracts have been introduced in order to attract small investors. An example of those smaller contracts, called “mini”, is the E-Mini S&P500 Futures, which has a contract one-fifth the size of the regular S&P500 Futures.

Read Also Crude Oil Trading

Delivery Arrangements
The exchange has to determine the location where the delivery will take place. This specification is a factor of key importance for commodities that implicate significant transportation costs. For example, the CME specifies the delivery location of random-length lumber futures contracts as: “On track and shall either be unitized in double-door boxcars or, at no additional cost to the buyer, each unit shall be individually paper-wrapped and loaded on flatcars. Par delivery of hem-fir in California, Idaho, Montana, Nevada, Oregon, and Washington, and in the province of British Columbia.” If there is the possibility of alternative delivery locations, the price that the party selling the futures contracts receives will be adjusted according to the location chosen. For example, the corn futures contracts that are traded within the CBOT gives the possibility to the party with a short position to deliver the commodity in Chicago, Toledo, Burn Harbor or Saint Louis; although the commodity delivered is the same, but because of the price adjustment, the deliveries that are made in Toledo and Saint Louis will have a discount of $0.04 per bushel compared to the price traded in Chicago.

Delivery Months
Futures contracts based on the same underlying asset have different delivery months. The exchange has to determine the period (month) in which the operation of delivery can be executed. As a general rule on the futures contracts, the delivery can be made during the whole month. The delivery months are not fixed, but can vary on each contract. The delivery period and modality of the Light Sweet Crude Oil Futures at the CME/NYMEX is defined as:
(A) Delivery shall take place no earlier than the first calendar day of the delivery month and no later than the last calendar day of the delivery month.
(B) It is the short’s obligation to ensure that its crude oil receipts, including each specific foreign crude oil stream, if applicable, are available to begin flowing ratably in Cushing, Oklahoma by the first day of the delivery month, in accord with generally accepted pipeline scheduling practices.
(C) Transfer of title-The seller shall give the buyer pipeline ticket, any other quantitative certificates and all appropriate documents upon receipt of payment. The seller shall provide preliminary confirmation of title transfer at the time of delivery by telex or other appropriate form of documentation.
Although this chapter discusses about delivery methods and periods, most of the futures contracts do not lead to actual physical delivery. The traders usually decide to close their open positions before the expiration of the contract and thus before the delivery date. This operation can be done by entering into a trade with the opposite direction in respect to the original one. For example, a Chicago trader who sold a contract of crude oil on April 3, can close out his position by buying a contract (i.e. a long trade) of the same asset on May 3. In this case, the investor will register a profit or a loss depending of the difference of the futures prices between April 3 and May 3.

 Price Quotes
The futures contract prices are created in a way that is convenient to understand them. For example, the crude oil futures price at the CME is quoted as two-decimal places of dollar per barrel. Therefore the minimum movement that the price can have is $0.0117. The Natural Gas futures contract listed at CME is still quoted in dollars, but given its different nature, it is listed at dollar per mmBtu (British Thermal Units) and the minimum price variation is $0.0001 for MMBtu18 .

Price Limits and Position Limits
For the vast majority of futures contracts, the limits of the daily price movement are specified by the exchange. If the price increases and hits the upper limit set by the regulations, the contract is “limit up.” On the other side, if the price of the contract drops to the lower level, it is said to be “limit down.” Usually, when the price hits either the upper or the lower limit, the transactions of the day for that futures contract ceases. In some particular cases, however, the exchange can decide to change the limits and therefore not to end the trading day. The main purpose of the price limit is to preclude large price movements, which may be generated by the trading operations of speculators. On the other hand, the price limit can become a barrier that can artificially contain the pace of the price movement of the futures contracts, while the underlying asset may be moving (increasing or decreasing) its price at a faster pace. An example of price limit regulation on the crude oil Futures at the CME: “Initial Price Fluctuation Limits for All Contract Months. At the commencement of each trading day, there shall be price fluctuation limits in effect for each contract month of this futures contract of $10.00 per barrel above or below the previous day’s settlement price for such contract month. If a market for any of the first three (3) contract months is bid or offered at the upper or lower price fluctuation limit, as applicable, on Globex it will be considered a Triggering Event which will halt trading for a five (5) minute period in all contract months of the CL futures contract.  Position limits regulate the maximum amount of contracts that a single trader may hold. The main purpose of these limits is to avoid a single speculator excessively influencing the market.

References:
1. Technical analysis trading strategy – Masaryk University Faculty of Economics and Administration.
2. Oil Market Basics – Office of Oil and Gas, Energy Information Administration.

Natural Gas Processing

Necessary Conditions and Goals of Processing :
The types of treatments carried out on gas streams usually are:
separation;
– heating;
– inhibition.
– dehydration;
– liquid hydrocarbon recovery;
– sweetening.

Treatment needs and objectives:
The first gas treatments are temporary. Their aim is to prevent the hydrates formation and they’re classified as follows:
– separation of free water;
– increase in the temperature of gas above that of hydrate formation;
– inhibitors injection to prevent hydrate formation.

Elimination of free water
The elimination of free water in the gas is carried out through separators that are installed at the well-head and at the entrance of the treatment stations.
This treatment removes the liquid phase from the two-phases coming out of the well head. The gaseous phase is saturated before the treatment and is still saturated (at pressure and temperature conditions) leaving the
separator.
Gas undergoes a temperature decrease flowing within the pipe from well head to the treatment station and expands (decreasing in pressure, caused by head losses along the pipe and across valves and fittings). The expansion causes a temperature loss (Joule-Thompson effect), since another condensation of moisture takes place, so that the liquid phase can be present at the inlet of the treatment station once again.

Gas heating

In the diagram representing the hydrates formation of a 0,7 specific gravity gas, the evidenced area defines the condition under which the hydrates can form.
From the same diagram it is evident that we have the gas phase increasing the temperature.
The treatment is temporary because heating the gas at constant pressure increases the capacity to hold vapour, however content is still the same.
So, when the temperature is lower than the previous values, gas returns into the hydrates formation area.

read more about Hydrate and Hydrate Prevention

Inhibitors
Inhibitors are liquid substances that prevent and also eliminate the formation of hydrates. The inhibitors enter a solution with water, lowering its freezing point thus shifting the equilibrium of hydrates towards lower
temperature values. The inhibitors which are generally used are:
– ethyl Alcohol;
– methanol;
– diethylene Glycol.

Other chemical inhibitors are used in order to hinder, in case of sour gas, the corrosion of the machinery located at the wellhead.
Both treatments are temporary, since they do not eliminate the problem, but simply hand it over to the treatment stations, either for the elimination of water vapour or the elimination of corrosive agents such as CO2 and/or H2S.

Final treatments
After temporary treatments, gas is delivered to the treatment plant and then to users, according to the requested specifications.
The final treatments eliminating harmful elements from natural gas consists in:
1. reducing water (dehydration);
2. reducing the content of superior hydrocarbons (adsorption);
3. reducing the content of hydrogen sulphide and carbon dioxide

(sweetening).
The above-mentioned treatments are carried out by appropriate types of plants according to the composition of natural gas. Moreover, the plants are managed to meet the user’s specifications.

The maximum concentration allowed for the various undesirable components are indicated as follows:

CHARACTERISTICS OF NATURAL GAS ACCORDING TO USERS REQUESTS
(These specifications can vary depending on the customer)
WATER Content usually expressed as dew point temperature
e.g. < 5 °C at 50 bar
HYDROGEN SULPHIDE Content = 2 ppm/Vol Max
CARBON DIOXIDE Content = 1,3 Mol% Max
NITROGEN Content = 6 Mol% Max
GASOLINE Content usually expressed as dew point temperature
e.g. < -10 °C at 50 bar

Natural Gas Markets

natural gas storageسوق الغاز الطبيعي

یعد الغاز من مصادر الطاقة النظیفة بعد النفط ، وقد كان لایشكل الا نسبة ضئیلة من مصادر الطاقة لاتتجاوز ٠.٣ % عام ١٩٣٨ ارتفعت الآن الى ٢٤ % . وترجع حصة الغاز المتواضعة في الماضي الى عدد من الاسباب الفنیة والاقتصادیة ، كتو افر كمیات كبیرة من النفط بأسعار منخفضة مقارنة بالغاز الذي یحتاج الى رؤوس اموال كبیرة ، والسبب الآخر هو صعوبة السیطرة على الغاز ولذلك كان یحرق بحكم توافر الفرصة البدیلة امام الشركات النفطیة . ولكن التطور التكنولوجي الهائل قد انعكس على استغلال الغاز من حیث ظهور وسائل حدیثة لنقل الغاز بالانابیب او الناقلات ، فضلا عن زیادة كمیات الاحتیاطي المكتشف من الغاز في العالم ، وتزاید اعتماد العدید من الصناعات علیه كمادة اولیة مثل صناعات الاسمدة والتروكیمیاویات ، وتطور اسالیب تسییل الغاز والسیطرة علیه ، فضلا عن آثاره الضئیلة على البیئة .

أقرأ أيضاً ماهو الغاز الطبيعي

یحتل الغاز الطبیعي دورا متزایدا في تامین احتیاجات العالم من الطاقة، فقد شهد الطلب العالمي علیه تنامیا فمواصفات الغاز ووفرة احتیاطیاته تمنحه دورا رئیسا في سیناریوهات الطاقة كافة خاصة فیما یتعلق بتولید الكهرباء وقطاع السكن . ونظرا لاحتواء الغاز الطبیعي اقل كمیة من الكربون فأن حرقه یجعله اقل مصادر الطاقة الاحفوریة تلوثا اذ ان حرق الغاز الطبیعي لایؤدي الا الى انبعاث كمیات ضئیلة او معدومة من الملوثات ، والى نفث كمیات اقل من غاز ثاني اوكسید الكربون مقارنة مع الأنواع الأخرى من الوقود الاحفوري، لذا یتوقع ان یستمر الطلب العالمي على الغاز الطبیعي في الارتفاع من ٢٨٠٠  ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٤ إلى ٤٧٠٠ ملیار متر مكعب في عام ٢٠٣٠ أي بمعدل نمو قدره ٢% سنویا خلال المدة المذكورة. أي اكبر مما سیشهده النمو في النفط والفحم والطاقة النوویة، وتشیر توقعات وكالة الطاقة الدولیة إلى ان تجارة الغاز ستشهد توسعا كبیرا بین القارات لأن حقول الغاز القدیمة وبخاصة الروسیة ستكون غیر كافیة لوحدها لسد الاحتیاجات المتزایدة و ان معظم كمیات الغاز سوف تأتي من دول رئیسة مثل روسیا قطر وإیران ونیجیریا والجزائر ولیبیا لكي تؤدي جمیعها دورا مؤثرا في المستقبل لتزوید الغاز لأكبر مناطق العالم في أمیركا وأوروبا واسیا، ومما یشجع على توسیع تجارة الغاز الطبیعي تطور صناعة الغاز المسال وكذلك الاهتمام في البیئة كون الغاز الطبیعي اقل تلویثا للبیئة واستخدامه نظیف.

ویعتمد توسع استخدام الغاز الطبیعي على إمكان استخدامه في قطاع النقل، ففي سبیل الحد من الانبعاثات الناتجة عن قطاع المواصلات بدأت أعداد كبیرة من الدول في الاستفادة من الغاز الطبیعي في قطاعات النقل فضلا عن ان استخدام الغاز الطبیعي كوقود للسیارات یعد اقل تكلفة من البنزین في بعض الدول وهذا ما یحقق فوائد اقتصادیة وبیئیة للدولة التي تستخدم الغاز الطبیعي فبالرغم من استخدام هذا النوع من السیارات منذ ثلاثینات القرن الماضي إلا ان انتشارها لا یزال محدودا بسبب الاعتماد على السیارات التي تعمل بالبنزین.

یبلغ احتیاطي الغاز الطبیعي في العالم عام ٢٠٠٩ نحو ١٨٩.٧ ترلیون متر مكعب ، فیما بلغت نسبة احتیاطیات الدول الاعضاء في منظمة الاوابك حوالي ٢٨ % من اجمالي احتیاطي الغاز الطبیعي في العالم . وتأتي روسیا بالمرتبة الاولى اذ تمتلك نحو ٤٤.٩ ترلیون متر مكعب من احتیاطي الغاز الطبیعي وهو مایعادل نحو ٢٤ % من الاحتیاطي العالمي ، تلیها ایران بنحو ٢٩.٦ ترلیون متر مكعب وبنسبة ١٦ % ثم قطر بنحو ٢٥.٤ ترلیون متر مكعب وبنسبة ١٤ % من الاحتیاطي العالمي. فیما یبلغ الاحتیاطي العربي من الغاز الطبیعي نحو ٢٩ % من الاحتیاطي العالمي عام ٢٠٠٩ . ویقدر انتاج سوائل الغاز الطبیعي في العالم بنحو ٩.٣٥ ملیون ب/ي عام ٢٠٠٩ منها ٢٨ % انتجت ضمن منظمة . % الاوابك فیما بلغت نسبة الدول العربیة مجتمعة من انتاج العالم من سوائل الغاز الطبیعي نحو ٢٩ % وفي مایتعلق بالغاز الطبیعي المسوق فقد بلغ انتاج الدول العربیة نحو ٤٣٢.٦ ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٩ وبنسبة ١٤.٥ % من الانتاج العالمي .

أقرأ المزيد عن أحتياطيات الغاز الطبيعي

یقدر حجم اجمالي الصادرات من الغاز الطبیعي على المستوى العالمي نحو ٧٧ و ٨١٧ ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٨ ، تأتي دولة قطر في مقدمة مصدري العالم من الغاز المسال اذ تسهم بنحو ٢٤.٥ % من اجمالي الصادرات العالمیة .

استهلك العالم عام ٢٠٠٨ نحو ٣٠١١ ملیار متر مكعب من الغاز الطبیعي ، وتعد قارة اوربا واوراسیا (كومنولث الدول المستقلة وتركیا ) الاكثر استهلاكا للغاز الطبیعي بنحو ١٠٨٦ ملیار متر مكعب اي حوالي ثلث الاستهلاك العالمي من الغاز الطبیعي.

تركیب الغاز الطبیعي وانواعه

الغاز الطبیعي غاز عدیم اللون والرائحة وقابل للاشتعال ، وهو عبارة عن مزیج من المواد الهیدروكربونیة وغیر الهیدروكربونیة التي توجد في مكامن صخریة تحت سطح الارض .ولایختلف الغاز الطبیعي في تكونه كثیرا عن انواع الوقود الاحفوري الاخرى مثل النفط والفحم . وحیث ان النفط والغاز الطبیعي یتكونان معا تحت الظروف الطبیعیة نفسها ، فأن هذین المركبین الهیدروكربونین عادة مایوجدان معا في حقول تحت الارض أو الماء ، وعلى العموم فأن الطبقات الرسوبیة العضویة المدفونة في اعماق تتراوح ١٥٠ درجة مئویة تنتج نفطا في حین تلك – ٦٠٠٠ متر عند درجات حرارة تتراوح بین ٦٠ – بین ١٠٠٠ المدفونة اعمق وعند درجات حرارة اعلى تنتج غاز طبیعیا . ان جمیع المكونات الهیدروكربونیة للغاز الطبیعي هي من نوع البرافینات الخفیفة القابلة للاشتعال ، ویعد غاز المیثان اكثر مكونات الغاز الطبیعي توفرا اذ تزید نسبته عن ٨٠ % في اغلب الاحیان، یلي ذلك الایثان والبروبان والبیوتان . وبالاضافة الى الهیدركربونات القابلة للاشتعال ، توجد كمیات متفاوتة من الغازات الاخرى غیر القابلة للاحتراق بعضها یكون متواجدا بكمیات عالیة نسبیا مثل : غازات النیتروجین وكبریتید الهیدروجین وثاني اوكسید الكربون ، في حین ان بعض الغازات الخاملة مثل : الارغون والهیلیوم ، عادة ماتكون موجودة ولكن بكمیات قلیلة جدا .
والغاز الطبیعي مصاحب او غیر مصاحب اعتمادا على ارتباطه بانتاج نفطي ضخم او عدم ارتباطه ولذلك یكون الغاز الطبیعي على نوعین هما :
١- الغاز المصاحب : وهو الغاز الذي یستخرج مصاحبا للنفط الخام ویكون موجودا مع النفط الخام أما مذابا أو طافیا على سطحه . وعادة ماتكون السوائل الغازیة ( غاز البترول المسال والغازولین الطبیعي ) اعلى في الغاز المصاحب . ان انتاج الغاز المصاحب لا یتطلب عملیات استكشافیة خاصة او معینة لاستخراجه لانه یأتي مصاحبا لانتاج النفط الخام وعادة ماتكون نسبة كبیرة منه  من المحتویات الثقیلة، الا انه یحتاج الى تمریره على طرق معالجة عدیدة لفصله عن النفط الخام. ویؤدي الغاز المصاحب وظیفتین اولهما استخدام الغاز في زیادة الضغط المكمني للبئر النفطي مما یؤدي الى زیادة معدل التدفق الذاتي للبئر، وثانیهماالسیطرة على كمیات من الغاز المستخرج مع النفط الخام للاستعمالات المختلفة .

٢- الغاز الحر : وهو الغاز الذي یستخرج من حقول مستقلة منفردة ثم یصدر الى الاسواق المحلیة والعالمیة . تكون تقنیة معالجة هذا الغاز اكثر بساطة لان منتجاته من النوع الخفیف التي یمكن الاستفادة منها في الصناعات البتروكیمیاویة نظرا لارتفاع نسبة المیثان وانخفاض نسبة الشوائب خاصة كبریتید الهیدروجین. تتمثل معظم احتیاطیات الغاز الطبیعي في الدول العربیة في الغاز الحر الذي یمثل نحو ثلثي الاحتیاطیات العربیة اما الثلث الباقي فهو عبارة عن غاز مصاحب لانتاج النفط.
فضلا عما سبق هناك ایضا المصادر غیر التقلیدیة للغاز الطبیعي ، وهي تجمعات الغاز الطبیعي الموجودة في التكوینات الصخریة واطئة النفاذیة او عدیمة النفاذیة مثل الغاز الموجود في طبقات الرمال المحكمة وفي طبقات السجیل الغازي او المیثان من طبقات الفحم الحجري . وتقدر وكالة الطاقة الدولیة ان مایعادل ٤% من الاحتیاطي العالمي یتمثل في المصادر غیر التقلیدیة ، اذ یبلغ الانتاج العالمي من تلك المصادر نحو ٣٦٧ ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٧ ، ومن المتوقع ان یرتفع الى ٦٢٩ ملیار متر عام  ٢٠٣٠.

أقرأ المزيد عن مواصفات الغاز الطبيعي

تسییل الغاز الطبیعي

یستخدم مصطلح تحویل الغاز إلى سوائل Gas to liquids بصورة عامة لوصف التحویل الكیمیاوي للغاز الطبیعي إلى منتجات ھیدروكاربونیة سائلة بمختلف أنواعھا ، مثل المشتقات الوقودیة السائلة والكحول المثیلي والمواد البتروكیمیاویة وغیرھا ، ولا تدخل ضمن ھذا التعریف عملیة تسییل الغاز الطبیعي بالتبرید والضغط ( الكبس ) لإنتاج الغاز الطبیعي المسیل . وبعبارة بسیطة تعرف عملیة تحویل  الغاز إلى سوائل من الناحیة التقنیة بأنھا عملیة تحویل الغاز الطبیعي إلى نفط مخلق Synthetic Oil، والذي یمكن بعدھا أن یحول إلى وقود ومنتجات أخرى ذات أساس ھیدروكاربوني.
یرجع انشاء اول مصنع تجاري لتسییل الغاز الطبیعي الى عام ١٩٤١ في اوهایو في الولایات المتحدة ، وصنعت اول ناقلة للغاز عام ١٩٥٩ . بلغ اجمالي الغاز المسیل في العالم ١٤٤ ملیون طن عام ٢٠٠٤ ومن المتوقع ان یصل الى ٣٧٠ ملیون طن عام ٢٠٢٠ . ویعزى السبب الاهم للتوسع في صناعة تسییل الغاز الطبیعي ، الى زیادة الطلب علیه وتراجع كلفة عملیة التسییل في مراحلها كافة ، اذ تراجعت كلفة الطن الواحد من الغاز المسیل عام ١٩٩٠ بالقیاس الى بدایة القرن الحالي .
توفر تقنیة تحویل الغاز الى سوائل المزایا الآتیة :
١- الاستفادة القصوى والفعالة من احتیاطیات الغاز الطبیعي في المناطق النائیة .
٢. الحد من الاجراءات الصناعیة المكلفة والمؤذیة للبیئة من خلال تقلیص حرق الغاز الطبیعي في الیابسة والبحر .
٣. إنتاج وقود نظیف ذي مواصفات عالیة تتلاءم مع المحددات الصارمة لمنع تلوث البیئة .
٤. استغلال الغاز الضائع .
٥. یمكن أن تشكل تقنیة GTL مشاریع متكاملة مع صناعة تسییل الغاز الطبیعي LNG .
٦. إمكان نصب وحدات GTL في المنصات البحریة العائمة واستغلال الغاز الطبیعي المستخرج من الحقول البحریة .
٧. إمكان استغلال الحقول الغازیة النائیة الصغیرة بواسطة وحدات GTL الصغیرة المتحركة البریة والبحریة التي تم ابتكارھا حدیثا .

