نویسنده: میثم عزیزی کوچکسرائی [email protected]
Low-Cost Methods for Sweetening Gas Condensates for Small Atmospheric Distillation Units:
A Case Study of South Pars Gas Condensates
Write: Meysam Azizi Kouchaksaraei, [email protected]
چکیده
شیرین‌سازی میعانات گازی، به ویژه برش نفتا، برای دستیابی به استانداردهای کیفیت محصول، جلوگیری از خوردگی تجهیزات و رعایت مقررات زیست‌محیطی در پالایشگاه‌های مدرن ضروری است. این مطالعه به بررسی چالش‌های خاص شیرین‌سازی نفتا در واحدهای کوچک با بودجه محدود، با تمرکز بر یک واحد تقطیر اتمسفریک با ظرفیت 1200 تن در روز میعانات گازی پارس جنوبی می‌پردازد. هدف این پژوهش، شناسایی و توصیه کم‌هزینه‌ترین روش‌های حذف گوگرد برای این سناریوی خاص است، با تأکید ویژه بر روش‌های شیرین‌سازی شیمیایی. روش‌های رایج شیرین‌سازی شامل جذب شیمیایی (تصفیه با آمین)، جذب فیزیکی، جذب سطحی، اکسیداسیون و تصفیه با سود سوزآور مورد بررسی قرار گرفتند. با توجه به محدودیت‌های بودجه و ظرفیت واحد مورد نظر، روش‌های جذب سطحی با اکسیدهای فلزی، شیرین‌سازی اکسیداتیو با هوا و کاتالیزور، و تصفیه احیایی با سود سوزآور (مانند فرآیند Merox) به عنوان مناسب‌ترین گزینه‌ها شناسایی شدند. در نظر گرفتن ویژگی‌های میعانات گازی پارس جنوبی، به ویژه محتوای بالای مرکاپتان آن، نشان می‌دهد که روش‌هایی که به طور خاص مرکاپتان‌ها را هدف قرار می‌دهند، از کارایی بالایی برخوردار خواهند بود. در نهایت، توصیه‌هایی متناسب با سطوح مختلف بودجه و نیازهای حذف گوگرد ارائه شده و بر اهمیت انجام مطالعات امکان‌سنجی دقیق‌تر و رعایت مقررات ایمنی و زیست‌محیطی تأکید شده است.
Abstract
Sweetening of gas condensates, especially the naphtha fraction, is essential in modern refineries to achieve product quality standards, prevent equipment corrosion, and comply with environmental regulations. This study examines the specific challenges of naphtha sweetening in small units with limited budgets, focusing on an atmospheric distillation unit with a capacity of 1200 tons per day of South Pars gas condensates. The aim of this research is to identify and recommend the most cost-effective methods for sulfur removal for this specific scenario, with a particular emphasis on chemical sweetening methods. Common sweetening methods, including chemical absorption (amine treating), physical absorption, adsorption, oxidation, and caustic treating, were reviewed. Considering the budget and capacity limitations of the unit in question, adsorption methods with metal oxides, oxidative sweetening with air and catalyst, and regenerative caustic treating (such as the Merox process) were identified as the most suitable options. Taking into account the characteristics of South Pars gas condensates, particularly its high mercaptan content, indicates that methods specifically targeting mercaptans will be highly effective. Finally, recommendations tailored to different budget levels and sulfur removal needs are provided, and the importance of conducting more detailed feasibility studies and complying with safety and environmental regulations is emphasized.
واژه‌های کلیدی: شیرین‌سازی میعانات گازی، نفتا، بودجه محدود، میعانات گازی پارس جنوبی، مرکاپتان، جذب سطحی، اکسیداسیون، تصفیه با سود سوزآور
Keywords: Gas condensate sweetening, Naphtha, Limited budget, South Pars gas condensates, Mercaptan, Adsorption, Oxidation, Caustic treating
مقدمه
در صنعت پالایش نفت، شیرین‌سازی میعانات گازی یک فرآیند حیاتی است که به منظور حذف ترکیبات گوگردی، به ویژه سولفید هیدروژن (H2S) و مرکاپتان‌ها، انجام می‌شود. وجود این ترکیبات در محصولات نفتی می‌تواند منجر به خوردگی تجهیزات، کاهش کیفیت محصولات و انتشار آلاینده‌های زیست‌محیطی شود. برش نفتا، که یکی از محصولات ارزشمند حاصل از تقطیر اتمسفریک میعانات گازی است، به عنوان خوراک اصلی در تولید بنزین و صنایع پتروشیمی کاربرد دارد. بنابراین، شیرین‌سازی این برش از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است.