أن تقنیة GTL تحد من التأثیرات الضارة بالبیئة الناتجة عن عملیة حرق الغاز الطبیعي وأنھا تزیل التكالیف التي تتطلبھا مثل ھذه الإجراءات وتوظیفھا باتجاه إنتاج سوائل قابلة للاستخدام كوقود أو كمواد اولية لصناعات معینة ، مثلا یكون الدیزل الناتج عن عملیات GTL اولیة نظيفاً وذا جودة احتراقیة عالیة وخالیا تقریبا من الكبریت أو من أي من المعادن الأخرى الضارة بالبیئة . ذلك لأن نسبة الكبریت في الدیزل الصناعي لا تتعدى جزءا واحدا وزنا في الملیون مقارنة ب 50 جزءا وزنا في الملیون في الدیزل تصنف الدیزل بالوقود النظیف إذا كانت نسبة (EPA ) التقلیدي ، علما أن وكالة حمایة البیئة الأمریكیة الكبریت فیھ لا تزید عن 15 جزءا وزنا في الملیون . وأخیرا فأن منتجات عملیة تحویل الغاز إلى سوائل GTL قابلة للاستخدام بعد معالجتھا بشكل مباشر كوقود أو یمكن مزجھا مع مشتقات ناتجة عن تصفیة نفوط خام ذات جودة واطئة لرفع مواصفاتھا وكفاءتھا الاحتراقیة . ویلبي مثل ھذا الأجراء شروط ومتطلبات قوانین الحفاظ على البیئة الصارمة التي تفرضھا كثیر من الدول .
ومن المتوقع أن یزداد الاتجاه نحو صناعة تحویل الغاز إلى سوائل خلال القرن الحالي نتیجة لارتفاع أسعار النفط الخام من جھة واستجابة للأزمات التي ترافق إنتاج وتسویق وتصفیة النفط الخام في العالم من جھة أخرى . إذ أن استھلاك العالم من المشتقات النفطیة آخذ في التزاید في حین أن الطاقة الانتاجیة من النفط الخام وطاقة التصفیة في عموم العالم لا یرتفعان بوتیرة متناسبة تسد ھذا الطلب .

أقرأ المزيد عن الغاز الطبيعي المُسال

تسعیر الغاز

تتمیز اسعار الغاز الطبیعي في العالم بطبیعتها الاقلیمیة اذ انها تختلف من منطقة الى اخرى بسبب المحددات الخاصة بسوق وصناعة الغاز ، ولاتزال كمیات الغاز الطبیعي الداخلة في التجارة العالمیة ، % محدودة ، اذ ان الجزء الاعظم من انتاج الغاز في العالم یستهلك محلیا وبنسبة تصل احیانا الى ٧٥ ومن ثم فأن كمیة الغاز التي تدخل في التجارة العالمیة لم تزد عن ٢٥ % من اجمالي الانتاج العالمي للغاز عام ٢٠٠٤ ، في حین ان تجارة النفط وصلت الى نسبة ٦٠ % من اجمالي الانتاج العالمي للنفط في
السنة المذكورة .
یفترض ان یتضمن سعر الغاز من الناحیة النظریة على المكونات الخاصة بالتكالیف والربح وعلاوة النضوب والمیزة البیئیة .لایحتكر استخدام الغاز في قطاع معین كما هو شأن النفط الذي یستخدم بشكل رئیس في قطاع النقل ، بل یتنافس الغاز مع مصادر الطاقة الاخرى في الاستخدامات المختلفة ، مما یعني ان تحدید سعر الغاز یستلزم ان نأخذ بنظر الاعتبار اسعار مصادر الطاقة الاخرى .وعلى العموم فأن تسعیر الغاز یرتبط بالموقف التفاوضي بین البائع والمشتري ، وبالاستراتیجة التسویقیة التي یعتمدها
البائع ، وبالعدید من الاعتبارات الاخرى السائدة في البلد المستورد للغاز ، والاعتبارات المتصلة بطبیعة السوق والمنتج . یعد اسلوب التسعیر بواسطة المعادلة السعریة الاكثر شیوعا في تسعیر الغاز الطبیعي ، وتستند المعادلة الى عاملین رئیسین ، یتعلق الاول بالسعر الاساسي او القاعدي في حین یقوم الثاني على ربط السعر بمؤشر او مؤشرات معینة . یتم تسعیر معظم عقود الغاز بنوعیه الطبیعي والمسال في السوق الاوربیة بربطها باسعار المنتجات النفطیة وبالذات زیت الغاز وزیت الوقود ، وتعتمد بعض العقود على التسعیر المرتبط باسعار الغاز من المصادر الاخرى . وفي السوق الامریكیة یرتبط تسعیر الغاز بالاسعار المحلیة التي تتحدد في مركز هنري في ولایة لویزیانا . ویرتبط تسعیر الغاز في معظم العقود الاسیویة وبالاخص في الیابان بأسعار سلة من النفوط الخام ، وقد شهد تسعیر بعض العقود في الاسواق الاسیویة توجها نحو مزید من المرونة كالتعاقد على اسعار ثابتة لعدد معین من سنوات العقد او تقلیل نسبة الربط بالنفط .
یطلق تسمیة سعر الاتفاق على سعر الغاز الطبیعي الذي یتم الاتفاق علیه بین البائع والمشتري على وفق اتفاق معین ، یتم تحدیده في الغالب بالدولار الامریكي اما لملیون وحدة حراریة بریطانیة او لوحدات حجمیة (الاقدام او الامتار المكعبة )
وهناك السعر الحقیقي او السعر النهائي وقد یختلف عن السعر التعاقدي الذي یأخذ بالاعتبار تأثیر البنود التعاقدیة الاخرى المؤثرة في المحصلة النهائیة للسعر ، مثل ادنى كمیة یلتزم المشتري باستلامها والتغییر الیومي او الشهري او الموسمي في الكمیات المباعة او المستلمة ووجود حد ادنى وحد اعلى للسعر والربط السعري .

یوجد عدد من الاسواق الفوریة والمستقبلیة للغاز الطبیعي وهي سوق IPE في نیویورك وسوق Nymax  في لندن ، فضلا عن اسواق فوریة في اوربا كما في مركز Zeerugge في بلجیكا وھى تمثل ٥% من السوق العالمى للغاز المسال. وتتصف هذه الاسعار بالتذبذب الحاد في بعض الاحیان ، وتتأثر یومیا وشهریا وحسب الفصول متأثرة بعوامل عدیدة مثل العوامل الجیوسیاسیة والمناخیة والمضاربات فضلا عن مؤثرات العرض والطلب .
لا توجد سوق عالمیة للغاز الطبیعى ، مثلما ھو الحال بالنسبة للنفط الخام حیث توجد أسعار قیاسیة للنفط الخام مثل برنت والعربى الخفیف والمتوسط والثقیل وغرب تكساس ، وكلھا تستخدم كمؤشر فى تحدید أسعار بیع وشراء النفط الخام والتى لا ترتبط بعقود طویلة الأجل ، وعلى الجانب الآخر فإن أسعار الغاز الطبیعى ظلت وإلى الآن تتحدد أسعارھا من خلال عقود طویلة الأجل بما یضمن تدبیر التمویل اللازم واسترداد الاستثمارات المرتفعة لمشروعات تصدیر الغاز سواء من خلال النقل بالأنابیب أو عن طریق الناقلات .
وعلى العموم لایوجد سعر اشارة متفق علیه لتسعیر الغاز الطبیعي كما في حالة النفط الخام ، بل تختلف اسعار الغاز من دولة مصدرة الى اخرى ومن عقد لآخر للدولة نفسها . وفي حالتي غاز الانابیب والغاز المسیل یتم الاتفاق بین المنتج والمشتري كنتیجة للتفاوض بین الطرفین بحیث یتأثر السعر بالبدائل والخیارات المتوفرة لكل طرف .
وتختلف أسعار تصدیر الغاز تبعا لاقتصادات مشروعات التصدیر واختلاف الأسواق من منطقة إلى أخرى بالعالم وكذلك طبقا لطبیعة الوقود البدیل المتوافر ودرجة المنافسة فى أنحاء العالم المختلفة ، ومن ھنا كانت حقیقة أن عقود التصدیر منأ ى دولة منتجة لا تعكس سعرا عالمیا موحدا بل یتم تحدید الأسعار بالتفاوض بین أطراف العلاقة التجاریة (الشركات والمؤسسات) طبقا لعناصر تكلفة الإنتاج والنقل والمعالجة والتوزیع وھوامش الربح وأسعار الشراء المقبولة ، كما ترتبط المفاوضات بتقییم محددات السوق فى حینھ من حیث العرض والطلب والعائد على الاستثمار والفرص البدیلة وحجم المخاطرة ولذلك تختلف الشروط من عقد لآخر ، ویعتمد تسعیر الغاز على معادلات سعریة ترتبط بمؤشرات أخرى یدخل فیھا السعر القیاسى للنفط الخام أو بعض المنتجات النفطیة أو أى مؤشرات أخرى یتم الاتفاق علیھا مثل سعر الكھرباء .

Sweet Gas – Acid Gas – Condensate Gas

 

A natural gas is called sweet gas if it has no sour components such as H2S, CO2, mercaptans, but is almost exclusively composed of methane, low amounts of ethane, propane, inert gases (N2) and traces of heavier
hydrocarbons. It is generally saturated in water at reservoir temperature and pressure.
A natural gas is usually defined as sour when it contains hydrogen sulphide (H2S) and/or carbon dioxide (CO2).
A condensate gas reservoir can be defined as a reservoir in which temperature is between critical temperature and cricondenthermal point (maximum temperature at which coexistence of the two phases is still possible) for the particular natural hydrocarbon system it contains.
At this point it is useful to outline a phase diagram of a natural hydrocarbon system.
In a natural hydrocarbon reservoir, within the porous bed that makes up the source rock, we will find hydrocarbons of aliphatic, aromatic and naphthenic type, ranging from low molecular weight terms (like methane) to sometimes, very high molecular weight terms (crude oil), together with minor amounts of some non hydrocarbons (CO2, N2, H2S etc.).
Formation water is almost always present in the reservoirs.
In the reservoir, the fluids can be present as a single phase gas (a gas reservoir), single phase liquid (an under-saturated petroleum reservoir) or two distinct phases (a petroleum reservoir with an overlaying gas cap).

 PT-phase-diagram

The points along the line AC represent liquid at incipient vaporization i.e first vapour bubble formed, and constitute the “bubble point” curve. (Fig. above) The points along the CB curve represent vapours at incipient condensation
i.e and constitute the “dew point” curve.

From the diagram we can observe that a pressure decreasing, for temperatures between Tc and Tc’, that cross the dew point curve, causes the appearance of dew (drops of liquid) in the initially homogeneous gaseous phase. Bubble point and dew point curves cross at point C, known as the critical point of the system, corresponding to critical temperature and critical pressure. In a multi-component system the coexistence of liquid and gaseous phases is possible even at temperatures above critical temperature. Therefore, it is preferable to define as critical, such a state in which all the intensive properties (density, compressibility, viscosity, etc.) of the liquid and gaseous phases are equal.
POINT C’: maximum temperature at which coexistence of the two phases is still possible; it identifies the CRICONDENTHERM state.
POINT C”: maximum pressure at which both liquid and gaseous phase can coexist; it identifies the CRICONDENBAR state.
The internal AB area of the curve represents the region of coexistence of liquid and gaseous phase. The dotted curves inside this area connect points of equal percentage of liquid phase.
By reducing pressure below the dew point value, there is initially an increase of the liquid phase and subsequently a partial or total reevaporation of the phase itself. This phenomenon is known as retrograde condensation and the reservoirs involved in this action are commonly known as condensed reservoirs. The pressure reduction produced by the gas distribution in these reservoirs, that are initially single phase gaseous, causes a liquid phase to appear in the layer.

In the following table, the components of SWEET, ACID and CONDENSED gas fluids are indicated.Sweet-and-Acid-Gas-components

 

 

 

 

Components of Natural Gas other than Methane

natural gas

Natural gas is a mixture of methane, with lower amounts of other hydrocarbons and other substances.
These other constituents modify the physical and chemical characteristics of natural gas, for example, inert gases make the natural gas heating value lower.
The substances that can be in natural gas are:
• Carbon dioxide
• Nitrogen
• Hydrogen sulphide
Heavier hydrocarbons which can be separated to give condensate (gasoline) Water vapour is always contained in natural gas.

Carbon Dioxide (CO2)
The content in CO2 varies from traces to very high amounts. It forms from the reaction of field water with silicates and carbonates. Even a minimal presence of carbon dioxide in natural gas saturated with water forms carbonic acid, which is the cause of severe corrosion in the surface equipment and the pipelines, that are usually made of carbon steel. Its removal is therefore, often a “must” in the plants.
The CO2 removal can be done by absorption using ethanolamine. Unfortunately, since the elimination process is carried out in the plants, corrosion inside well production tubing and conducts it is prevented or mitigated through injection of inhibitors.
The corrosion of carbon steel by CO2 is dependent on two factors: the presence of water or saturated steam and the partial pressure of CO2. CO2 is corrosive for carbon steel, only when it is combined with water, because it creates carbonic acid and ionic carbonic acids.
CO2 + H2O = H2CO3
H2CO3 = H+ + HCO3

Nitrogen (N2)
It is almost always present in small percentages in natural gas. Nitrogen does not cause corrosion in the equipment, but reduces the heating value of the gas. Its elimination can be required to produce sales gas with the specified calorific value.
The removal of nitrogen from the sales gas is normally accomplished using a cryogenic process.
Nitrogen is also commonly available as utility fluid, in all petrochemical plants, where is used for blanketing tanks and vessels and for inerting the plants and pipelines. Nitrogen is normally produced from the air either via an air fractionation unit or from air treated on carbon molecular sieves.
Usually it is stored in liquid form in special double-wall tanks. In gaseous state it is available in the plant from supply stations as part of a distribution network., normally at about 8 bar.

Hydrogen Sulphide (H2S)
It is the most dangerous compound that can be found in natural gas. It is responsible of corrosion phenomena taking place inside the gas treatment facilities; it is highly toxic and even lethal over certain concentrations.
Hydrogen sulphide is a weak acid in dry conditions, but in the presence of water its corrosive power is high.
H2S, corrodes carbon steel, because of its ionisation into H+ and HS –.
Its corrosion however, is less rapid than that of CO2 due to its lower ionisation. Moreover, H2S is depolarised by oxygen. The corrosion by hydrogen sulphide can also cause the so called sulphide stress corrosion cracking,
that can be avoided mainly by a proper material selection. To reduce general corrosion caused by H2S and CO2 inhibitors are used.
Inhibitors are substances injected into the pipes in low quantities. Main feature of inhibitors is the fact that some functional groups in their molecules can form very thin layers on the pipe wall, maintaining the metallic surface isolated from the acid. Among these compounds the most commonly used are the amino compounds.

Natural Gasoline
Gasoline is a liquid hydrocarbon mixture that forms from the condensation of the fractions that are less volatile than natural gas, that is to say propane, butane, pentane and higher hydrocarbons. Gasoline, from a commercial
standpoint, is defined by the following characteristics:
1. REID vapour pressure (0,7 bar)
2. Volatile substances @ 60 °C (28 ÷ 85 %)
3. Volatile substances @ 135 °C (> 90 %)
4. Final boiling point (< 190 °C)
5. Sourness Absent (Not corrosive)
The content of heavy hydrocarbons in the natural gas H2S, CO2 are the key factors for the definition and the design of proper treatment units.

NaturalGas LPG LNG Movies

Gas Processing
Download


What is Natural Gas
Download


Aspects of Natural Gas Processing
Download


 Overview of a Natural Gas Sweetening Plant
Download


 Principles of Gas Processing
Download


Gas Metering
Download


Gas Treatment & Compression
Download


Liquefied Petroleum gas
Download


LNG Loading
Download


the Journey of Natural Gas
Download


Principles of Amine Sweetening
Download


Amine Sweetening Unit Operation
Download


Gas Separation
Download


LNG & LPG Processes
Download


LNG Fundamentals
Download


the Liquefied Natural Gas LNG Chain
Download


Glycol Operation Units
Download


Glycol Dehydration Principles
Download


What are Bubble Caps?
Download


Glycol Dehydration
Download


Glycol Tower
Download


Glycol Contactors
Download


Dehydration of Natural Gas
Download


Gas Dehydration Tower
Download


Natural Gas Processing- Hydrate formation
Download


Dehydration Process Diagram (natural gas )
Download


Calculating Glycol Losses Compared to Gas Flow (lb/MMSCF)
Download


about LNG
Download


from Plant to Plant – the LPG Process
Download


What is LNG- Turning Natural Gas into Liquid
Download


Building LNG Regasification Plant
Download


Small Scale LNG Plant
Download


Liquefied Petroleum Gas LPG
Download


LNG Liquefaction Plant
Download


Gas Scrubber
Download


Orifice gas Meter
Download


Hydraulic Fracturing- Shale Natural Gas Extraction
Download


What is a BTU anyway
Download


Extraction of Natural Gas
Download


Liquefied Natural Gas
Download


Natural Gas from Shale
Download


Natural Gas Pipelines Operations
Download


Principle of Gas Processing
Download


What`s a BTU, A ton of heat & cool
Download


Liquefied Natural Gas LNG
Download


What is LPG series – produced by our website team:

Part.1 Sweetening

Download    

 

Part.2 Dehydration

Download     

 

Part.3 Refrigeration

Download     


DeButaniser Column  
Download Link 1      Download Link 2

 

Natural Gas Books

Gas Plant – Part.1
Download


Gas Plant – Part.2
Download


Gas Plant – Part.3
Download


Natural Gas Price TODAY


Petroleum and Natural Gas Handbook Vol.1
Download


Petroleum and Natural Gas Handbook Vol.2
Download


Gas Purification
Download


Natural Gas Extraction Issues & Policy Options
Download


Natural Gas Regulations
Download


the Price of Natural Gas
Download


Natural Gas Physical Properties
Download


Advanced Natural Gas Engineering
Download


Production & Treatment of Natural Gas – Mohammed Adham El-Afandi  English + Arabic
Download


Modern Fracturing Enhancing Natural Gas Production
Download


Gas Reservoir Engineering RAR
Download


Handbook of Natural Gas Transmission & Processing
Download


Natural Gas Production Engineering
Download


Fundamentals of Natural Gas Processing
Download


  Gas Conditioning & Processing Vol.1 , the Basic Principles
Download


  Gas Conditioning & Processing Vol. 2 , the equipment modules
Download


  Gas Conditioning & Processing Vol.3, Advanced Techniques And Applications
Download


  Gas Conditioning & Processing Vol.4, Gas & Liquid Sweetening
Download


Natural Gas Production Engineering RAR
Download


Natural Gas Processing Principles & Technology Part.1
Download


Natural Gas Processing Principles & Technology Part.2
Download


Practical Natural Gas Engineering
Download


 Natural Gas “Presentation”
Download


Natural Gas Technology
Download


Troubleshooting Natural Gas Processing
Download


The World Market for Natural Gas
Download


Natural Gas Installation Standards Handbook
Download


API Standards for the Oil & Natural Gas Industry
Download


Gas Well Testing Power Point
Download


New Concepts in Underground Storage of Natural Gas
Download


Movement of Underground Water in Contact with Natural Gas
Download


Modern Fracturing Enhancing Natural Gas Production
Download


The Selection and Use of Flammable Gas Detector
Download


Natural Gas Sweetening
Download


Propane Refrigeration Unit
Download


Gas Distribution System
Download


Wide Range Equation of State for Natural Gas & Other Mixtures
Download


Natural Gas Transmission Pipelines
Download


Natural Gas Pipelines
Download


Natural Gas Compressibility
Download


Natural Gas Production from Methane Hydrate Deposits
Download


 Enhanced Gas Recovery Using Pressure & Displacement Management
Download


Carbon Sequestration with Enhanced Gas Recovery
Download


Facts About Propane
Download


Propane Market Study
Download


Dispensing Propane Safely
Download


Natural Gas Transmission
Download


Flare Gas Recovery System
Download


Shale Gas of China
Download


an Overview of Modern Shale Gas Development in the United States
Download


EIA World Shale Gas & Shale Oil Resource Assessment
Download


Shale Gas Greening
Download


US Shale Gas from Halliburton
Download


US Shale Gas from Resources to Carbon Isotope Anomalies
Download


Water & Shale Gas Development
Download


DOE Shale Gas Primer 2009
Download


a Guide to Shale Gas
Download


Assessment of US Natural Gas Markets
Download Link 1     Download Link 2


Compressibility of Natural Gas
Download


 Optimal Development of a Natural Gas Transmission
Download


Troubleshooting of Natural Gas Processing
Download


An Analysis And Prediction Of Hydrocarbon Dew Points And Liquids In Gas Transmission Lines
Download


Sulfur Recovery from Natural Gas
Download


Claus Sulfur Recovery Options
Download


Design and Optimization of Integrated Amine Sweetening
Download


Amine Gas Treating Troubleshoot and Guide
Download


 Sulfur Recovery Unit SRU
Download


Sulfur Recovery  
Download

Natural Gas Books page.2

Advanced Equations in Natural Gas
Download


Gas Reservoirs Engineering
Download


James E – Natural Gas Measurement Handbook
Download


Natural Gas Production Lectures Part.1
Download


Natural Gas Production Lectures Part.2
Download


Natural Gas Production Lectures Part.3
Download


Natural Gas Production Lectures Part.4
Download


Natural Gas Production Lectures Part.5
Download


Natural Gas Measurement Handbook
Download


Natural Gas Aspects 2012
Download


the World of Natural Gas – Part.1 Natural Gas as a Transition Fuel By GasTerra
Download


the World of Natural Gas – Part.2 Heat & Power  By GasTerra
Download


the World of Natural Gas – Part.4 Gas Heat Pumps  By GasTerra
Download


Natural Gas Regulations
Download


Natural Gas Development & Hydraulic Fracturing
Download


Natural Gas Investment Opportunities in China
Download


Natural Gas Regulations
Download


Acid Gas Removal Plants
Download


Unconventional Gas Case Study
Download


BTEX Emissions & Removal

Removal & Disposal of BTEX Components from Amine Plant Acid Gas
Download


Recent GPA Data Improves BTEX Predictions for Amine Sweetening Facilities
Download


Hydrocarbons & BTEX Pickup & Control from Amine Systems
Download


an Analysis of BTEX Emissions from Amine Sweetening & Glycol Dehydration Facilities
Download


other Natural Gas Treatment Books

Gas Treating- Absorption Theory and Practice
Download


Hydrogen Sulfide Scavenger
Download


Handbook of Natural Gas Engineering
Download


Natural Gas Pipeline Network
Download


Natural Gas Physical Properties
Download


the Price of Natural Gas
Download


Amine gas Treating Unit – Best Practices & Troubleshooting Guide
Download


Natural Gas Monetization Cyprus Natural Gas Report
Download


Crude Oil and Natural Gas Resources and Supply
Download


Gas Well Deliquification Using Foamers
Download


Optimization of Natural Gas Processing Plants Including Business Aspects
Download


Natural Gas Engineering and Safety Challenges
Download


Gas Sweetening Engineering Design Guidelines
Download


Natural Gas Engineering, Production and Storage
Download


The Economics of Natural Gas Storage, An European Perspective
Download


Economics of Unconventional Shale Gas Development – Case Studies and Impacts
Download


Natural Gas, a Basic Handbook
Download


Fundamentals of Shale Gas Reservoirs
Download


Survey of Energy, Focus on Shale Gas
Download


Shale Gas and Fracking
Download


Compressor Stations
Download Link 1    Download Link 2


Modern shale gas development in the United States, a primer
Download


World Shale Gas Resources, An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States
Download


Unconventional Oil and Shale Gas – Growth, Extraction, and Water Management Issues
Download


Health Impact Assessment of Shale Gas Extraction
Download


Advances in Natural Gas Technology
Download


Shale Gas Production processes
Download


Basics of Gas Flaring
Download Link 1    Download Link 2


the Shale Gas Shock
Download


Interstate Natural Gas Pipeline Efficiency
Download Link 1    Download Link 2


Understanding the Basics of Gas Flaring
Download Link 1    Download Link 2


Reducing Onshore Natural Gas and Oil Exploration and Production Impact
Download


Methane Emissions from Natural Gas Compressor
Download Link 1    Download Link 2


Glossary of Natural Gas Reserves
Download


Understanding Natural Gas Markets
Download Link 1    Download Link 2


Pre traetement of natural gas
Download


design and operation of Processing Facilities for Gas Fields
Download Link 1       Download Link 2


Chemical Energy from Natural and Synthetic Gas
Download Link 1       Download Link 2


Sulfur Recovery Unit  SRU

Download Link

Natural Gas Dehydration – Part.2

تجفيف الغاز الطبيعي – الجزء الثاني

 Natural Gas Dehydration 

   المهندس رائد العبيدي


العوامل المؤثرة على عملية تجفيف الغاز الطبيعي:

 1. مكونات الغاز.

 2. درجة الحرارة التشغيلية والضغط التشغيلي.

 3. كفاءة التلامس بين الغاز والكلايكول للطور الغازي.

 4. حرارة ولزوجة الطور السائل.

 5. تركيز الماء في الكلايكول النشط.

 

وصف عملية التجفيف:  

Contactor
Contactor

تتألف وحدة التجفيف عادة ً من قسمين : برج التلامس Contactor – وحدة إعادة تنشيط الكلايكول Glycol Regeneration Unit ، القسم الأول يخص الغاز ، أما القسم الثاني فيخص الكلايكول حيث أن عملية تجفيف الغاز تتم في برج التلامس ويخرج الغاز منه خالياً من الرطوبة الى حد كبير ، أما وحدة تنشيط الكلايكول فيتم فيها تخليص الكلايكول من الرطوبة من خلال تسخينه حيث يرجع الى حوالي 99% من تركيزه الأصلي.

يضخ الكلايكول من خزان الكلايكول بواسطة المضخات الى أعلى برج التلامس في حين يدخل الغاز الرطب من أسفل برج التلامس Contactor ، ويحتوي برج التلامس عادة ً على صواني Trays يحتوي كل منها على تراكيب تسمى Bubble Caps تكون بهذا الشكل Π تقريباً يحصل فيها التلامس بين الكلايكول والغاز الرطب حيث أن الغاز يكوّن فقاعات داخل الكلايكول تتسرب الى الأعلى ليخرج الى الصينية التالية الأعلى ، في حين يتراكم الكلايكول الى ممر جانبي يسمى Downcomer لينزل الى الصينية التي بالأسفل كما هو موضح بالشكل. وهناك بعض التصاميم الحديثة لأبراج التلامس تكون فيها المسافة بين آخر صينية ومستخلص الرذاذ Mist Extractor كبيرة لتقليل خسارة الكلايكول والحصول على فصل أكبر بين الكلايكول والغاز. كما أن بعض التصاميم الحديثة تستخدم أبراج الحشوة Packing للحصول على مساحة سطحية أكبر للتلامس بين الغاز الرطب والكلايكول.

Bubble Cap Trays
Bubble Cap Trays

 يجب أن لا يزيد فرق الحرارة بين الكلايكول الداخل من أعلى برج التلامس والغاز الرطب الداخل من أسفل برج التلامس عن (5 درجة مئوية) . لذلك يتم تبريد الكلايكول بواسطة وحدة تبريد هوائية fin fan air cooler قبل دخوله الى برج التلامس لضمان هذا الفرق في الحرارة.

يخرج الكلايكول الرطب من برج التلامس حيث يتم التحكم بمستوى الكلايكول في برج التلامس بواسطة مسيطر مستوى Level Controller يذهب بعدها الكلايكول المشبّع Rich Glycol الى عازلة أفقية تسمى Flash Separator أو Flash Tank الغاية منها التخلص من المكثفات الموجودة فيه ، مع أستعمال غاز الوقود لنزع غاز H2S منه ، يذهب بعدها الكلايكول الى المرشحات وهي على نوعين : الأول Wet Glycol Filter لتخليص الكلايكول من المواد الصلبة ، أما الثاني فهو Carbon Filter والذي يقوم بتخليص الكلايكول من السوائل الهيدروكاربونية أو كبريتيد الحديد .

يدخل بعدها الى مبادل حراري لتسخين الكلايكول بشكل أولي قبل دخوله الى المسخنة Reboiler حيث يتم تسخينه في المسخنة الى درجة تتراوح بين (195-200) ° مئوية ليتم تخليصه من الماء ، مع وجوب المحافظة على درجة حرارة الكلايكول أقل من 204 ° مئوية (لضمان عدم تحلل الكلايكول) ، في حين يخرج الماء منه على شكل بخار ماء من أعلى المسخنة بواسطة أنبوب يُسمى Vent Stack ، وتقوم بعض التصاميم على طريقة إضافية لتقليل فقدان الكلايكول من خلال أمرار الكلايكول في Coil داخل Vent Stack لتسخينه.

يرجع الكلايكول بعد تنشيطه الى خزان الكلايكول Glycol Tank والذي يسمى أحياناً بـ Surge Tank . ومنه يضخ بواسطة مضخات الكلايكول والتي تكون عادة ً من نوع Positive Displacement Pump PDP ليتم ضخه الى برج التلامس مرة ثانية .. وهكذا تستمر دورة الكلايكول. والمخطط التالي هو لوحدة تجفيف مثالية.

وحدة تجفيف الغاز الطبيعي
glycol dehydration unit

تعتمد كفاءة برج التلامس على :

 1. معدل تدفق الغاز inlet gas flow.

 2. حرارة وضغط وتركيز الكلايكول الداخل.

 3. معدل تدفق الكلايكول glycol flow.

 

أن الغاز الداخل الى برج التلامس قد يكون مشبّعاً ببخار الماء ، في حين أن كمية الماء الذي يتم أمتصاصه تزيد بزيادة تركيز الكلايكول ، وتقليل درجة حرارة الكلايكول ، ومعدلات التدفق العالية وزيادة عدد صواني برج التلامس.

المواصفات المثالية للكلايكول:

Glycol Specifications

أن الدالة الحامضية تكون أقل بالنسبة للكلايكول المشبع نظراً لأحتوائه على الغاز الحامضي ، أما محتوى الهيدروكاربونات والمعادن والكلوريدات فيعتمد على كفاءة المرشحات المستخدمة في وحدة التجفيف.  ويكون فرق محتوى الماء بين الكلايكول المشبع والنشط بين (2-6) %.

س : ما هي المعلومات التي تحتاج أليها لتصميم وحدة تجفيف؟

 

     – معدل تدفق الغاز ، وضغطه ، ودرجة حرارته.

     – درجة الندى Dew Point المطلوبة أو محتوى الماء المطلوب في الغاز الخارج.

     – تحاليل الغاز الداخل ، ومحتوى الغاز الحامضي.

س : ما هي كمية غاز النزع المطلوبة Stripping Gas؟

ج: تتباين هذه الكمية وفقاً لنقطة الندى المطلوبة ، ويستخدم بواقع نصف قدم مكعب قياسي لكل غالون من الكلايكول.

مضخات الكلايكول:

يجب أن تكون مضخات الكلايكول من نوع المضخات الترددية Reciprocating Pumps بسبب الحاجة الى ضغط دفع عال High disch. Pressure وتدفق قليل نسبياً  relatively low flowrate وذلك لضخ الكلايكول من خزان الكلايكول Glycol Surge Tank الى أعلى برج التلامس ، ويجب وجود مضختين في الوحدة أحدهما عاملة ومضخة أحتياط StandBy يتم تدويرها بواسطة محرك كهربائي مع أمكانية تعيير معدل التدفق.

أبراج التلامس المستعملة في العملية :

 يتم إزالة بخار الماء بأستعمال طرق تجفيف الغاز الطبيعي ، حيث يُمكن لهذا البخار أن يتكثف من خلال الكبس والتبريد ، وقد ذكرنا في الجزء الأول أن عملية التجفيف تعتمد بشكل أساسي على برج التلامس Contactor الذي يحصل فيه التلامس بين الغاز الرطب والكلايكول الذي يعمل على أمتصاص الرطوبة منه ، وسنحاول في هذا الجزء توضيح مكونات هذا البرج.

أن وجود هذا البرج مهم للغاية في عملية التجفيف لأن عملية أنتقال المادة Mass Transfer تحصل فيه ، يتضمن التصميم التقليدي لبرج التلامس وجود بعض التراكيب الداخلية Internals مثل :

– تركيب الدخول Vane Inlet Device VID والغرض منها توزيع الغاز.

– جزء تجميع السائل liquid collection tray.

– الصواني Trays أو الحشوة Packing لضمان حصول انتقال المادة.

– أجزاء أخرى مثل مستخلص الرذاذ والذي يقلل من فقدان الكلايكول.

أن الغاية من تركيب الدخول هو توزيع الغاز الداخل وتقليل عزم الدخول feed momentum ، وعزل السوائل (إن وجدت) ، بالأضافة الى توزيع الغاز خلال مقطع البرج. كما أن لهذا التركيب دوراً مهماً في تقليل أرتفاع البرج.

أما جزء تجميع السائل liquid collection tray فتكون الغاية منه تجميع السوائل أسفل البرج ثم تصريفها منه كناتج غير مرغوب فيه ، حيث يتم التحكم بمستواها عن طريق مسيطر مستوى level controller لتذهب الى حفرة الحرق.

أن الصواني المزوّدة بالتراكيب المقلوبة Bubble Cap Trays فتستخدم بشكل واسع في هذا النوع من الأبراج ، لفاعليتها في معدلات التدفق المختلفة ، كما أنها مناسبة للسوائل اللزجة. وتستعمل أغلب أبراج التلامس (4-12) صواني وبمسافة 24 عقدة بين الواحدة والأخرى. وتكون المسافة بين الصواني 0.6-0.8 m في حالة كون سرعة الغاز  0.2 0.3 م/ثا . يعتمد عدد الصواني على: (1) درجة الحرارة التشغيلية (2) معدل تدفق الكلايكول (3) نقطة الندى المطلوبة.

كما أن هناك حاجة لوجود تركيب ميكانيكي لتوزيع الكلايكول ، وذلك للتعامل مع تقلبات تدفق الكلايكول ، كما أن وجوده سيمنع أصطدام الكلايكول القادم بسرعة عالية بالصواني أو الحشوة حيث أنه يؤدي الى تضرر الصواني وتراكيب Bubble Caps أو الى تضرر الحشوة وتراكمها في جهة واحدة بسبب تركّز ضغط سائل الكلايكول على الجهة الأخرى. ويعتمد تصميم هذا التركيب على معدل تدفق الكلايكول ، وقطر البرج.

أما مستخلص الرذاذ فيجب أن يكون على مسافة مناسبة من خط خروج الغاز Gas Outlet لا تقل عن 3 قدم. ويعمل على أستخلاص الكلايكول من الغاز في حالة خروجه مع الغاز أي حصول Carry over.

أستعمال الحشوات النظامية Structured Packing:

أن التوجه السائد الآن هو استعمال الحشوات بدلاً من الصواني ، وخاصة ً لدرجات الندى الواطئة ، وقد أدى هذا الأمر الى إعادة أختبار تصاميم أبراج التلامس للحصول على المزيد من التجفيف بكلفة أقل ، أن لهذا النوع من الأبراج العديد من الميزات فهي تتعامل كميات أكبر ، مع فرق الضغط قليل ، وأرتفاع أقل للبرج إذا قورنت بالبرج ذو الصواني. 

ويمكن تلخيص الفروق بين النوعين في النقاط التالية:

– أن السرعة التصميمية للغاز في أبراج الحشوات هي ضعف السرعة في أبراج الصواني ، مما يعطيها سعة أكبر.

–  فقدان الكلايكول أقل في الأبراج ذات الحشوات.

– أن أبراج الحشوة أقل كلفة ً من أبراج الصواني.

كما يجب الأخذ بنظر الأعتبار وضع تركيب توزيع الكلايكول ، ومستخلص رذاذ ذات كفاءة عالية.

أن وجود الهيدروكاربونات السائلة في الغاز يؤدي الى آثار سلبية وخاصة في الأبراج ذات الصواني لأنها تسبب الرغوة foam مما يسبب تقليل كفاءة برج التلامس ، وهذه الحالة تستوجب وجود عازلة flash separator لإزالة كل هذه الهيدروكاربونات السائلة ، كما يتوجب التخلص من أكبر قدر ممكن من هذه السوائل قبل دخول الغاز الى وحدة التجفيف.

 المشاكل التشغيلية في وحدة التجفيف بالكلايكول

   ما هي أسباب فقدان الكلايكول؟ 

   أن هناك فقدان طبيعي يقدر بـ 0.1 غالون لكل مليون قدم مكعب قياسي من الغاز الطبيعي يعبر عنه بـ 0.1 gal of Glycol / MMSCF of NG

  – السرعة العالية للغاز داخل برج التلامس Contactor ، مما يؤدي الى الحمل الأضافي carryover للكلايكول مع الغاز الطبيعي ومما يساعد في ذلك حدوث تضرر مستخلص الرذاذ Mist Extractor الموجود في أعلى برج التلامس.

  – زيادة درجة حرارة المسخنة Reboiler مما يؤدي الى تفكك الكلايكول.

  – أرتفاع درجة حرارة برج النزع Still Column مما يؤدي الى هروب الكلايكول من أنبوب تصريف الغازات Vent Stack .

 

 برج التلامس:

ما هي أسباب عدم حصول التجفيف الكافي؟

 – محتوى الماء العالي في الكلايكول المشبع Lean Glycol .

 – معدل التدوير عالي أو واطيء. حيث أن معدل التدوير العالي يؤدي الى عدم حصول التبريد بالشكل الكافي ، وبالتالي ارتفاع درجة حرارة الكلايكول وقلة قابليته على أمتصاص الماء. كما أن معدل التدوير العالي يؤدي الى تقليل زمن التلامس.

 – أما معدل التدوير الواطيء فيؤدي الى عدم كفايته في إزالة الماء.

 – أرتفاع درجة حرارة الغاز الداخل High Inlet Gas temperature. لأن الماء يفضّل الطور الغازي.

 – قلة ضغط برج التلامس Absorber Pressure.

 

 حصول الرغوة Foaming:.

 يعتبر حدوث الرغوة من أهم المشاكل التي تحدث في وحدات التجفيف بالكلايكول حيث أن هذه المشكلة تؤدي الى زيادة فقدان الكلايكول وتقلل كفاءة وحدة التجفيف ، وهذه المشكلة تؤدي الى خروج الكلايكول مع الغاز المصدّر. كما أن الرغوة تقلل التماس بين الغاز والكلايكول ، ولذلك فأن كفاءة التجفيف تقل. 

أن أستعمال مضادات الرغوة Defoaming Agents يعتبر أحد الطرق للتغلب على هذه المشكلة ، ومن هذه المواد أحادي أيثانول أمين MEA ، ولكن من المهم جداً أن نعرف أن هذه الأضافات ليست حلاً للمشكلة الأساسية ، حيث يجب تحديد السبب ومعالجته. وأهم أسباب حدوث الرغوة :

– قلة تركيز الكلايكول في برج التلامس.