Introduction
In the oil refining industry, the sweetening of gas condensates is a vital process carried out to remove sulfur compounds, particularly hydrogen sulfide (H2S) and mercaptans. The presence of these compounds in petroleum products can lead to equipment corrosion, reduced product quality, and the release of environmental pollutants. The naphtha fraction, a valuable product obtained from the atmospheric distillation of gas condensates, is primarily used as feedstock in gasoline production and the petrochemical industry. Therefore, the sweetening of this fraction is of particular importance.
این گزارش به بررسی چالش‌های پیش روی واحدهای کوچک پالایشگاهی با بودجه محدود در زمینه شیرین‌سازی برش نفتا حاصل از میعانات گازی می‌پردازد. مسئله مورد نظر، یک واحد تقطیر اتمسفریک با ظرفیت 1200 تن در روز میعانات گازی پارس جنوبی است که به دنبال یک روش کم‌هزینه و مؤثر برای کاهش میزان ترکیبات گوگردی در برش نفتا می‌باشد. مقیاس نسبتاً کوچک این واحد، استفاده از فناوری‌های پیچیده و پرهزینه را محدود می‌سازد.
This report examines the challenges faced by small refineries with limited budgets in sweetening the naphtha fraction derived from gas condensates. The specific case is an atmospheric distillation unit with a capacity of 1200 tons per day of South Pars gas condensates, seeking a cost-effective and efficient method to reduce the level of sulfur compounds in the naphtha fraction. The relatively small scale of this unit limits the use of complex and expensive technologies.
هدف اصلی این پژوهش، شناسایی و پیشنهاد کم‌هزینه‌ترین روش‌های شیرین‌سازی شیمیایی برای این واحد خاص است. در این راستا، اهداف زیر دنبال می‌شوند:
The main objective of this research is to identify and propose the most cost-effective chemical sweetening methods for this particular unit. To this end, the following objectives are pursued:
1. شناسایی روش‌های رایج شیرین‌سازی مورد استفاده در پالایشگاه‌های کوچک.
2. تجزیه و تحلیل مزایا و معایب هر روش از نظر هزینه اولیه، هزینه عملیاتی، پیچیدگی و میزان حذف ترکیبات گوگردی.
3. بررسی ویژه روش‌های شیرین‌سازی شیمیایی مانند استفاده از مواد جاذب و اکسیدکننده‌ها برای واحدهای با بودجه محدود.
4. در نظر گرفتن ویژگی‌های میعانات گازی پارس جنوبی.
5. بررسی گزینه‌های پیش‌تصفیه ساده و کم‌هزینه.
6. ارائه فهرستی از مواد شیمیایی و تجهیزات مورد نیاز با برآوردهای هزینه مقدماتی (براساس داده‌های موجود و دانش صنعت).
7. بحث در مورد ملاحظات ایمنی و زیست‌محیطی مربوط به هر روش.
8. بررسی مطالعات موردی مرتبط با شیرین‌سازی کم‌هزینه در واحدهای مشابه.
1. Identify common sweetening methods used in small refineries.
2. Analyze the advantages and disadvantages of each method in terms of initial cost, operating cost, complexity, and the extent of sulfur compound removal.
3. Specifically examine chemical sweetening methods such as the use of adsorbents and oxidizers for units with limited budgets.
4. Consider the characteristics of South Pars gas condensates.
5. Review simple and low-cost pretreatment options.
6. Provide a list of required chemicals and equipment with preliminary cost estimates (based on available data and industry knowledge).