– الفرق العالي في درجات الحرارة بين الغاز الرطب والكلايكول الداخل الى برج التلامس.

– صعود الدالة الحامضية PH للكلايكول ، حيث إذا كانت أكبر من 9 فأن هذا يجعل الكلايكول يميل الى إحداث الرغوة والأستحلاب.

– زيادة سرعة الغاز (لسبب ميكانيكي).

 – وجود الشوائب (لأسباب كيمياوية) وهذه الشوائب تتمثل في الشوائب الصلبة ، مانع التآكل Corrosion Inhibitor، المواد الكيمياوية المستعملة في حفر الآبار.

 ويمكن حل هذه المشكلة بنصب (مرشحة كاربون منشط Activated Carbon filter) لأزالة أية مواد تسبب الرغوة Foaming materials.

 

الفقدان في الهيدروكاربونات Hydrocarbon Losses:

 المسبب الرئيسي لهذا الفقدان هو الخواص الفيزياوية للمذيب. ويمكن معالجته باستخدام مكثف أو عازلة بعد برج التلامس.

 

 مشاكل خزان الحفظ Glycol Surge Tank:

 أن أغلب مشاكل خزان الحفظ هي مشاكل المستوى ، حيث أن المستوى العالي يؤدي الى زيادة التدفق وبالتالي زيادة معدل التدوير.

 كما أن المستوى الواطيء يؤدي الى تقليل معدل التدوير.

 

 مشاكل المبادل الحراري Heat Exchanger:

 – التآكل.

 – تضرر المبادل.

 

 مشاكل المضخات Glycol Pump:

 – التنقر Pitting ، السبب الرئيسي هو وجود الشوائب الصلبة ويمكن معالجة هذه المسألة بنصب مصفاة Strainer في خط السحب للمضخة Pump Suction.

 

المصادر:

1.  Oil & Gas Processing.
2. NATCO Glycol Dehydration Systems.

    يمكن نقل المقال الى أي موقع آخر بشرط ذكر المصدر والمؤلف

NaturalGas Reserves

أحتياطيات الغاز الطبيعي في العالم

ما هو الغاز الطبيعي؟

أن الغاز الطبيعي هو مزيج معقد من الهيدروكاربونات مع كمية قليلة من المركبات غير العضوية يكون مصاحباً للنفط الخام وحراً في بعض الأحيان ،  ويتكون الغاز الطبيعي أساسا من غاز الميثان (90% على الأقل من ناحية نموذجية) ولكنه أيضا قد يحتوي على غازات الأيثين والبروبين وغازات ثاني أكسيد الكربون الأثل. وقد توجد أيضا كميات صغيرة من النيتروجين والأوكسجين وثاني أكسيد الكربون ومركبات الكبريت في خطوط أنابيب الغاز الطبيعي . 

 ونلاحظ في الجدول التالي مكونات الغاز الطبيعي والتي تشير الى أن الميثان هو المكون الرئيسي لهذا المزيج الغازي.

Natural-Gas-Composition
Natural-Gas-Composition

أن المركبات غير العضوية مثل النتروجين ، ثاني أوكسيد الكاربون غير مرغوبة ، لأنها تسبب التآكل ومشاكل أخرى في أنتاج ومعالجة الغاز. وتتراوح القيمة الحرارية للغاز من 700 BTU/scf الى 1600 BTU/scf أعتماداً على كمية المركبات غير العضوية فيه.

وتقسم الآبار المنتجة عادة ً الى : آبار غازية ، آبار مكثفات Condensate wells ، وآبار نفطية. أن الآبار الغازية تكون فيها نسبة GOR أكبر من 100,000 scf/stb أما آبار المكثفات فيكون فيها GOR أقل من 100,000 scf/stb وأكثر من 5,000 scf/stb ، أما الآبار التي يكون فيها GOR أقل من 5,000 scf/stb فتعتبر آبار نفطية. 

وبما أن الغاز الطبيعي هو عبارة عن نفط في حالة غازية ، فأنه غالباً ما يكون مصاحباً للنفط ، ويمكن تقسيمه الى 3 أنواع:

  1. الغاز المصاحب Associated Gas : وهو الغاز المُذاب في النفط تحت الظروف المكمنية.

    2. الغاز الحر (الغاز غير المصاحب) “Free Gas non-Asociated gas :  وهو الغاز الحر الموجود في المكمن مع أقل  ما يمكن من النفط.

    3. المُكثفات Condensate : وهو الغاز الحاوي على كمية كبيرة من الهيدروكاربونات السائلة في الضغط والحرارة المنخفضين.

تبريد الغاز الطبيعي:

عند تبريد الغاز الطبيعي إلى درجة حرارة 260 درجة فهرنهايت تحت الصفر في ضغط جوي فإنه يتكثف في شكل سائل يسمى الغاز الطبيعي المسال ويعرف اختصار في اللغة الإنجليزية بـ (LNG) . فمقدار واحد من هذا السائل يأخذ 600/1 من حجم الغاز الطبيعي في رأس شعلة الموقد. ويزن الغاز الطبيعي المسال أقل من واحد ونصف من حجم الماء وفي الحقيقة يبلغ 45% تقريبا. ومن خصاص الغاز الطبيعي المسال أنه عديم الرائحة واللون ولا يسبب التآكل وغير سام. وعند تبخيره فإنه يشتعل فقط في درجات تركيز من 5% – 15% عند مزجه بالهواء والغاز الطبيعي المسال أو بخاره لا ينفجران في بيئة مفتوحة. 

كيفية تخزين الغاز الطبيعي المسال:

تحتوي صهاريج نقل الغاز الطبيعي المسال على بناء ذو جدارين مع عزل فعّال بصورة كبيرة بين الجدران تمتاز صهاريج الناقلات الضخمة بنسبة باعية منخفضة (نسبة الارتفاع إلى العرض) وتصميم اسطواني مع سقف في شكل قبة. ودرجات الضغط للتخزين في هذه الناقلات منخفضة جدا، أقل من 5 درجات (psig) . يمكن تخزين كميات صغيرة مثل 70.000جالون وأقل في صهاريج أفقية أو رأسية ذات فراغ جوي مضغوط. وقد تكون هذه الصهاريج تحت ضغط في أي مكان أقل من 5 درجات (psig) إلى أكثر من 250 درجة (psig) .

ويجب المحافظة على برودة الغاز الطبيعي المسال (84 درجة فهرنهايت تحت الصفر على الأقل) لكي يبقى سائلا ومستقلا عن الضغط . 

كيف تتم المحافظة على برودته؟ 

إن عملية العزل مهما كانت فعاليتها لا تستطيع بمفردها الحفاظ على درجة برودة الغاز الطبيعي المسال ويحفظ الغاز الطبيعي المسال كـ “مبرد في حالة غليان” وهو سائل بارد للغاية عند نقطة غليانه في الضغط المحفوظ فيه. والغاز الطبيعي المسال المخزن يعد نظيرا للماء المغلي غير أن برودته تزيد بـ 260 درجة مئوية فقط. إن درجة حرارة الماء المغلي التي تعادل 100 درجة مئوية لا تتغير بالرغم من الحرارة المتزايدة بسبب تبريدها بواسطة عملية التبخير (توليد البخار). وبنفس الطريقة سيبقى غاز الطبيعي المسال في درجة حرارة ثابتة تقريبا فيما إذا تم حفظه في ضغط ثابت. وتسمى هذه الظاهرة بـ “التبريد الذاتي” وتظل درجة الحرارة ثابتة ما دام يسمح لبخار الغاز الطبيعي المسال بمغادرة غلاية الشاي (الخزان). وإذا لم يتم سحب البخار فإن ذلك سيؤدي إلى رفع درجة الحرارة داخل الوعاء.

 وحتى عند ضغط (100 psig)  فإن درجة حرارة الغاز الطبيعي المسال ستكون 129 درجة فهرنهايت تحت الصفر تقريبا.

محتوى الكبريت Sulfur Content:

أن الكلام عن الغاز الحامضي والغاز الحلو يشير عادة الى محتوى الكبريت (غاز H2S) ، حيث أن الغاز الحلو يحتوي على نسبة قليلة جداً من الكبريت (يمكن أهمالها – أقل من 4 ppmv) ، في حين يحتوي الغاز الحامضي على كميات كبيرة وغير مقبولة من الكبريت والتي تُسبب التآكل (مع وجود الماء) .

صناعة الغاز الطبيعي Natural Gas Industry:

لقد كان الغاز الطبيعي في البداية ناتجاً عرضياً في عملية أنتاج النفط ، ومنذ استكشافه للمرة الأولى في فلوريدا في الولايات المتحدة عام 1821 فقد تم أستخدامه كوقود في المناطق المحيطة بالحقول النفطية ، وفي السنين الأولى لأنتاج الغاز الطبيعي فأن الغاز الطبيعي كان يُحرق بكميات كبيرة ، مما أدى الى أنخفاض سعر الغاز الطبيعي ، حيث كان سعر كل 1000 قدم مكعب الى حوالي 1-2 سنت.

وقد بدأ أستهلاك الغاز الطبيعي بالتزايد منذ نهاية الحرب العالمية الثانية في المجالات (التجارية – الصناعية – توليد الطاقة) ، وكان لهذا الأستهلاك المتزايد العديد من الأسباب مثل ولادة أسواق جديدة ، أستبدال الفحم كوقود ، استخدام الغاز الطبيعي في الصناعات البتروكيمياوية وصناعة الأسمدة، بالأضافة الى زيادة الطلب على الوقود قليل الكبريت.

أن تزايد الطلب في أوربا الغربية واليابان والولايات المتحدة أدى الى أستيراد الغاز من الحقول البعيدة. أما اليوم فأن الغاز الطبيعي المُسال يمكن نقله خلال البحار والمحيطات الى أماكن الأستهلاك بواسطة ناقلات ضخمة ، وقد تم أستخدام هذه الطريقة في هنغاريا عام 1934 ومن ثم أستخدم لنقل الغاز بشكل سائل من حقول الغاز في لويزيانا خلال نهر المسيسيبي الى شيكاغو في 1951.

وفي الجزائر تم تصدير الغاز المُسال في عام 1964 الى بريطانيا وفرنسا حيث يقل حجم الغاز الى سُدس حجمه الأصلي بهذه الطريقة ، وعند استلامه في نقطة النهاية يرجع الى حالته الغازية بأمراره في وحدة تحويل الغاز السائل الى غاز لذلك يمكن تجهيزه بعدها الى شبكة توزيع الغاز. كما يمكن خزنه في خزانات أو في محطات الخزن الجوفي Underground Storage ويعتبر الغاز السائل وقوداً غير مُلوّث للطائرات والمركبات.

 

أحتياطيات الغاز الطبيعي Natural Gas Reserves:

هناك مصطلحان تستخدم غالباً للتعبير عن أحتياطيات الغاز الطبيعي وهي: الأحتياطي المؤكد Proved Reserves و الأحتياطي الكامن Potential Reserves .

الأحتياطي المؤكد Proved Reserves هو تلك الكميات من الغاز التي يُعثر عليها أثناء الحفر ، ويمكن التأكد منها من خلال الخصائص المكمنية مثل بيانات الأنتاج ، علاقات الضغوط وبعض البيانات الأخرى ، لذلك يتم تحديد حجم الغاز بدقة معقولة الى حد ما.

الأحتياطي الكامن Potential Reserves هو تلك الكميات من الغاز الطبيعي التي يُعتقد أنها موجودة في العديد من صخور القشرة الأرضية لكنها لم تُحفر لحد الآن. وهي ستكون الكميات المجهزة مستقبلاً بعد أنتهاء الأحتياطي المؤكد.

وقد تم أتباع العديد من الطرق في تقدير كميات أحتياطي الغاز الطبيعي ، ومنها الأعتماد على معدلات الأنتاج السابقة والآبار الأستكشافية والطرق التجريبية والمعادلات الرياضية ، كما يتم أستخدام طريقة تقدير الغاز المستقبلي من خلال كمية النفط المستكشف ، أو طريقة التقدير الحجمي لأحتياطي الغاز الكامن.

وقد كان هناك دائماً تفاوت في (الأحتياطي المؤكد) و(الأحتياطي الكامن) حتى في حالة الحقول المنتجة في الولايات المتحدة، حيث بالأعتماد على مصادر المعلومات فأن تقديرات الاحتياطي الكامن المتبقي تتراوح بين 650-5000 Tcf ، أما الأحتياطي المؤكد في عام 2000 فقد كانت 1050 Tcf في الولايات المتحدة و 170 Tcf في كندا وبعكس المكامن النفطية التي يوجد 80% منها في دول أوبك ، فأن أغلب مكامن الغاز الطبيعي موجودة في الأتحاد السوفيتي السابق ، الشرق الأوسط ، الشرق الأدنى ، أفريقيا ، أمريكا الشمالية ، أمريكا الوسطى والجنوبية ، وأوربا.

ووفقاً لأحصائية قام بها Energy Information Administration في العام 2006 كانت الأرقام التقديرية للأحتياطي المؤكد للغاز الطبيعي كالآتي:

  1. روسيا 1,688 Tcf.

  2. أيران 944 Tcf.

  3. قطر 910 Tcf.

  4. المملكة العربية السعودية 244 Tcf.

  5. الأمارات العربية المتحدة 213 Tcf.

  6. الولايات المتحدة الأمريكية 193 Tcf

   7. نيجيريا  185 Tcf.

  8.  الجزائر 162 Tcf.

  9.  فنزويلا  152 Tcf .

 10. العراق  112 Tcf.

     وتمتلك شركة Gazprom الروسية حوالي ثلث أحتياطيات الغاز الطبيعي وتنتج حوالي 80% من الغاز الطبيعي الروسي ، وتُدير هذه الشركة 43 محطة كبس Compressor Station وحوالي 155 ألف كم من أنابيب الغاز الطبيعي ،  وتعتبر روسيا أكبر منتج ومصدر ومُستهلك للغاز الطبيعي ، حيث تُنتج حوالي 21 Tcf سنوياً تستهلك منها 14.5 Tcf وتُصدّر الباقي. 

أما قطر فهي دولة رائدة أيضاً في أحتياطيات الغاز الطبيعي ، وتتساوى في ذلك مع أيران تقريباً ،  حيث تمتلك حقل الشمال العملاق ، أما أيران فلديها حقل بارس الشرقي الذي يقع على حدود قطر.

مستقبل الغاز الطبيعي:

من الواضح جداً أن القرن التاسع عشر  كان قرن الفحم الحجري والذي ساهم بشكل كبير في نشوء الثورة الصناعية في أوربا ، أما القرن العشرون فقد كان قرن النفط الذي كان المصدر الرئيسي للطاقة والذي أدى الى نمو الأقتصاد العالمي ، ومن الملاحظ دائماً أن حاجة الأقتصاد العالمي الى الطاقة في تزايد مستمر ، فقد توقع بعض الخبراء حصول عجز كبير ومستمر في أمدادات الطاقة يبدأ في عام 2010 وحصول أزمة طاقة حقيقية وجدية.

وللخروج من هذه الأزمة ، يجب الأنتقال الى أستخدام الغاز الطبيعي ليس لأهميته الأقتصادية فحسب ، بل لأهميته في الحفاظ على البيئة ، ففي نهاية القرن العشرين أخذ الغاز الطبيعي مكان الفحم كمصدر ثان للطاقة بعد النفط ، ففي عام 2000 كان أستهلاك الطاقة العالمي كالآتي: 39% نفط – 23% غاز طبيعي – 22% فحم حجري ويتوقع أن يكون التحول تدريجياً من النفط الى الغاز الطبيعي بداية القرن الحادي والعشرين. وذلك لن يتحقق بسبب الأعتبارات البيئية فحسب بل بسبب التطورات التكنلوجية.

أن الولايات المتحدة تمتلك أكبر أقتصاد في العالم ولذلك فهي المستهلك رقم 1 للطاقة في العالم ، ويمكن ملاحظة أن سعر الغاز الطبيعي قد زاد في العقود الثلاثة الأخيرة بسبب زيادة الطلب على الغاز الطبيعي في الولايات المتحدة وتتوقع دراسات الطاقة أن يزيد الطلب السنوي للطاقة بين عامي 2010-2020 بنسبة 30% حيث سيصعد أستهلاك الغاز الطبيعي بنسبة 60% أي بزيادة حوالي 35 Tcf ، وهذا يعني أن حصة الغاز الطبيعي من الطاقة ستصعد من 23% الى أكثر من 28% ، لذا يصبح من الواضح أن الغاز الطبيعي سيصبح مصدر الوقود الأبرز في الأقتصاد العالمي ، أما ما يسمى بمصادر الطاقة البديلة فسوف يكون لها القليل من التأثير على الغاز الطبيعي.

 

المصادر:
1. Fundamentals of Natural Gas Processing.
2.
Natural Gas Engineering Handbook
3.
Natural Gas Production Engineering, Dr. Adel Salem

4.  الغاز الطبيعي – تأليف خالد جبر حمد يوسف

Adsorption & Natural Gas Treatment part.3

الأمتزاز وكيفية الأستفادة منه في معالجة الغاز الطبيعي – ج3

 المهندس عباس فاضل عبدي


– السليكا جل  Silica Gel

  السليكا جل هي السليكا الغير المتبلور (Amorphous) الصناعي والذي تتكون من شبكة محكمة ومتراصة من جسيمات السليكا الغروية الكروية ( SiO2) .

  تتراوح مساحتها السطحية من (300-850 m²/g) قطر السام هو في مدى ( 22-150 Aº) ويتم تصنيعها بتفاعل سليكات الصوديوم مع حامض الكبريتيك . ويجهز المنتج على شكل حبيبات أو أشكال كروية ويستعمل بشكل اساسي في أزالة  الماء  والعضويات على الرغم من ان الماء مفضل .

    بالإضافة إلى ما سبق ذكره هناك مواد صلبة مازة أخرى مستعملة ومنها :

 الاطيان المعدلة عضويا Organically Modified Clays:

   وهي خليط من طين البنتونايت او الانثراسايت , ينشط سطح الطين بعد معاملته مع امين رباعي . هذه اأآطيان تستعمل في تنقية الغاز.

 المواد المازة الراتنجية Polymeric Resin Adsorbents:

   واشهرها هي :

     أ‌-  راتنجات التبادل الايوني الكاربونية  Carbonized Ion-Exchange Resins   

ب‌- المواد المازة من نوع ثنائي فنيل بنزين DivinylBenzene (DV)Adsorbents

 

 وأدناه جدول يبين الخواص الرئيسية للمواد الصلبة المازة الشائعة .

المادة المازة هايدرو فيليك هايدرو فوبيك غير متبلور Amorphous ذو شكل منتظم Structured
الكاربون الفعال
البوليمرات
السيلكا جل
الألومينا الفعال
المناخل الجزيئية من
نوع الكاربون
السيلكا لايت
الزيولايت
3A – 4A – 5A – 13X

الاستعمالات والتطبيقات الصناعية Uses & Industrial Applications:

  أولاً:الزيولايت

1-فصل الاوكسجين من الهواء

2-تجفيف الغازات

3-ازالة الماء من المحاليل الآيزوتروبية

4-تحلية الغازات والسوائل الحامضية

5-تنقية الهايدروجين

6-فصل الامونيا والهايدروجين

7-أزالة ثنائي اوكسيد الهايدروجين

8-فصل الاوكسجين والآركون

9-فصل الاستيلين والبروبان والبيوتان من الهواء

10-فصل الزايلين واثيل بنزين

11-فصل الاوليفينات والمواد الاروماتية عن البارافينات

12-فصل البارافينات الاعتيادية عن المتفرعة 

13-فصل أول أوكسيد الكاربون عن الميثان والهايدروجين

14-السيطرة على التلوث بأزالة Hg ,NOx ,SOx  من الغازات

15-تجفيف السوائل العضوية

 

 ثانياً:الكاربون الفعال

1-فصل النايتروجين عن الهواء 

2-فصل الآيثين عن الميثان والهايدروجين 

3-أزالة الروائح من الغازات

4-أزالة أبخرة المذيبات

5-أزالة NOx ,SOx

6-تنقية غاز الهليوم

7-تنقية المياه

8-أزالة الآلوان

 

ثالثاً:الالومينا الفعال

     1- تجفيف الغازات

2- تجفيف المذيبات العضوية

3- تجفيف زيت المحولات

4- أزالة HCL  من الهايدروجين

5- أزالة الفلورين ومركبات الفلورين والبورون في عمليات الالكلة

 

رابعاً:السليكا جل

      1-تجفيف الغازات , وسوائل التبريد والمذيبات العضوية وزيت المحولات

      2-كمجففات في حفظ المواد للخزن

      3-السيطرة على نقطة الندى للغاز الطبيعي

 

خامساً:الاطيان

      1-أزالة بولي كلورو باي فنيل (PCB)

      2-تصفية الزيوت المعدنية

      3-معالجة زيوت الآيديبل edible oils

 

 سادساً:البوليمرات والراتنجات

      1-تنقية المياه من الفينول والكيتون والكحولات والانيلين

      2-فصل المواد الاروماتية عن المواد الاليفاتية

      3-أستخلاص البروتينات والانزيمات

      4-أزالة الالوان من العصائر

      5-أزالة العضويات عن بيروكسيد الهايدروجين     

 

أجهزة الامتزاز Adsorption Equipments

   تستعمل المواد الصلبة في أجهزة الآمتزاز الثابتة مع جريان متقطع للمادة الصلبة أو جريان مستمر للمادة الصلبة. والشائع أكثر هو أستعمال غرفة ثابتة (fixed bed) تعمل بوحدات متقطعة (batch) أو غرف للمواد الصلبة حيث تمر المواد المائعة من خلالها وبأعادة تنشيط دورية.

  يتكون النظام الكلي من وعاء ضغط  أو خزان مفتوح مع أنابيب مرافقة وصمامات وأجهزة سيطرة وأجهزة مساعدة لآتمام عملية التنشيط للمادة الصلبة . وتحوي أجهزة معالجة الغاز على نافخات (blowers) أو كابسات (compressors) . وتحوي أجهزة معالجة السوائل على مضخات مع اوعية حقن لآتمام العملية المستمرة.

 وعاء الآمتزاز Adsorber Vessel

تكون الطريقة المستعملة لعمليات أمتزاز (مائع – صلب) في اوعية عمودية اسطوانية مع وضع المادة الصلبة بشكل ثابت وبترتيب عشوائي للحشوات random packing .

  يجب أن تصمم اجهزة الامتزاز بالاخذ بنظر الاعتبار أنخفاض الضغط , أن فرق الضغط يؤثر او يحدد تصميم وعاء الامتزاز حيث عندما ينجز الامتزاز واعادة التنشيط تحت ضغط اعلى من الضغط الجوي فان وعاء الامتزاز يجب ان يصمم كوعاء ضغط (لاحظ الشكل أ ) ,وفي الجانب الآخر يكون الاختيار في تصنيع أوعية افقية حيث الجريان يكون قطريا (radial) عوضا عن ان يكون محوريا (axial) (لاحظ الشكل ب ).

adsorption vessel

الشكل أ
Adsorption & Ion Exchange
الشكل ( ب ) Adsorption & Ion Exchange

 ويجب أن يحوي جهاز الامتزاز على وسائل لاسناد المواد الصلبة المازة ووسائل للتأكد من التوزيع الجيد للمائع المراد معاملتها خلال الغرفة . ويمكن ان تكون مسند المادة الصلبة على شكل شبكة معدنية أو على شكل كرات سيراميكية خاملة .

عندما يتم توزيع الجريان مباشرة على طول غرفة المادة الصلبة فسوف تكون هنالك عدد قليل من التسهيلات الكبيرة للمادة الصلبة خلال الامتزاز ولمائع اعادة التنشيط خلال اعادة التنشيط . أن المائع الداخل خلال الغرفة من الفتحات (nozzles) يكون في سرعة كبيرة جدا من المعدل ويمكن ان يملك مكونات عزم غير متناسقة بسبب مجمع الصمامات للانابيب (manifold) . ان الوسائل البسيطة للسماح لاعادة توزيع الجريان عبر واجهة الغرفة هو بتطبيق او استعمال فراغ واسع فوق وتحت الغرفة الثابتة , والطريقة المكلفة هي نصب حاجز صفيحي مع وضعها بتناسق مع فتحات الدخول والخروج .

  ان الحاجز المثقب أو الصلب مصمم لكسر العزم القادم من المائع واعادة توزيعها لمنع ارتطامها المباشر بالمادة الصلبة , يجب تغطية الحواجز بعوارض لحجز الدقائق وذلك عند نصب مسند الغرفة المدرجة عند القعر , أو يمكن استعمال معدن فيه شق . الغرف المسطحة الافقية غالبا ماتملك مساحة جريان كبيرة والذي يحتاج الى فتحات (nozzles) دخول وخروج مضاعفة . يجب تصميم هذه الفتحات الجامعة في مجمع واحد (headers) بعناية لضمان الجريان المتوازن لكل فتحة (nozzles) . هنالك مدخل واحد في نظام السوائل الى الوعاء ويتفرع الى عدة انابيب وغالبا ماتكون مثقبة على طول الانبوب ( الشكل أ ) . غالبا ماتملك هذه الشبكة العنكبوتية وشجرة الميلاد ثقوبا ليست موضوعة على نحو منتظم ولكن موزعة لتجهيز جريان متساوي لمساحة الغرفة .

  على الرغم من كون فقدان الضغط المسموح مع نظام السوائل ليست بعامل مقيد , فان هنالك اعتبارات خاصة لنظام معالجة السوائل , ان اجهزة الامتزاز من نوع الكاربو ن الفعال والمستعملة في معالجة الماء وماء الفضلات مصممة ومبنية مستعملا نفس الاعتبارات المستعملة لازالة العكورة بالرمل والمرشحات المتعددة الطبقات , والغرفة النموذجية للكاربون موضحة في ( الشكل د ) , أن مثل اجهزة التلامس هذه للسوائل والتي تعمل في الضغوط العادية هي مجرد خزانات مفتوحة او احواض كونكريتية بتوزيع فائض بسيط للجريان (overflow weir) .

الشكل ( د)

 و( الشكل هـ ) يوصف مخطط جريان لنظام تجفيف بغرفتين وأعادة تنشيط من نوع TSA (سيتم شرحها لاحقا ) , مبينا فيها المعدات المساعدة المقترنة باعادة التنشيط .  يتم تسخين بعض من الغاز الجاف الناتج خارجيا وستعمل بشكل جريان عكسي لتسخين وطرد الماء من جهاز الامتزاز التي لايقوم بتجفيف المادة المغذية . يتم تبريد غاز اعادة التنشيط الرطبة المستنفذة , وتكثيف الماء الى الخارج , ثم يتم اعادة تدوير الغاز الى مادة التغذية للاستخلاص .

الشكل ( هـ) two – bed TSA system regeneration equipment

إعادة التنشيط Regeneration

 هنالك طريقتان رئيسيتان لآعادة تنشيط المادة الصلبة :-

  1.  الترجيح الحراري او بتغيير درجة الحرارة Thermal Swing Adsorption TSA         

وتشمل غرفة المادة المازة بواسطة غاز حار . يستعمل في  حالة المناخل الجزيئية  درجة  حرارة 200-300°C وحسب مكونات غاز التنشيط ونوع المناخل الجزيئية المستعملة , ويتم تجهيز الحرارة الى الغرفة بواسطة البخار أو الفرن . ويتطلب بعد ذلك غاز تطهير لحمل الجزيئات الممتزة .

  1. الترجيح بالضغط أو بتغيير الضغط النسبي Pressure Swing Adsorption PSA

تحدث عملية أعادة التنشيط في هذه الطريقة عند ضغط أقل بكثير من ضغط الامتزاز , فبتقليل الضغط الجزئي للمادة الممتزة تتم عكس عملية الامتزاز وبالتالي أعادة التنشيط وتحدث هذه العملية بثبوت درجة الحرارة .

أنتهى البحث

المصادر العربية

1.انتقال المادة في التطبيقات الهندسية / ترجمة د.فاخر فالح حسن ومصطفى محمد رضا الفائز / كلية الهندسة / جامعة البصرة / 1991 .

2. ملزمة الوحدات التشغيلية لاختصاص تقنية الغاز / السنة الثانية / أعداد : سوسن عزيز ,غالب محسن , رجاء يوسف / معهد التدريب النفطي / بغداد .

English References

  1. Adsorption, Ion Exchange & Catalysis, V.J.Inglezakis & S.G.Poulopoulos, 2007.
    2. Chemical Engineering, Volume (2) by Coulson & Richardson s, Fifth edition, 2002.
    3. Chemical Engineers Handbook .by Robert H.Perry.Don W.Green, 7 th edition McGraw Hill Companies, 1999.
    4. Encyclopedia of Chemical Technology, by KIRK-OTHMER, Volume 1,4 th edition ,1998.
    5. Principles of Unit Operation .By A.S.Foust, L.A.WENZEL.
    6. Introduction to Adsorption, Prof.Dr.-Ing.U.Nieken Institut fur chemische verfahrenstechnik, University Stuttgart, 2006.
    7. RHONE-POULENC CHIMIE FINE MOLECULAR SIEVES.
    8. Molecular Sieves, union carbide company.
    9. Natural Gas Dehydration by molecular sieve, FICRAT SHAWKAT, production department, north Gas Company, ministry of oil.
    10. Fixed Bed Plant for the Adsorption in the Gaseous Phase, User Manual, Didacta Company, Italia, Torino.
    11. Natural Gas Production Processing Transport, Robert N.Maddox, 1997, Institut François du Petrde Publications.

Adsorption & Natural Gas Treatment part.1

الأمتزاز وكيفية الأستفادة منه في معالجة الغاز الطبيعي – ج1

 المهندس عباس فاضل عبدي


مقدمة عن الأمتزاز :

   يستعمل مصطلح ال (sorption) لوصف كل نوع من أخذ أو خزن للمادة من قبل السطح الخارجي للمواد الصلبة (Adsorption)والسائلة (Absorption) وكذلك من قبل السطح الداخلي للمواد الصلبة المسامية أو السوائل.

ان الامتزاز هو عملية فصل يكون فيها الطور المائع في حاة تلامس مع طور الدقائق المسامية الصلبة ذي الخاصية الانتقائية لآخذ او لخزن واحد أو أكثر من المكونات الموجودة في الطور المائع.حيث أن المائع لايذوب في المادة الصلبة ولكن يلتصق على السطح ويحدث التوازن بين المائع الممتز وبين الذي يبقى في عمق طور المائع, ويعتبر الامتزاز خاصية اساسية من المادة ممتلكا قوى التجاذب بين الجزيئات,حيث ان حقل القوة بالقرب من سطح المادة الصلبة يخلق طاقة كامنة واطئة وكنتيجة فأن كثافة الجزيئات قرب السطح عموما يكون أعظم من كتلة الغاز.أن التطبيقات المهمة الكثيرة للآمتزاز يعتمد على الآنتقائية (Selectivity) أي الاختلاف في تجاوب السطح للمكونات المختلفة.

أن المادة التي تعاني الامتزاز على سطح المادة الصلبة تدعى ب(المادة الممتزة)Adsorbate

والمادة التي تقوم بالامتزاز تدعى ب (السطح الماز) Adsorbent

   يعتبر الامتزاز من اكثر طرق الفصل أقتصادية خصوصا عندما يكون تراكيز المواد التي يجب أن تزال من الطور المائع قليلة جدا , وهي التقنية الاوسع استعمالا لفصل الجزيئات في صناعة النفط والغاز الطبيعي والبتروكيمياويات والصناعات الكيمياوية والعمليات البيئية . أن القوة الجاذبة المسببة للامتزاز عموما تكون ضعيفا قياسا للاواصر الكيمياوية وبزيادة درجة حرارة المادة المازة او بتقليل الضغط الجزئي للمادة الممتزة (أو التركيز في السائل)فأن المادة الممتزة يمكن تحريرها من السطح. أن عملية تحرير أو خطوة أعادة التنشيط هي خطوة مهمة في العملية , حيث تسمح عملية التنشيط أولا بأستخلاص المواد الممتزة وفصلها وبعد ذلك فهي تسمح باعادة استعمال المادة الصلبة لعدة دورات وفي قليل من الحالات فان الامتزاز يكون غير عملية والمادة الممتزة يجب ان تزال بالحل الحراري أو بتفاعل كيمياوي أخر أو ببساطة يتم الخلص من المادةالصلبة.

    وتتوزع الجزيئات في الامتزاز بين طورين الاول في طور الصلب بينما الاخر في طور السائل أو الغاز , عكس عملية الامتصاص والتي ينتشر فيها جزيئات المذاب من طور الغاز الى طور السائل , وينتشر الجزيئات في الامتزاز من طور المائع الى سطح المادة الصلبة مكونا طورا ممتزا واضح المعالم.

      ان المادة المازة المستعملة في فصل الغازات تستعمل لآزالة الكميات القليلة من المركبات من خليط الغازات , والمثال الشائع هو تجفيف الغازات لمنع التأكل والتكثيف أو لمنع تفاعل جانبي غير مرغوب فيه . يكون الامتزاز مؤثرا في أزالة المركبات القليلة من طور السائل ويستعمل لآستخلاص المركبات أو المواد المؤذية للصحة من التأثير الصناعي.

     هناك فرق في كل عملية من عمليات التقطير والامتصاص والاستخلاص بين الخواص التي يتم فصلها . ففي عملية التقطير هناك التطايرية وفي الامتصاص الذوبانية وفي الاستخلاص معامل التوزيع , أما عملية الفصل بالأمتزاز فتعتمد على مكون واحد مستعد اكثر للأمتزاز عن الأخر . فعملية الفصل للبارافين الاعتيادي عن المتفرع بالتقطير يتطلب عدد مراحل كبيرة بسبب التطايرية النسبية الواطئة للمركبين. حييث يفضل من الناحية الاقتصادية أستعمال مادة مازة والتي تقوم بالفصل بناءا على الفرق في الاقطار الجزيئية للمركبين, وكمثال فأن البنتان الاعتيادي والآيزوبنتان لهما أقطار *(0.489 nm) و (0.558 nm) على التوالي فعندما يتم استعمال مادة مازة بحجم مسام (0.5 nm) لخليط الغازات فان الجزيئات الصغيرة سوف  تنتشر من خلال سطح المادة المازة وتبقى فيها , بينما تستثنى الجزيئات الكبيرة . ويمكن استرجاع الجزيئات المتبقية في المادة الصلبة بتقليل الضغط أو رفع درجة الحرارة.

   يحدث الامتزاز عندما تبقى الجزيئات المنتشرة في طور المائع فترة من الزمن بقوى صادرة من السطح القريب. يمثل السطح فجوة اجمالية في تركيبة المادة الصلبة , والذرات عند السطح لها بقايا لقوى الجزيئات والتي لاتكون مشبعة بالذرات المحيطة كما في بنية الجسم. هذه البقايا للقوى أو قوى فاندرفالز شائعة لكل السطوح والسبب الوحيد عن كون هذه المواد الصلبة مميزة هي أنها يمكن تصنيعها على شكل مسامات عالية معطيا زيادة في المساحة الداخلية . وبالمقبل فأن السطح الخارجي يساهم بشكل معتدل للمجموع الكلي حتى عندما يكون السطح مجزءا على نحو ممتاز. ان الامتزاز المبني على قوى فاندرفالز فيزياوي في الطبيعة لان القوى تكون ضعيفة والامتزاز يمكن عكسها بسهولة , ان كمية الحرارة المتولدة في الامتزاز الفيزياوي يكون مشابها في القيمة لحرارة التكثيف , وعندما لايتم تشتيت الحرارة بالتبريد فان حجم المادة الصلبة سوف تقل بارتفاع درجة الحرارة.

  n=nano=10¯9*

   من الملائم التفكير بان الامتزاز يحدث بثلاث مراحل , عندما يزداد تركيز المادة الممتزة يتكون أولا طبقة منفردة من الجزيئات على سطح المادة الصلبة , هذه الطبقة المنفردة يمكن ان يمتز كيميائيا ومقترنة بالطاقة الحرة والتي تمتز بالقوى التي تحملها , وعندما يزداد تركيز المائع فان الطبقات المتكونة بالامتزاز الفيزياوي وعدد الطبقات المتكونة يمكن أن تحدد بحجم المسامات . واخيرا فأن للامتزاز من طور الغاز تحدث التكثيف الشعري(capillary condensation) حيث ان الشعيرات تمتلئ بالمادة الممتزة المتكثفة ويصل ضغطها البخاري الى قمة حرجة نسبة الى حجم المسام.

    تنجذب الجزيئات الى السطوح كنتيجة لنوعين من القوى: قوى التشتت dispersion وقوى التنافر repulsion (وتدعى بقوى فاندرفالز)وتكون كنتيجة بأن الجزيئة أو مجموعة السطح لها قطبية كهربائية ثنائية دائمة dipole أو عزم قطبي رباعي quadrupole أو شحنة كهربائية صافية.

    تتواجد قوى التشتت دائما وفي غياب اي قوة قوية سوف يحدد سلوك التوازن كما في الامتزاز الجزيئات بعزم غير قطبي ثنائي أو قطبي رباعي على الكاربون الغير المؤكسد.اذا كان السطح قطبيا فسوف يقدم حقل كهربائي يحث عزم القطب الثنائي في الجزيئة بقطبية ثنائية غير دائمة ومن خلال هذا الاستقطاب فانه يزيد من الامتزاز .وبالتشابه فان الجزيئة بعزم قطبي دائم سوف تستقطب السطح الغير القطبي وبهذا تزيد من التجاذب.

    ان التجاذب للسطح القطبي والجزيئات بعزم ثنلئي القطب الدائم يكون قويا كما في امتزاز الماء على مواد مازة محبة للماء hydrophilic .وبالتشابه للسطح القطبي فان الجزيئة بعزم رباعي القطبية الدائم سوف تنجذب بقوة اكثر من الجزيئة المشابهة بعزم ضعيف .مثال:يمتز النايتروجين بقوة اكثرمن الاوكسجين على سطح الزيولايت..

  ان عملية الامتزاز باعثة للحرارة exothermic (وتشابه التكثيف condensation).

وعكس عملية الامتزاز desorption ماصة للحرارة endothermic(وتشابه التبخير  evaporation).

  ودرجة الحرارة الواطئة والصغط العالي مفضل في عملية الامتزاز .

  ودرجة الحرارة العالية والضغط الواطئ مفضل في عكس عملية الامتزاز desorption.

انواع الامتزاز types of adsorption    

يصنف الامتزاز معتمدا على نوع الاصرة الى:

  1. الامتزاز الفيزياوي physical adsorption أو physisorption

 وتحدث عندما يكون القوى الجزيئية البينية أو قوى فاندرفالز للتجاذب بين جزيئات المائع وسطح المادة الصلبة أعظم من قوى التجاذب بين جزيئات المائع نفسه.حيث يلتصق جزيئات المائع على سطح المادة الصلبة الممتزة ويحدث التوازن بين المائع الممتز والذي يبقى في طور المائع.ولايلاحظ  اي تغير في الالكترونات او بالاحرى يحدث تجاذب جزيئي بين موقع الطاقة المفضلة ولذالك لايعتمد على الخواص الالكترونية للجزيئات المتضمنة .يتسم الامتزازالفيزياوي بطاقات تداخل مساو او مشابه لحرارة التكثيف.المادة الممتزة يحتجز على السطح بقوى فاندرفالزضعيفة نسبيا ويمكن ان تتكون عدة طبقات من الجزيئات وبنفس حرارة الامتزاز تقريبا.حرارة الامتزازللامتزاز الفيزياوي يكون قليلا للمول الواحد) Kcal/mole ولذلك هذا النوع من الامتزاز مستقر فقط عند درجات الحرارة الاقل من 150° مئوية ,ويسمح الامتزاز الفيزياوي استعماله بعملية مراحل مستمرة .