7. Discuss the safety and environmental considerations related to each method.
8. Review relevant case studies of low-cost sweetening in similar units.
روش‌های رایج شیرین‌سازی قابل استفاده در پالایشگاه‌های کوچک
فناوری‌های مختلفی برای شیرین‌سازی گاز وجود دارد که می‌توانند برای ظرفیت‌های پردازشی کوچکتر تطبیق داده شوند. در ادامه، به برخی از رایج‌ترین این روش‌ها اشاره می‌شود:
Common Sweetening Methods Applicable in Small Refineries
Various technologies exist for gas sweetening that can be adapted for smaller processing capacities. The following outlines some of the most common methods:
جذب شیمیایی (تصفیه با آمین)
در این روش، از محلول‌های آمینی (مانند MEA، DEA، MDEA) برای واکنش شیمیایی و حذف گازهای اسیدی (H2S، CO2) و برخی ترکیبات گوگردی از جریان‌های گازی استفاده می‌شود. این روش همچنین می‌تواند برای هیدروکربن‌های مایع مانند LPG نیز به کار رود. فرآیند کلی شامل جذب در یک برج تماس و احیای آمین در یک برج احیاکننده است. تصفیه با آمین به عنوان یک روش رایج در پالایشگاه‌ها برای حذف H2S و CO2 شناخته شده است و به دلیل قابلیت احیای آمین، از نظر هزینه عملیاتی بلندمدت می‌تواند مقرون‌به‌صرفه باشد. سیستم‌های آمینی انعطاف‌پذیری، هزینه کم و قابلیت اطمینان بالایی برای حذف گوگرد، به ویژه در فشارهای پایین، ارائه می‌دهند. با این حال، هزینه سرمایه‌گذاری اولیه برای یک واحد آمینی کامل ممکن است برای یک پالایشگاه کوچک با بودجه بسیار محدود بالا باشد.
Chemical Absorption (Amine Treating)
This method uses amine solutions (such as MEA, DEA, MDEA) for chemical reaction and removal of acid gases (H2S, CO2) and some sulfur compounds from gas streams. It can also be used for liquid hydrocarbons like LPG. The overall process involves absorption in a contact tower and amine regeneration in a regenerator tower. Amine treating is a common method in refineries for removing H2S and CO2 and can be cost-effective in the long term due to the ability to regenerate the amine. Amine systems offer flexibility, low cost, and high reliability for sulfur removal, especially at low pressures. However, the initial capital investment for a complete amine unit may be high for a small refinery with a very limited budget.
جذب فیزیکی
این روش از حلال‌های فیزیکی (مانند سولفولان، سلکسول) برای حل کردن گازهای اسیدی بر اساس فشار جزئی آنها استفاده می‌کند و در فشارهای بالاتر مؤثرتر است. احیا معمولاً با کاهش فشار یا افزایش دما انجام می‌شود. جذب فیزیکی در فشارهای جزئی پایین‌تر اقتصادی نیست. با توجه به مقیاس کوچک و فشارهای عملیاتی بالقوه پایین‌تر واحد مورد نظر، جذب فیزیکی ممکن است در مقایسه با روش‌های شیمیایی یا جاذب‌ها، رقابتی‌ترین گزینه از نظر اقتصادی نباشد.
Physical Absorption
This method uses physical solvents (such as sulfolane, selexol) to dissolve acid gases based on their partial pressure and is more effective at higher pressures. Regeneration is usually done by reducing pressure or increasing temperature. Physical absorption is not economical at lower partial pressures. Given the small scale and potentially lower operating pressures of the unit in question, physical absorption may not be the most economically competitive option compared to chemical methods or adsorbents.
جذب سطحی
در این روش، از مواد جامد (جاذب‌ها) برای جذب ترکیبات گوگردی از طریق پیوند فیزیکی یا شیمیایی استفاده می‌شود. نمونه‌ها شامل کربن فعال، غربال‌های مولکولی و اکسیدهای فلزی هستند. این روش می‌تواند غیرقابل احیا (بسترهای محافظ) یا قابل احیا باشد. جاذب‌های مختلفی برای حذف گوگرد وجود دارند که از جمله آنها می‌توان به AxTrap™ و SULFURTRAP® اشاره کرد که برای حذف H2S و مرکاپتان‌ها مؤثر هستند. برخی منابع بیان می‌کنند که جاذب‌های PURASPEC از نظر “مقرون‌به‌صرفه‌ترین راه حل از نظر هزینه به ازای هر کیلوگرم گوگرد حذف شده” هستند. جذب سطحی، به ویژه با استفاده از جاذب‌های غیرقابل احیا، می‌تواند به دلیل سادگی و هزینه سرمایه‌گذاری اولیه بالقوه پایین‌تر، یک گزینه کم‌هزینه مناسب برای یک پالایشگاه کوچک باشد. ظرفیت جاذب و دفعات تعویض آن، عوامل کلیدی هزینه عملیاتی خواهند بود.
Adsorption
In this method, solid materials (adsorbents) are used to adsorb sulfur compounds through physical or chemical bonding. Examples include activated carbon, molecular sieves , and metal oxides. This method can be non-regenerative (guard beds) or regenerative. Various adsorbents exist for sulfur removal, including AxTrap™ and SULFURTRAP®, which are effective in removing H2S and mercaptans. Some sources state that PURASPEC adsorbents are the “most cost-effective solution in terms of cost per kilogram of sulfur removed”. Adsorption, especially using non-regenerative adsorbents, can be a suitable low-cost option for a small refinery due to its simplicity and potentially lower initial capital cost. The adsorbent capacity and the frequency of its replacement will be key factors in the operating cost.