  1. الامتزاز الكيمياوي chemical adsorption او chemisorptions

ويشمل التداخل الكيمياوي بين المائع الممتز المادة الصلبة المازة وفي معظم الحالات يكون الامتزاز غير قابلا للعكس ويكون صعبا فصل المادة المادة المازة عن المائع الممتز.ويشمل انتقال الالكترون بين مواقع السطح المحددة او المخصصة وجزيئات المذاب وكنتيجة تتكون الاصرة الكيمياوية.يتسم الامتزاز الكيمياوي بطاقلت التفاعل بيسن السطح والمادة الممتزة مشابهة او مساوية لقوة الاواصر الكيمياوية وبعشرات من الكيلوسعرة للمول الواحد) Kcal/mole وبناءا على ذلك تكون اقوى بكثير ومستقرا اكثر في الدرجات الحرارية العالية اكثر من الامتزاز الفيزياوي وعموما تتكون طبقة جزيئات منفردة فقط .

  معظم تطبيقات الامتزاز في عمليات الفصل والتنقية تعتمد على الامتزاز الفيزياوي,بينما العوامل المساعدة الغير المتجانسة عموما يشمل الامتزاز الكيمياوي للمتفاعلات .

  يستعمل الامتزاز الكيمياوي في بعض الاحيان في ازالة المواد الغير النقية الموجودة بكميات قليلة حيث يتم تحقيق انتقائية عالية وعلى الرغم من عدم استعمال الامتزاز الكيمياوي بشكل واسع كما في الامتزاز الفيزياوي فهنالك عدة تطبيقات في العمليات تعتبر هامة للامتزاز الكيمياوي لتنقية الغازات ومنها :

ازالة الزئبق : حيث ان الكميات القليلة من الزئبق الموجودة في الغاز الطبيعي معرفة بانها تسبب تاكلا لسطوح المبادلات الحرارية المصنوعة من الالمنيوم في وحدات صناديق التبريد المنخفضة درجة الحرارة في مصانع تسييل الغاز الطبيعي LNG , ويمكن ازالة الزئبق لمثل هذه الوحدات باستعمال كاربون فعال يحتوي على الكبريت وذلك بتفاعل الزئبق مع الكبريت مكونا كبريتات الزئبق .

وادناه جدول يبين فيها المقارنة بين الامتزاز الفيزياوي والامتزاز الكيمياوي :-

الامتزاز الفيزياوي

الامتزاز الكيمياوي
1.حرارة الامتزاز قليلة عند نفس درجة حرارة التسييل الطبيعي للغاز . 1.حرارة الامتزاز اكبر بعدة مرات من حرارة التسييل الطبيعي للغاز.
2.الامتزاز يكون بكمية محدودة فقط عند درجات الحرارة الاقل من نقطة غليان المادة الممتزة.

2.يمكن ان يحدث الامتزاز عند درجات حرارية عالية.

3.مقدار الزيادة في الكمية التي يمكن ان يمتز تزداد مع كل زيادة في ضغط المادة الممتزة . 3.مقدار الزيادة في الكمية التي يمكن ان يمتز تنقص مع كل زيادة في ضغط المادة الممتزة.
4.طاقة التنشيط ليست ذات قيمة. 4.طاقة التنشيط عالية تبعا للتفاعل الكيمياوي.
5.تحدث طبقات ممتزة متعددة . 5.تتكون طبقة واحدة ممتزة على الأكثر.
6.معدل الامتزاز يسيطر عليه بالسيطرة على معدل انتقال المادة . 6.يسيطر عليه بالسيطرة على معدل التفاعل الكيمياوي.
7.سريع ,غير فعال , قابل للانعكاس.. 7.يمكن ان يكون بطيئا ,فعال ,غير قابل للانعكاس.

أنواع المواد المازة  Adsorbents

تم تطوير الماد الصلبة لفصل مدى واسع من المواد . يتم تجهيز الماد الصلبة التجارية على شكل حبيبات granules أو كرات صغيرة pellets أو تستعمل على شكل مسحوق  powders  أحيانا ( كما في الشكل أدناه).ويتم استعمال المواد الصلبة في دورات متعددة في اوعية عمودية حيث تمر المواد المراد معاملتها من خلالها.

خواص المواد الصلبة المازة :

1.سعة عالية للامتزاز عند حالة التعادل.

2.تسمح بأعادة تنشيطها.

3.انخفاض الضغط لها يكون قليلا.

4.السرعة الحركية في الامتزاز.

5.مقاومة للاحتكاك.

6.خاملة كيمياويا.

7.لايتغير حجمها بالتغير في درجات الحرارة وفي حالة التشبع.

8.أن لاتتكسر الى دقائق صغيرة مما يؤدي الى انسداد المسامات وتقليل الكفاءة.

    ويمكن تصنيف الانتقائية السطحية للمواد الصلبة الى:

1.مواد جاذبة للماء(Hydrophilic) وتسمى ايضا بـ (Organophobic):-

   مثال على هذه المواد: الالومينا الفعال وعدد كبير من زيولايت المناخل الجزيئية تملك سطوح جاذبة للماء ، ويمتز الماء بقوة اكثر مفضلا ذلك على الجزيئات العضوية ويكون سطح هذه المواد قطبية polar .

  1.   مواد غير جاذبة للماء(Hydrophobic) وتسمى ايضا بـ (Organophilic):-

   مثال على هذه المواد: الكاربون الفعال من النوع الغير الجاذب للماء ويفضل العضويات على الماء ويكون سطح الكاربون الفعال غير قطبيا no polar.  أما سطح السليكا جل فيقع بين هاتين الحالتين ولها انجذاب معقول للماء والعضويات على الرغم من أن الماء يكون مفضلا.

  يمكن أن يوصف السطح أما بسطحها الخارجي وذلك عندما يشمل نتوءا أو فجوات بعرض أكبر من العمق,او كسطح داخلي عندما يشمل مسامات وفجوات بعمق اكبر من العرض.ليست كل السطوح في الحقيقة ملساء

ويظهر كوديان وقمم تحت المستوى المجهري . هذه المساحات حساسة لحقول القوى .في هذه المساحات فأن ذرات المادة الصلبة يمكن ان تجذب الذرات او الجزيئات من المائع القريب منها.

 الخاصية الاهم للمود المازة الصلبة والتي تعتبر حاسمة لآستعمال المادة الصلبة هي تكوين او بنية المسام .العدد الكلي للمسامات, شكلها وحجمها يحدد سعة الامتزاز وحتى معدل الامتزاز الديناميكي للمادة.

    عموما تقسم المسامات الى : micropore,mesopore,macropore

 وحسب تصنيف International Union of Pure Applied Chemistry    والتي تعرف بـ  IUPAC

تنتقل جزيئات المادة من خلال ال ((macro- الى (meso-) وأخيرا تدخل الى ال (micropores) , أن ال ( micropores) تشكل عادة الجزء الاكبر للسطح الداخلي وتساهم في معظم حجم المسام .تكون قوى التجاذب أقوى والمسامات تملئ في ضغوط نسبية واطئة في مسامات ال (micro-). ولذلك معظم عمليات الامتزاز للغازات تحدث خلال تلك المنطقة, لذا الحجم الكلي للمسام وتوزيع حجم المسام يحددان سعة  الامتزاز.

قطر المسام (nm) النوع
d>50 Macropores
2≤d≤50 Mesopores
d<2 Micropores

 

 

 

 

Natural Gas – Definitions

الغاز الطبيعي – تعاريف ومصطلحات

Natural Gas – Definitions


الغاز الطبيعي Natural Gas

 وهو الغاز المصاحب للنفط الخام الذي يخرج مع النفط الخام (C1- C5) وأيضاً يمكن ان تحتوي على أو لاتحتوي على شوائب (N2 ,H2S, Co,CO2 ) ويستخدم لأنتاج غاز البترول المسال liquid petroleum gas الذي يعر أختصاراً بـ LPG ونقصد به الغاز الذي يحتوي على C4 بدرجة اساسية (ضغط عالي وتبريد مستمر ).

   غازات التقطير Refining Gas

الغازات التي تنتج من عمليات التقطير الجوي بدرجة اساسية , ومن العمليات الحرارية thermal & catalytic cracking   وهذه الغازات تستخدم لعدد من العمليات مثل (isomerazation ,alkylation ,polymerization) ويوجد فائض من الغاز يستخدم كوقود للمصافي المجاورة , كذلك يستخدم لأنتاج الغاز المسال LPG .

LPG

الغاز المسال Liquefied Petroleum Gas LPG:

وينتج من التقطير والتبريد والضغط للغازات المشبعة الناتجة من عمليات التقطير أو التكسير الحراري refining & hydro cracking ويتكون LPG بشكل أساسي من (C3-nC4-iC4) وهو القناني المستخدمة في الطبخ (domestic gas) وتكون نسبة ال (C4) عالية في الصيف ونسبة عالية من (C3) في الشتاء وذلك لعدم بقاء أي سوائل في الاسطوانة . بعض الدول تنتج (propane & butane )أي يحتوي بدرجة اساسية على C3  وايضا يحتوي على C4 .

س: لماذا يستخدم LPG و LNG  كوقود للسيارات؟

ج: يستخدم كوقود للسيارات , يعود ذلك الى عدد من الميزات :

1.  قليل التلوث  Less pollution.

2.   كلفة واطئة  low cost .

3.  عدد أوكتان عاليhigh octane number.

4.  سهولة فصلة عن الهواء easy of mixture separation with air.

5.  نقاوة الاحتراق وعدم تكون الترسبات  pure combustion deposit.

6.  الزيت الذي يحتك مع الوقود لايتلف (لايتخفف) no dilution for oil.

7.  لايوجد غازات ضارة مع العادم (احتراق تام ). no CO in exhaust gas -complete combustion.

8.  لاتوجد ترسبات هيدروليكية `.

السلبيات :-

1. يجب استخدام ضغط عالي في خزان الوقود pressure of storage لكي نحافظ على الوقود سائل ,كما نحتاج الى تبريد  .

2. الوزن النوعي للغازات وأطي  low caloric value based on volumetric calculation. على اساس وزني القيمة الحرارية اعلى , وعلى اساس حجمي القيمة الحرارية أقل . (لكننا نخزن على اسس حجمية )

نظرآ لارتفاع O.N لهذه الغازات يتطلب أستخدامه في المحركات ذات نسبة الانضغاط العالية (هو الضغط الناتج في المحرك مقسوما على الضغط الاولي ) .

 الضغط الناتج في المحرك يجب ان يكون عالي ليعطي سرعة عالية ( يجب ان يكون O.N عالي) .

مصادر الغاز الطبيعي :

     الغاز الطبيعي على نوعين :-

‌أ.    الغاز الحر Free gas

  ويظهر في حقول حرة تحت اعماق الارض ويكون على الاغلب من نوع الجاف ، اي يحتوي على الميثان والايثان بصورة اساسية . تتراوح نسبة الميثان ما بين 70-100% .

      ‌ب.  الغاز المصاحب  Associated gas

ويظهر مصاحبا للنفط عند استخراجه من اعماق الارض ويفصل في محطات عزل الغاز وهو اما ان يكون :

* على شكل قبة غازية ، تعلو الطبقة النفطية في المكمن ويعتمد وجودها على كميات الغاز المصاحب وضغط الطبقة .

* او محلولا في النفط يمكن ان ينطلق منه فورا انخفاض ضغط التشبع .

تعاريف ومصطلحات :

  1. الغاز الحامضي Sour gas

هو الغاز الذي يحتوي على الغازات الحامضية مثل كبريتيد الهيدروجين ( H2S ) وثاني اوكسيد الكاربون ( CO2 ).

  1. الغاز الحلو Sweet gas

 هو الغاز الخالي من الغازات الحامضية ( CO2 + H2S ) والمركبات الكبريتية الخفيفة كالمركبتانات ( RSH ) .

  1. الغاز الرطب  Wet gas

 هو الغاز الحاوي على البنتان وغيره من المركبات الأثقل منه بنسب لاتقل عن ( 0,1 – 0,2 ) والبنتان   وما سواه من البرافينات الأثقل كسوائل دائمة في درجة الحرارة الاعتيادية والضغط الجوي .

فإذا احتوى الغاز على هذه السوائل فأنه يدعى ” الغاز الرطب ” وذلك تمييزا له عن الغاز الجاف الذي  لا يحتوي على هذه السوائل او على نسب قليلة جدا منها .

  1. الغاز الجاف  Sale gas

هو الغاز الذي يتكون من الميثان والايثان بصورة رئيسية ولايحتوي على الغازات الهيدرو كاربونية الاخرى .

  1. الغاز السائل  Liquefied petroleum gas LPG

وهو خليط من البروبان والبيوتان وتخلط بنسبة معينة . وهما غازات في ظروف الاعتيادية الا ان من  السهل  تحويلها الى الحالة السائلة باستعمال الضغط المناسب ويتم تداوله باستعمال اوعية تتحمل الضغط البخاري في درجات الحرارة التي التداول فيها .

  1. الغاز الطبيعي المسال  Liquefied Natural Gas LNG

هو الغاز الذي يتكون بصورة رئيسية من الميثان مع نسبة قليلة من الايثان بعد تبريده الى ( -259 فᵒ) او (- 161,5 مᵒ ) يتحول من غاز الى سائل ويعرف بالغاز الطبيعي المسيل ، يشكل الغاز اقل من 1/600 من حجمه الاصلي .

  1. 7.    سوائل الغاز الطبيعي  Natural gas liquids NGL

 هي سوائل الغازات النفطية الثقيلة بدءا من البروبان والبيوتان والبنتان والمركبات الأثقل منها الذائبة في الغاز الطبيعي ويمكن استخلاصها وفصلها الى الغاز السائل والكازولين الطبيعي .

  1. ضغط الاشباع :

هو ذلك الضغط الذي يبدأ عنده انفصال الفقاعة الاولى من الغاز المذاب ويعتمد ضغط الاشباع على تركيب النفط والغاز ، وعلى النسبة بين حجيمهما وعلى درجة الحرارة .

  1. نسبة الغاز الى النفط   Gas – Oil Ratio GOR

عبارة عن عدد الاقدام المكعبة من الغاز الناتجة مع كل برميل من النفط .

  1. ذوبانية الغاز :

عبارة عن عدد الأقدام المكعبة من الغاز محسوبة بالظروف القياسية والمذابة في برميل واحد من النفط عند اعادة النفط والغاز الى ظروف المكمن .

Adsorption & Natural Gas Treatment part.2

الأمتزاز وكيفية الأستفادة منه في معالجة الغاز الطبيعي – ج2

 المهندس عباس فاضل عبدي


تقسم المواد المازة التجارية الى أربعة أقسام رئيسية:-

 1-الزيولايت ذو المناخل الجزيئية Molecular sieve zeolites

 2-الكاربون الفعال Activated carbon

 3-الآلومينا الفعال  Activated alumina

  4-السليكا جل  Silica gel

 1- الزيولايت ذو المناخل الجزيئية Molecular sieve zeolites

لاحظ العالم السويدي (Baron Cronstedt) في منتصف القرن الثامن عشر بأن هناك معادن معينة عند تسخينها فأنها تنصهر ثم تغلي وسماها بالزيولايت. وتعني Zein  (الذي يغلي) و lithos (الحجر) أي الحجر الذي يغلي.

والزيولايت من نوع المناخل الجزيئية عبارة عن سليكات الالمنيوم البلورية للصوديوم والبوتاسيوم والكالسيوم والمغنسيوم ويمكن ان تكون مواد طبيعية أو صناعية .

والمناخل الجزيئية هي مواد تختلف عن الانواع الاخرى من المواد الممتزة مثل الكاربون الفعال والالومينا الفعال والسليكا جل في انها تعتبر مواد بلورية (crystalline) , تركيب الزيولايت يحتوي على قنوات للمسامات ومن فراغات وفجوات مرتبطة والتي يحتل بالايونات الموجبة (cations) وجزيئات الماء, هذه الجزيئات الموجبة تكون متحركا عموما ويمكن ان تتبادل . وللزيولايت أنتقائية عالية بسبب انها تفصل الجزيئات بناءا على حجم الجزيئة والقطبية للجزيئة . وعرفت لحد الان 150 نوع زيولايت صناعي و 40 نوع زيولايت طبيعي وهي مواد مقاومة لدرجات الحرارة العالية.

 من أنواع الزيولايت الطبيعية: chabazite,mordenite,clinoptilolite,philipsite

 ومن أنواع الزيولايت الصناعية (المناخل الجزيئية): النوع   A, النوع  X , والنوع  Y .

Zeolites

النوع A: ولها فتحة مسام بقطر  * 4A°   او ما يعادل: ( 0.4 nm  أو 10 اس (-8) cm) وتركيبها الكيميائي:                                                          

                                           [( AlO2)12 (SiO2)12] x H2O12Na

بإضافة الكالسيوم إلى الصوديوم في المعادلة السابقة نحصل على النوع التجاري ذو فتحة مسام بقطر 5Aº:

        Ca5Na2 [(AIO2)12(SiO2)12] x H2O  

 وبتبديل الصوديوم في المعادلة السابقة بالبوتاسيوم نحصل على النوع التجاري ذو فتحة مسام بقطر 3Aº  .

    النوع X :

ولها فتحة مسام بقطر بقطر 10Aº وتركيبها الكيمياوي هي :

 Na86[(AIO2)86(SiO2)106]  x H2O

 ويقابل المنخل الجزيئي من نوع  13X .

 النوع  Y:

ويشابه النوع  X  ويستعمل في اغراض التكسير الحراري (العوامل المساعدة) .

    إن عملية الفصل بالمناخل الجزيئية يتم بطريقتين :-

أ-الفصل حسب حجم الجزيئة: عندما يمرر غاز او سائل خلال المناخل الجزيئية , فان الجزيئات الاصغر قطرا من مسامات الزيولايت سوف تدخل فقط ويمتز , اما الجزيئات الكبيرة فلا تدخل .

 مثال : خليط من بارافين اعتيادي وبارافين متفرع , فأنه سوف يمتز البارافين الاعتيادي فقط عند استعمال النوع (5Aº) , نفس النتيجة يتم الحصول عليها          لخليط ( N2-O2) .

 ب- الفصل حسب قطبية الجزيئة : عندما يكون الغاز او السائل مؤلفا من جزيئات صغيرة فأن الفصل بالحجم يكون مستحيلا . ففي هذه الحالة فان المناخل الجزيئية تميل الى أمتزاز الجزيئات حسب القطبية العالية .

 مثال: من السهل تجفيف الهايدروجين من الماء باستعمال النوع (4Aº) على الرغم من كون جزيئات الماء اكبر من الهايدروجين فأنها سوف يمتز تلقائيا (حسب قطبيتها العالية).

 2-الكاربون الفعال Activated Carbon:

     activated carbon يصنع الكاربون الفعال من المود المحتوية على الكاربون مثل الفحم: الخشب والليكنايت والنسيج النباتي التفحم وقشور جوز الهند . تتكون طريقة التصنيع من مرحلتين:التفحيم والتنشيط. تشمل طريقة التفحيم التجفيف والتسخين , والهدف هو أزالة عدة مركبات جانبية غير مرغوبة من المادة الاولية كالقطران ((tar وهيدروكاربونات أخرى . تسخن المادة أثناء عملية التفحيم الى (400-600ºC) في جو خال من الاوكسجين وبسبب أن هذه المادة لاتكون مساميا فأنها تحتاح الى تنشيط بمعاملتها مع مواد كيمياوية ككلوريد الزنك وحامض الفسفوريك قبل عملية التفحيم ثم أكسدتها عند درجات حرارة تزيد عن (700 ºC) لتكوين نظام مسامي دقيق.

   وتم في السنوات الاخيرة صنع كاربون بنظام مسامي ضيق لحجم المسام وبقطر مسام (0.6nm) تقريبا وسمي هذا النوع من الكاربون بكاربون المناخل الجزيئية (Carbon Molecular Sieve) وذلك بعد أختيار المادة الاولية المناسبة وضبط عملية التنشيط.

   أن الكاربون الفعال له مساحة سطحية عالية لوحدة الوزن يتراوح من (300-1500 m²/g) وحجم مسام يتراوح من (0.7-1.8 cm³/g) , والكاربون الفعال المصنع من فحم الكوك البترولي يمكن أن يكون له مساحة سطحية تقريبا (m²/g 3000 ) .

  هنالك نوعين مختلفين من الكاربون الفعال تم تمييزهما تجاريا:

1- كاربون الطور السائل أو كاربون أزالة الآلوان ويكون على شكل مسحوق وله مساحة سطحية حوالي   (300 m²/g) , وحجم مسام (3 nm) أو أكبر , وستعمل لازالة المركبات العضوية من مياه الفضلات الصناعية.

2- كاربون طور البخار أو الغاز ويكون على شكل حبيبات خشنة أو كروية وله مساحة سطحية من (800-1200 m²/g) وحجم مسام أقل من (3 nm) ويستعمل في أستخلاص المذيبات العضوية .

-الالومينا الفعال Activated Alumina

   Activated Aluminaيعتبر الالومينا الفعال غير متبلورا (Amorphous) والذي يكون تركيبه الكيمياوي (Al2O3) , وهو معدن ابيض اللون أو بلون اشبه بالقصدير ومظهر طباشيري و وله مساحة سطحية تتراوح من (200-400 m²/g) وتحتوي على مسامات بأقطار من (2-5 nm) , ويجهز المنتج على شكل حبيبات .  وبسبب كون اللالومينا الفعال من المواد الهايدروفيلية فأنها تجذب الماء بشكل عالي ولكن ليس بقوة زيولايت المناخل الجزيئية .

  ويمكن للالومينا الفعال تجفيف الغازات الى اقل من  1ppm  محتوى رطوبة .

Surface Facilities in Oil & Natural Gas Production Part.1

المنشآت السطحية لأنتاج النفط والغاز الطبيعي – الجزء الأول

Surface Facilities in Oil & Natural Gas Production Part.1

أن آبار النفط أو الغاز تنتج مزيج من الغازات الهيدروكاربونية والمكثفات، أو النفط ، والماء مع بعض المعادن الذائبة و كمية من الأملاح وبعض الغازات الأخرى، مثل النتروجين، ثاني أوكسيد الكربون (CO2)، وربما كبريتيد الهيدروجين (H2S)، والمواد الصلبة، بما في ذلك الرمل والشوائب من تآكل الأنابيب.

من أجل الحصول على النفط والغاز بكميات تجارية ليتم بيعها، يجب فصلها عن الماء والمواد الصلبة وبيعها ونقلها عبر خط أنابيب أو الشاحنات أو السكك الحديدية، أو ناقلات النفط الى المستخدم النهائي أما تصدير الغاز فيقتصر عادة على خطوط الأنابيب ولكن يمكن أيضا أن يشحن في الشاحنات او الناقلات وعربات السكك الحديدية بعد ضغطه وتحويله الى الغاز الطبيعي المسال (LNG). 

أن الهدف من هذه المنشآت هو انتاج النفط الذي يلبي مواصفات المستهلك والتي تحدد الحد الأقصى المسموح به من الماء والأملاح، أو غيرها من الشوائب. وبالمثل، لا بد من معالجة الغاز لتلبية مواصفات المستهلك من نسبة بخار الماء المسموحة ونقطة الندى Dew Point  للحد من التكثيف أثناء النقل.  أما الماء المنتج Produced Water فيجب أن يكون مطابقاً للمواصفات البيئية للتخلص منها في المحيط في حالة الآبار البحرية Off-Shore wells أو الحقن الى المكمن بالشكل الذي يضمن عدم حصول أنسداد في مسامات المكمن. كما يمكن أستخدامه لاستخدامات أخرى، مثل تجهيزه الى المراجل الحرارية Boilers  أو أستخدامه لأغراض الري أو ماء للشرب في بعض الأحيان .

وتسمى هذه المعدات بين الآبار وخطوط الأنابيب، أو غيرها من نظام النقل Transportation System تسمى منشأت سطحية لحقول النفط. 

أن المنشأت السطحية لحقول النفط تختلف عن المصافي أو مصانع المواد الكيميائية في أمور كثيرة. حيث تكون أبسط منها، وتتألف من وحدات الفصل Phase Separation وتغير درجة الحرارة وتغييرات الضغط، ولكن تختلف معها في التفاعلات الكيميائية لصنع جزيئات جديدة. 

وفي المصافي يجب معرفة معدل التدفق المغذي للمصفى ومكوناته قبل التصميم. أما في الحقول النفطية فأن المكونات يتم تقديرها إستناداً الى  اختبارات الأنتاج من الآبار الاستكشافية Exploration Wells أو من آبار موجودة في حقول مشابهة.

وتقدر معدلات التدفق التصميمية من سجلات الآبار ومن خلال محاكاة المكامن Reservoir Simulation . وحتى لو كانت التقديرات جيدة، فأن معدلات التدفق (الغاز والنفط، والماء) والضغوط ودرجات الحرارة تتغير طوال عمر المكمن مع تقادم الآبار وحفر آبار جديدة.

ويتم مراعاة أقصى معدل تخميني للتدفق عند التصميم على أساس عدد الآبار، ومخططات الإنتاج Production Profile ومجموع النفط أو الغاز التي يمكن أن تنتج من المكمن.

أن معدلات الإنتاج الفعلي للمنشآة النفطية ستزيد مع إكمال الآبار وصولاً الى المعدلات التصميمية. ويتم الحفاظ على هذا المعدل لأطول فترة ممكنة من خلال حفر آبار إضافية  وبعد ذلك تبدأ معدلات النفط والغاز بالتراجع، وأنتاج الماء في الزيادة، بالأضافة الى أنخفاض ضغوط الجريان مع استنزاف عمر المكمن. لذا يجب تصميم المعدات في المنشآة النفطية للتعامل مع مدى واسع من معدلات التدفق ، ودرجات الحرارة والمكونات المتغيرة.

تعريف لبعض المصطلحات :

النفط الخام Crude Oil هو مجموعة الهيدروكربونات السائلة المنتجة من المكمن.

المكثفات Condensate هي السوائل الهيدروكربونية المتكثفة من الغاز بأنخفاض الضغط ودرجات الحرارة عند أنتاج الغاز من المكمن خلال الأنبوب والصمام الخانق في الآبار. وتكون المكثفات عادة أفتح لونا وأقل في الوزن الجزيئي واللزوجة من النفط الخام. ويمكن أن يكون للنفط الخام الخفيف خصائص مشابهة للمكثفات.

وتتكون الهيدروكربونات من العديد من العناصر المختلفة أو جزيئات من الكربون وذرات الهيدروجين. بدءا من ذوات الوزن الجزيئي الأقل ، وهي الميثان CH4 الإيثان(C2H6) والبروبان (C3H8) والبيوتان (C4H10)، البنتان (C5H12)، الهكسان (C6H14) صعوداً. وبصعود نسبة ذرات الكربون إلى ذرات الهيدروجين فأن الجزيئات تصبح “أثقل” ويكون لها ميل أكبر في الوجود كسائل بدلا من الغاز.

المنشأت السطحية في حقول النفط Oil Field Facility هي عبارة عن مجموعة من المعدات التي تستخدم لفصل السوائل المنتجة من البئر النفطي أو الغازي الى مكونات مختلفة يمكن بعد ذلك بيعها وإرسالها إلى معمل معالجة الغاز Gas Plant أو المصفى Refinery للمزيد من المعالجة. 

محاكاة العملية Process Simulation وهي حسابات تتم عادة بواسطة برنامج كمبيوتر يتنبأ بالمكونات المنتجة من البئر ويتفاعل هذا البرنامج مع التغيرات في الضغط ودرجة الحرارة التي يتم معالجتها في هذه المنشآة. 

وهذا ليس تفاعل كيميائي، بل تغير بسيط في الأطوار من خلال تحول السوائل إلى بخار قد تتكثف الى سائل. ومع تقليل الضغط وزيادة درجة الحرارة فأن الجزيئات الأخف وزنا مثل الميثان والإيثان تميل إلى التحول الى الطور البخاري أما معظم الجزيئات الأثقل فتستقر على شكل سوائل.

 

أن الرواسب والماء (BS & W) هو النسبة المئوية للماء والشوائب الموجودة في النفط. ويجب أن تتراوح بين 0.1 الى 3% ، وتصل النسبة الى 1% حجماً في خليج المكسيك Gulf of Mexico .

نقطة الفقاعة bubblepoint هو الضغط التي تبدأ فيه أول قطرة من السائل الهايدروكاربوني بالظهور في الطور السائل بصعود درجة الحرارة أو خفض الضغط. أن نقطة الفقاعة للسوائل الهيدروكاربونية دالة لدرجة الحرارة والضغط، ومكونات السائل.

 ضغط ريد البخاري Reid Vapor Pressure هو الضغط الذي يبدأ فيه الهيدروكربون السائل بالتحول الى بخار في ظل ظروف محددة. ويمكن قياس ذلك في الحقل وفقا لقاياسات الجمعية الأمريكية للأختبارات والمواد القياسية ASTM وأحتساب النتائج في ضغط أقل من الضغط البخاري الحقيقي.

نقطة الندى للهيدروكاربونات Hydrocarbon Dewpoint : هي النقطة التي يبدأ فيها تكثف الهيدروكاربونات السائلة من عينة الغاز عندما يتم خفض درجة الحرارة أو يتم زيادة الضغط، ويعتمد ذلك على تركيب الغاز. ويتم تعيين نقطة ندى الماء لخطوط أنابيب الغاز  للسيطرة على تكون الهيدرات لهيدرات والحيلولة دون التآكل .

الهيدرات Hydrates : هي بلورات شبيهة بالثلج تتكون في وجود الغازات الهيدروكربونية والماء . ويمكن أن تتشكل الهيدرات في درجات حرارة أعلى من درجة الأنجماد للماء ويمكن أن تتسبب في حصول أنسدادات في المعدات وخطوط الأنابيب.

وظيفة المنشآت النفطية :

العمليات الرئيسية Main Process

وهي عبارة عن عمليات فصل النفط والغاز والماء والمواد الصلبة ، ومعالجة النفط للوصول الى المواصفات التسويقية (على سبيل المثال، BS & W، محتوى الماء والأملاح، وضغط البخار ..ألخ) وقياس ونمذجة النفط لتحديد نوعه ومن ثم نقله الى واسطة النقل (أنبوب التصدير – الناقلة البحرية – الشاحنات – أو سكك الحديد).

كما يجب أن تتم معالجة الغاز لأغراض البيع أو التخلص منه (التي كانت تتم في الماضي عن طريق حرقه ) أما الآن فالغاز الذي لا يمكن نقله فيتم كبسه لغرض إعادة الحقن في المكمن. قد تتضمن معالجة الغاز فصله من السوائل فقط ، أو قد تشمل عمليات الكبس والتجفيف Dehydration  وإزالة غازات H2S و CO2، أو معالجة الغاز لتحويله الى غاز سائل ليسهل نقله.

 العمليات الثانوية Secondary Process :

 بالإضافة إلى معالجة النفط والغاز الطبيعي لأغراض البيع، فهناك معالجة الماء المنتج والذي يجب معالجته للتخلص من المواد الصلبة للتمكن من تصريف هذا الماء وعادة ما تتضمن المعالجة إزالة المواد الهيدروكربونية الذائبة وبالإضافة إلى فصل النفط عنه باتخدام قاشطات Skimmers أو مرشحات filters أو وحدات إزالة الايونات deionization  ووحدات الضخ Pumping Stations.

 

وإذا كان المطلوب معالجة المواد الصلبة فقد تشمل ماء الغسيل Wash Water وتحريك المواد الصلبة لإزالة النفط ومن ثم فصل الماء منها.

المنظومات المساعدة Auxiliary Systems :

 بالإضافة إلى العمليات الرئيسية والثانوية يجب توافر المنظومات المساعدة مثل عمليات التسخين والتبريد التي قد تحتاجها المنشآة النفطية . وعادة ً تكون هناك حاجة لعمليات التسخين لعملية لمعالجة النفط وغيرها ، اما عملية التبريد فتكون مطلوبة في محطات كبس الغاز مثلاً.

وإذا لزم الأمر، يمكن تشغيل المنشآت النفطية بدون الطاقة الكهربائية حيث أن توليد الطاقة والكهرباء يكون ضمن نفس المنشآة بالأضافة الى توفير مستلزمات السكن للعاملين في هذه المنشآة النفطية.

أن جميع المنشآت النفطية تتطلب نظم السلامة، بما في ذلك أجهزة ومعدات السلامة ومنظومات التوقف الأضطراري Shut Down systems ومتحسسات الكشف عن الحريق والغاز Fire & gas detectors ومعدات مكافحة الحريق، وسائل الإخلاء، مثل قوارب النجاة في المنصات البحرية ومعدات أخرى اعتمادا على الموقع ومدى تعقيد المنشأة .

المصادر :

Petroleum Engineering Handbook – Part 3 – Kenneth E. Arnold

Surface Production Operations – Ken Arnold/ Maurice Stewart

Surface Facilities in Oil & Natural Gas Production Part.3

المنشآت السطحية لأنتاج النفط والغاز الطبيعي – الجزء الثالث

 مثال لمنشآة غازية Gas Facility

في الشكل التالي نجد منشأة مثالية لمعالجة الغاز المصاحب. 

التسخين Heating :

أن آبار الغاز غالبا ما تكون عالية الضغط ذات ضغط أغلاق الأنابيب Shut-in tubing pressure يتراوح بي 5000 إلى15000 رطل لكل بوصة مربعة psi، وضغط جريان يزيد على 3000 رطل لكل بوصة مربعة. ويجب تخفيض هذا الضغط إلى ضغط مناسب لخط الأنابيب عند النقطة التي يتدفق الغاز فيها من خلال الصمام الخانق wellhead choke . وعندما يتم تخفيض ضغط الغاز فأن درجة حرارة الغاز تنخفض مما يؤدي الى تكثف السوائل وتكون الهيدرات Hydrates وهي مواد صلبة بلورية مكونة من جزيئات النفط والغاز والماء وتتشكل في وجود الغازات الهيدروكاربونية والماء في درجات الحرارة أعلى من نقطة أنجماد الماء. وهذه الهيدرات يمكن أن تسبب حصول أنسدادات في المامات الخانقة والتضيقات لذلك فأن الغاز يحتاج الى تسخين ، ويمكن ذلك من خلال أمرار الغاز في حمام مائي water bath للحفاظ على الماء من التجمد.

ويمكن منع تشكل الهيدرات عن طريق حقن مادة مذيبة Solvent مثل الميثانول في خط الجريان. وتطبق هذه الطريقة في الآبار البحرية حيث لا تتوفر أمكانية للتسخين أما الآبار ذات معدلات التدفق العالية فأن أستخدام الميثانول يكون غير مجد أقتصادياً ويجعل التسخين الخيار الأفضل.

Gas facilityGas facility

العزل Separation

توفر العازلة مساحة كافية للغاز للتحرر من النفط. ويتم تعيين ضغط العازلة أعلى من ضغط خط الأنابيب بحيث يمكن للغاز أن ينتقل الى الوحدات التالية من التبريد والمعالجة والتجفيف ومعالجة الغاز، حيث يحصل فرق ضغط pressure drop بين كل وحدة وأخرى للوصول إلى ضغط خط الأنابيب المطلوب.

التبريد Cooling

إذا كانت درجة حرارة الغاز مرتفعة لن يكون من الضروري تسخين الخط قبل عازلة HP . وإذا بقيت درجة الحرارة عالية فإن الغاز الساخن قد يسبب مشاكل التآكل بالإضافة إلى ذلك، فإن الغاز الساخن يحمل المزيد من بخار الماء، مما يستوجب منظومة تجفيف Dehydration اكبر وأكثر تكلفة بكثير مما لو تم تبريدها ، لذلك فمن الضروري في بعض الأحيان نصب وحدة لتبريد الغاز gas cooler للغاز الخارج من عازلة المرحلة الأولى ، ويمكن أستخدام التبريد بالهواء Aerial Cooler أو التبريد المباشر بالماء.

معالجة الغاز Gas Treating

 أن الغاز الطبيعي يحتوي العديد من الشوائب ، مثل H2S وCO2 والتي تسمى الغاز الحامضي Acid Gases .

 أن الغاز الذي يحتوي على غاز H2S يسمى Sour Gas وإذا كان الغاز لا تحتوي على غاز H2S أو إذا تمت إزالة H2S يسمى الغاز الحلو Sweet Gas . وتسمى هذه العملية ب(التحلية) Sweetening .

 أن H2S غاز شديد السمية.أما CO2 يمكن أن يشكل حامض قوي يسبب التآكل بوجود الماء ويمكن أن يسبب تسرباً خطراً. وهناك طريقة مشتركة لإزالة H2S وCO2 من الغاز الطبيعي وهي منظومة الأمين Amine System التي يستخدم فيها برج تلامس Contactor Tower ذو الصواني Trays أو الحشوة المنتظمةStructured Packing لتمرير الغاز الحامضي خلال الأمين السائل وتحقيق التلامس بينهما وبالتالي امتصاص غاز H2S وبعض من CO2. وبعدها يتم إعادة تنشيط الأمين في برج نزع Stripping tower حيث يتم إزالة H2S وCO2 من الأمين. وهناك طرق أخرى تستعمل المذيبات Solvents بطريقة الأمتزاز Adsorption

 تجفيف الغاز Gas Dehydration 

تستعمل لتجنب تكثف الماء في خط أنابيب الغاز مما يؤدي الى مشاكل التآكل وتكون الهيدرات Hydrates ، أن مواصفات خطوط الأنابيب تحدد عادة كمية بخار الماء في الغاز. وهناك مواصفات قياسية في معظم خطوط أنابيب الغاز في جنوب الولايات المتحدة تحدد هذه الكمية بـ 7 باوند ماء لكل مليون قدم مكعب قياسي من الغاز (LBM / MMscf. وهذا يتوافق مع نقطة الندى للماء بحوالي 32 درجة فهرنهايت في 1000 رطل / عقدة مربعة ، وفي المناطق الشمالية أو في المياه العميقة جدا التي تنخفض فيها درجات الحرارة خارج الأنابيب يمكن أن تكون النسبة أقل من ذلك حيث تصل الى 4 باوند لكل مليون قدم مكعب قياسي (حوالي نقطة ندى صفر درجة فهرنهايت في 1000 رطل / عقدة مربعة .

غالبا ما يتم إزالة الماء من الغاز باستخدام منظومات التجفيف بالكلايكول ، كما توجد طرق آخرى مثل التجفيف بالمواد المجففة الصلبة بأستخدام طريقة الامتزاز Adsorption، أو التجفيف بالأغشية .أن أغلب منظومات التجفيف عادة ما تستخدم تراي أثيلين كلايكول triethylene Glycol لامتصاص بخار الماء من الغاز. ويتم هذا في برج التلامس حيث يتدفق الكلايكول الجاف الى البرج وينزل خلال الصواني ليتلامس مع الغاز.

أن الغاز الجاف الذي يخرج من البرج يستخدم لتبريد الكلايكول المشبع قبل أن يدخل البرج ومن ثم يذهب الغاز الى منافذ البيع أو إلى مزيد من المعالجة للحصول على الغاز الطبيعي المسال. أما الكلايكول الرطب، الذي يخرج من الجزء السفلي من البرج فيتم تنشيطه في عملية مستمرة حيث يدخل الكلايكول إلى العازلة لإزالة الهيدروكاربونات المتكثفة ، ومن ثم يتم يتم تسخينه وإدخاله الى مرشحات filters قبل إرسالها إلى المسخنة reboiler أو وحدة تنشيط الكلايكول Glycol Regeneration حيث يتم تسخين الكلايكول إلى 390 – 400 درجة فهرنهايت ويتبخر الماء الموجود فيه حيث يتم تصريفه مباشرة الى الجو أو تبريده وتكثيفه لفصل كمية صغيرة من الأبخرة الهيدروكربونية من الماء. ثم يتم تبريد الكلايكول الساخن خلال مبادل حراري بواسطة الكلايكول البارد القادم من برج التلامس. وهذا المبادل يجعل العملية أكثر كفاءة ويسخن الكلايكول الذاهب الى المسخنة تسخيناً أولياً مما يقلل من صرفيات الطاقة.

معالجة الغاز Gas Processing :

يمكن معالجة الغاز الجاف لاسترداد المزيد من السوائل الهيدروكاربونية لتكوين الغاز الطبيعي المسال LNGs أو غاز البترول المسال LPG .أن الغاز الطبيعي المسال هو مجموعة من السوائل الهيدروكربونية مثل الإيثان والبروبان والبيوتان والغازولين الطبيعي والتي يمكن فصلها عن الغاز الطبيعي بعد فصل المكونات الهيدروكربونية الأثقل في درجة حرارة المحيط. أما غاز البترول المسال LPG فهو خليط من المواد الهيدروكربونية وبشكل أساسي البيوتان والبروبان والتي يمكن نقلها في صورة سائل تحت الضغط أو في درجات حرارة منخفضة جدا. وأمكانية تحويلها إلى الغاز عند تخفيض الضغط. أن الغاز الطبيعي المسال هو سائل معظمه من غاز الميثان الذي تم تسييله مما يجعل من السهل نقله في الانابيب .أن  العمليات الأكثر شيوعا التي تستخدم لفصل سوائل الغاز الطبيعي أو غاز البترول المسال هي الامتصاص ، والتبريد وغيرها ،  أما الغاز الخامل المتبقي  يمكن أستخدامه كوقود ، أو يعاد حقنه في المكمن.

عملية التركيز Stabilization: ويتم فيه إزالة الهيدروكربونات الخفيفة من السائل إما من خلال تقليل الضغط مما يؤدي الى تحرر العناصر الأخف أو من خلال عملية مركبة من خفض الضغط والتسخين. حيث يتم إزالة معظم الماء أثناء الفصل. والمكثفات الناتجة المستقرة ذو ضغط بخار منخفض جدا مما يجعل من الممكن تخزينه في خزانات لغرض شحنه تحت الضغط الجوي بواسطة الشاحنات والقطارات والمراكب أو السفينة بدون تنفيس البخار. في كثير من الأحيان فأن هناك تحديدات لضغط البخار لأغراض النقل.

عملية الكبس Compression:

أن المركبات الأخف التي يتم إزالتها في الطور الغازي خلال عملية التركيز تكون بضغط أقل من خط الغاز الرئيسي. وهذه المركبات يجب أن تضغط إلى ضغط عال بحيث يمكن معالجتها مع بقية الغازات.

التصميم الآمن Design Safety:

 إذا كانت منظومة السيطرة Process Control تعمل بشكل صحيح ، وقيام المشغلين باستخدام جميع الصمامات اليدوية Manual Valves بشكل صحيح ، فلن تكون هناك حاجة لنظام السلامة. ولكن تم الأخذ بنظر الأعتبار عطل وحدات السيطرة ، أو حدوث تسرب في الصمامات ، أو ارتكاب الأخطاء البشرية. وهنا تبرز أهمية منظومات السلامة  لمنع الضغط الزائد ، حدوث تضرر في المعدات ، حالات التسرب ، التلوث ، الحرائق أو إصابة الأفراد فهناك طريقة منهجية لضمان أن جميع معدات السلامة الضرورية في مكانها. ويوجد مستويان للحماية في منظومة السلامة: الابتدائي والثانوي.

الحماية الابتدائية Primary Protection :

 وهو عادة جهاز استشعار أو متحسس على المعدات يكشف عن حالة غير مرغوب فيها .على سبيل المثال، قد تحتوي المعدة على متحسس مستوى أو ضغط أو حرارة للكشف عن القيم غير المرغوب بها سواء كانت عالية جدا أو منخفضة جدا استناداً إلى الظروف التشغيل الأعتيادية. وعندما يتم الكشف عن حدث غير مرغوب فيه، لا بد من إيقاف تشغيل المعمل بشكل آمن لأيقاف التدفق الى هذه المعدة.

الحماية الثانوية Secondary Protection :

 في حالة فشل الحماية الأولية في العمل أو عملها ببطء شديد لتصحيح مشكلة ما ، فلابد من تواجد الحماية الثانوية والتي تتألف من صمام أمان PSV لمنع تراكم الضغط الزائد. وقد تم تصميم هذا الصمام للفتح وخفض الضغط الزائد في الأوعية أو الأنابيب من خلال أنبوب تجميع يسمى Relief Header والذي يقوم بنقل السوائل أو الغازات  إلى وعاء آمن لاسترجاعها أو التخلص منها. كما تتألف الحماية الثانوية تتألف من أجهزة الاستشعار مثل تلك التي تستخدم في الحماية الأبتدائية .

اوعلى سبيل المثال فأن العازلة Separator لها ضغط تصميمي Design Pressure أو ما يسمى (أعلى ضغط تشغيلي مسموح به) Maximum Allowable Working Pressure MAWP والذي يكون أكبر بما فيه الكفاية من الضغوط التشغيلية لمنع حدوث تقلبات صغيرة في العمل والتي تسبب الضغط الزائد داخل الوعاء. على سبيل المثال في عملية العزل على عدة مراحل Multi-Stage separation process يكون الضغط التشغيلي لكل عازلة أقل من ضغط الخط الداخل اليها. وهذا يسمح بخفض الضغط التصميمي أيضا. وعندما حصول التدفق من الضغط التصميمي الأعلى الى الضغط التصميمي الأقل فقد يؤدي هذا الى صعود ضغط خط الدخول وبالتالي يتوجب وضع ضغود تصميمية مختلفة للعازلات HP- MP – LP والأنابيب المرتبطة بها. مما يسبب حالة من الجيوب الغازية تعرف عادة باسم Gas Blowby وتحصل هذه الحالة عند فتح صمام تصريف السوائل (صمام السيطرة على المستوى) فتحة كاملة ، فإن السائل يتدفق من العازلة حتى يتعادل الضغط بين العازلتين ويجعل الضغط الداخل الى العازلة الثانية أعلى من ضغطها التصميمي. 

ويجب تصميم أنظمة السلامة لحماية المنظومة من الحالة المبينة في أعلاه. لذا تجهّز صمامات التنفيس عن الضغط Relief Valve من أجل حماية الأوعية من الضغط الزائد الناتج عن أنسداد خط التصريف لأي سبب كان. لذا يجب التحكم بكمية الجيوب الغازية أو منع حدوثها حيث يجب أحتساب التدفق إعتماداً على ضغط الدخول الى العازلة وعلى كمية التدفق في حالة فتح صمام التحكم فتحة كاملة ، كما يجب أخذ كمية التدفق عبر صمام الأمان عند الفتح بنظر الأعتبار . وفي حالة وجود فرق ضغط عالي بين العازلتين فأن هذا يؤدي الى زيادة الجيوب الغازية.

 

بالأضافة الى منطومات الحماية الأبتدائية والثانوية تتوفر منظومات توقف أضطراري Emergency Shut Down تتألف من متحسسات الغازات المشتعلة Combustible Gas detectors ومتحسسات الحريق Fire Detectors ومتحسسات الدخان Smoke Detectors ، بالأضافة الى منظومة تجميع السوائل الهيدروكاربونية التي تتسرب من أي نقطة من المنظومة ، مما يؤدي الى حدوث التوقف الأضطراري بالشكل الذي يضمن سلامة المنشآة النفطية أو الغازية.

المصادر :
Petroleum Engineering Handbook – Part 3 – Kenneth E. Arnold
Surface Production Operations – Ken Arnold/ Maurice Stewart

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 Industry

Natural Gas Terminology:

Reservoir: Porous & permeable underground formation containing an individual bank of H.C.s confined by impermeable rock or water barriers characterized by a single natural pressure system.

read also What is Natural Gas

Field: Area of one or more reservoirs related to same structural feature.

Pool: Contains one or more reservoirs in isolated structures.

Wells can be classified as gas wells, condensate wells, and oil wells.

Gas wells: Wells with producing gas-oil ration (GOR)>100,000 scf/stb.

Condensate wells: Producing GOR < 100,000 scf/stb but > 5,000 scf/stb.

Oil wells: Wells with producing GOR < 5,000 scf/stb

Because NG is petroleum in a gaseous state, it is always accompanied by oil that is liquid petroleum. There are 3 types of NG: nonassociated gas, associated gas & gas condensate.

Nonassociated gas: Gas from reservoirs with minimal oil.

Associated gas: Gas dissolved in oil under natural conditions in the oil reservoir.

Gas condensate: Gas with high content of liquid H.C. at reduced P & T.

Utilization of Natural Gas

–  Natural gas is one of the major fossil energy sources.

– Combustion of 1 scf of NG generates 700 → 1,600 Btu of heat, depending upon gas composition.

– NG provided close to 24% of U.S. energy sources over 2000-2002.

– NG is used as a source of energy in all sectors of the economy.

– Natural gas was once a by-product of crude oil production.

– Since its discovery in 1821 in U.S.A. in Fredonia, New York, NG has been used as fuel in areas immediately surrounding the gas fields.

– In the early years of NG industry, when gas accompanied crude oil, it had to find a market or be flared; in the absence of effective conservation practices, oil-well gas was often flared
in huge quantities.

Consequently, gas production at that time was often short-lived, and gas could be purchased as low as 1 or 2% per 1,000 ft3 in the field.

– Consumption of NG in all end-use classifications (residential , industrial, commercial & power generation) increased rapidly since World War II.

– This growth resulted from several factors, including:

– Development of new markets.

– Replacement of coal as fuel for providing space & industrial process heat.

– Use of NG in making petrochemicals and fertilizers.

– Strong demand for low-sulfur fuels.

– The rapidly growing energy demands of Western Europe, Japan & U.S.A. couldn’t be satisfied without importing gas from far fields.

– Natural gas, liquefied by a refrigeration cycle, can now be transported efficiently and rapidly across the oceans by insulated tankers.

– The use of refrigeration to liquefy NG, and hence reduce its volume to the point where it becomes economically attractive to transport across oceans by tanker.

– It was first attempted on a small scale in Hungary in 1934 and later used in U.S.A. for moving gas in liquid form Louisiana up the Mississippi River to Chicago in 1951.

– The first use of a similar process on a large scale outside U.S.A. was the liquefaction by a refrigerative cycle of some of the gas from the Hassi R’Mel gas field in Algeria and the export
from 1964 onward of the resultant liquefied natural gas (LNG) by specially designed insulated tankers to Britain & France.

– NG is in this way reduced to about 1/600 of its original volume and the non-methane components are largely eliminated.

– At the receiving terminals, LNG is re-gasified to a gaseous state, whence it can be fed as required into the normal gas distribution grid of the importing country.

– Alternatively, it can be stored for future use in insulated tanks or subsurface storages.

– Apart from its obvious applications as a storable & transportable form of NG, LNG has many applications in its own right, particularly as a nonpolluting fuel for aircraft and ground
vehicles.

– Current production from conventional sources is not sufficient to satisfy all demands for NG.

Natural Gas Reserves

– 2 terms are frequently used to express NG reserves: proved reserves & potential resources.

– Proved reserves: Quantities of gas that have been found by the drill. They can be proved by known reservoir characteristics such as: production data, pressure relationships  and
other data, so that volumes of gas can be determined with reasonable accuracy.

– Potential resources: Quantities of NG that are believed to exist in various rocks of the Earth’s crust but haven’t yet been found by the drill. They are future supplies beyond the
proved reserves.

– There has been a huge disparity between “proven” reserves and potential reserves.

– Different methodologies have been used in arriving at estimates of the future potential of NG.

– Some estimates were based on growth curves, extrapolations of past production, exploratory footage drilled & discovery rates.

– Empirical models of gas discoveries and production have also been developed and converted to mathematical models.

– Future gas supplies as a ratio of the amount of oil to be discovered is a method that has been used also.

– Another approach is a volumetric appraisal of the potential undrilled areas. Different limiting assumptions have been made, such as drilling depths, water depths in offshore areas,
economics & technological factors.

– Even in the case of the highly mature and exploited U.S.A., depending upon information sources, the potential remaining gas reserve estimates vary from 650 Tcf to 5,000 Tcf.

– Proved NG reserves in 2000 were about 1,050 Tcf in U.S.A. & 170 Tcf in Canada.

– On the global scale, it is more difficult to give a good estimate of NG reserves.

– Unlike oil reserves that are mostly (80%) found in Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC), major NG reserves are found in the former Soviet Union, Middle East, Asia
Pacific, Africa, North America, Southern & Central America, and Europe.

Types of Natural Gas Resources

– NG classified as: conventional NG, gas in tight sands, gas in tight shales, coal-bed methane, gas in geopressured reservoirs & gas in gas hydrates.

  1. Conventional NG: Either associated or non-associated gas.

Associated or dissolved gas is found with crude oil. Dissolved gas is that portion of the gas dissolved in the crude oil and associated gas (sometimes called gas-cap gas) is free gas in
contact with the crude oil.  All crude oil reservoirs contain dissolved gas and may or may not contain associated gas.

– Non-associated gas is found in a reservoir that contains a minimal quantity of crude oil.

– Some gases are called gas condensates or simply condensates. Although they occur as gases in underground reservoirs, they have a high content of H.C. liquids so they yield
considerable quantities of them on production.

  1. Gases in tight sands: Found in many areas that contain formations generally having porosities of 0.001 to 1 millidarcy (md).

– At higher gas permeabilities, the formations are generally amenable to conventional fracturing and completion methods.

  1. Gases in tight shales: The shale is generally fissile, finely laminated, and varicolored but predominantly black, brown, or greenish-gray.

– Core analysis has determined that the shale itself has up to 12% porosity, however, permeability values are commonly < 1 md.

– It is thought, therefore, that the majority of production is controlled by naturally occurring fractures and is further influenced by bedding planes and jointing.

– Coal-bed methane: methane gas in minable coal beds with depths < 3,000 ft.

– Although the estimated size of the resource base seems significant, the recovery of this type of gas may be limited owing to practical constraints.

– Geopressured reservoirs: In a rapidly subsiding basin area, clays often seal underlying formations and trap their contained fluids. After further subsidence, P & T of the trapped fluids
exceed those normally anticipated at reservoir depth.

– These reservoirs have been found in many parts of the world during the search for oil & gas.

– Gas hydrates: Snow-like solids in which each water molecule forms hydrogen bonds with the four nearest water molecules to build a crystalline lattice structure that traps gas
molecules in its cavities.

– Contains about 170 times NG by volume under standard conditions.

– Because it’s a highly concentrated form of NG and extensive deposits of naturally occurring gas hydrates have been found in various regions of the world, they are considered as a
future, unconventional resource of NG.

read also What is LPG?

Future of the Natural Gas Industry

– The 19th century was a century of coal that supported the initiation of industrial revolution in Europe.

– The 20th century was the century of oil that was the primary energy source to support the growth of global economy.

– Simmons (2000) concluded that energy disruptions should be a “genuine concern“. He suggests that it will likely cause chronic energy shortage as early as 2010.  It will eventually
evolve into a serious energy crunch.

– The way to avoid such a crunch is to expand energy supply and move from oil to NG and eventually to H2.

– NG is the fuel that is superior to other energy sources not only in economic attractiveness but also in environmental concerns.

– At the end of the last century, natural gas took over the position of coal as the number 2 energy source behind oil.

– In 2000, total world energy consumption was slightly below 400 × 1015 Btu. Oil accounted for 39%, while NG & coal provided 23 % & 22 %, respectively of this.

– It is expected that the transition from oil to NG must be made in the early 21 century.  This isn’t only motivated by environmental considerations but also by technological innovations
and refinements.

References:
1. Natural Gas Engineering Handbook, Dr. Boyun Guo and Dr. AIi Ghalambor
2. Natural Gas, by Primož Potočnik.
3. Fundamentals of Natural Gas, Arthur J. Kidnay & William R. Parrish

Natural Gas to Liquids GTL

GTL:

  • GTL means Gas to Liquids.
  • A whole range of fuels can be produced from Natural gas by partial oxidation to synthesis gas (a mixture of H2 and CO) and subsequent conversion of this gas • 1993 – Shell pioneered the GTL business at their Shell Middle Distillate Synthesis Plant in Bintulu.
  • In this plant Naphtha, Kerosene and Fischer Tropsch Diesel (FTD) were produced apart from other specialized products

how to convert natural gas to NGLGas to Liquids: A New Frontier for Natural Gas:

  • The relatively high world crude oil prices have drawn attention to the potential for developing previously uneconomical natural gas reserves, such as associated gas or stranded gas.
  • Converting these resources to liquids – either to liquefied natural gas (LNG) or to petroleum liquid substitutes, such as diesel, naphtha, motor gasoline, or other products (such as lubricants and waxes) by employing “gas to liquids” (GTL) technology – could provide a way to bring these gas resources to market.
  • GTL has recently become attractive as an option for monetizing stranded gas and complementing traditional commercialization opportunities such as LNG or pipeline transportation.

Gas to Liquid – Commercial Viability

NGL commercial

Gas to Liquids: Economics

  • The economics of GTL continue to improve with advances in technology and scale.

–        Capital costs have dropped significantly, from more than $100,000 per barrel of total installed capacity for the original plants to a range of $25,000 to $30,000 per barrel of capacity today.

–        Moreover, Royal/Dutch Shell has commented that it expects to be able to reduce the costs to below $20,000 per barrel.

–       By comparison, the costs associated with conventional petroleum refining are around $15,000 per barrel per stream day after several decades of technology improvements.

  • The high oil prices of recent years have made transportation fuels produced through GTL technology commercially viable.
    •          Few companies release the detailed costs of their GTL conversion technologies.
    •          According to ConocoPhillips, assuming that the cost of natural gas is $1.00 per million Btu, GTL fuel is cost competitive with diesel fuel at world oil prices above $20 per barrel.

GTL – FTD – Advantages:

  • Among the different GTL products, the diesel fraction is highly valued in the downstream market because of its unique properties that meet environmental regulations

–        The GTL fuel reduces emissions relative to conventional diesel, as it contains near-zero sulfur and aromatics.

–        GTL fuel also exhibits a high cetane number that enhances engine combustion performance

–        Because they are compatible with existing vehicle engines and fuel distribution infrastructures, GTL fuels are the most cost-effective in reducing emissions among the non-conventional fuels

Gas to Liquid Plants

At present, worldwide there are at least 9 commercial GTL projects at various stages of planning and development

  • for the period 2009 to 2012 that could bring to market an additional capacity of 580 thousand barrels per day.
  • More than 19 additional proposed projects could double that capacity beyond 2012
  • Initiated by companies operating in gas-rich countries – Qatar, Iran, Russia, Nigeria, Australia, and Algeria – where natural gas can be developed at a cost of less than $1.00 per million Btu.

Gas to Liquids – Major Initiatives

  • Qatar’s North Field, with an estimated 900 trillion cubic feet of natural gas reserves, and the adjoining South Pars field in Iran with an estimated 500 trillion cubic feet of reserves, are the cheapest natural gas resources in the world
  • For other countries, such as Nigeria and Algeria, GTL complements their LNG industries
  • offers promise for use in Nigeria to convert natural gas that would otherwise be flared.
  • Challenges

–        Huge capital investments

–        Project financing

–        Availability of qualified contractors and operators

Gas to Liquids –  Major Initiatives – Qatar

  • Qatar NGL projectsSix of the nine confirmed GTL projects are located in the state of Qatar as joint ventures

–        Based on an integrated development and production sharing agreement (DPSA) with major international oil companies.

–        Foreign companies have favored this approach, because it gives them an opportunity to book part of the gas reserves on their balance sheet and support their upstream and downstream activities

–        By 2011, Qatar is set to produce about 394,000 barrels of GTL products per day or 68% of total planned GTL capacity

  • Have established a favorable climate in terms of transparent business and investment policies.
  • Stable tax regulations
  • Enforcement of formal agreements
  • Government’s willingness to protect foreign investors through its legislature.
  • Stable political climate
  • Developed infrastructure and Service
  • Provides guarantees for the safety of foreign employees
  • Potential for future development through expansion of existing facilities.
    • Qatar reached agreements with a group of financial institutions to fund their gas-related projects in exceed $60 billion

    –        Developed a master plan to expand its port

    –        Double the size of Ras Laffan Industrial city from 39 square miles to 77 square miles,

    –        Accommodate 7 GTL projects, 16 LNG trains, 5 gas processing plants, 6 to 7 ethylene plants, and a variety of other gas-related industries.

    –        By 2012, Qatar must produce nearly 25 billion cubic feet of natural gas per day to support its commitments.

    –        10.3 bcf/day to produce 77 millions metric tons of LNG p. a

    –        4 bcf/day for the 394,000 barrels per day of GTL

    –        5 bcf/day for petrochemical, local power, and industrial projects

    –        2 bcf/day for exports through the Dolphin pipeline.