اکسیداسیون (شیرین‌سازی اکسیداتیو – ODS)
این روش شامل اکسید کردن ترکیبات گوگردی به سولفوکسیدها و سولفون‌ها می‌شود که نقطه جوش بالاتری دارند و می‌توانند با تقطیر یا استخراج جدا شوند. اکسیدکننده‌های رایج شامل پراکسید هیدروژن و هوا هستند. این فرآیند می‌تواند کاتالیزوری یا غیرکاتالیزوری باشد. ODS به عنوان یک روش بالقوه مقرون‌به‌صرفه، به ویژه هنگام استفاده از اکسیژن اتمسفر به عنوان اکسیدکننده، مطرح شده است. این روش در فشار اتمسفر و دماهای تا 100 درجه سانتیگراد انجام می‌شود که به طور بالقوه الزامات تجهیزات را ساده می‌کند. ODS به ویژه برای حذف مرکاپتان‌هایی که در میعانات گازی پارس جنوبی فراوان هستند ، برای یک پالایشگاه کوچک با بودجه محدود امیدوارکننده به نظر می‌رسد.
Oxidation (Oxidative Desulfurization – ODS)
This method involves oxidizing sulfur compounds to sulfoxides and sulfones, which have higher boiling points and can be separated by distillation or extraction. Common oxidants include hydrogen peroxide and air. The process can be catalytic or non-catalytic. ODS has been suggested as a potentially cost-effective method, especially when using atmospheric oxygen as the oxidant. This method is carried out at atmospheric pressure and temperatures up to 100°C, which potentially simplifies equipment requirements. ODS appears promising for a small refinery with a limited budget, especially for removing mercaptans, which are abundant in South Pars gas condensates.
جداسازی با غشا
این روش از غشاهای نیمه‌تراوا برای جداسازی انتخابی گازهای اسیدی (H2S، CO2) از جریان هیدروکربن استفاده می‌کند. کارایی این روش به خواص غشا و شرایط عملیاتی (فشار، دما) بستگی دارد. فناوری غشا سادگی و مدولار بودن را ارائه می‌دهد و برای کاربردهای در مقیاس کوچک مناسب است. سیستم‌های غشایی سبک هستند، قطعات متحرک ندارند، به تجهیزات پشتیبانی کمی نیاز دارند و نیازی به احیا ندارند. با این حال، پتانسیل هزینه‌های بالاتر در مقایسه با سایر روش‌ها ممکن است آن را برای یک عملیات با بودجه بسیار محدود کمتر مناسب کند.
Membrane Separation
This method uses semi-permeable membranes to selectively separate acid gases (H2S, CO2) from the hydrocarbon stream. The efficiency of this method depends on the membrane properties and operating conditions (pressure, temperature). Membrane technology offers simplicity and modularity, making it suitable for small-scale applications. Membrane systems are lightweight, have no moving parts, require little supporting equipment, and do not need regeneration. However, the potential for higher costs compared to other methods may make it less suitable for a very budget-limited operation.
تصفیه با سود سوزآور
در این روش، از محلول‌های قلیایی (مانند هیدروکسید سدیم) برای واکنش با ترکیبات گوگردی اسیدی مانند H2S و مرکاپتان‌ها استفاده می‌شود. این می‌تواند یک فرآیند ساده یک‌باره یا شامل احیای سود سوزآور باشد. تصفیه با سود سوزآور به ویژه برای حذف مرکاپتان‌ها در جریان‌های نفتا و میعانات گازی اقتصادی است. برخی منابع بیان می‌کنند که تصفیه با سود سوزآور همچنان مقرون‌به‌صرفه‌ترین فرآیند برای حذف مرکاپتان‌ها است. تصفیه احیایی سود سوزآور، مانند فرآیند Merox، می‌تواند قابلیت اقتصادی آن را بیشتر افزایش دهد.
Caustic Treating
In this method, alkaline solutions (such as sodium hydroxide) are used to react with acidic sulfur compounds like H2S and mercaptans. This can be a simple once-through process or involve caustic regeneration. Caustic treating is particularly economical for removing mercaptans in naphtha and gas condensate streams. Some sources state that caustic treating remains the most cost-effective process for mercaptan removal. Regenerative caustic treating, such as the Merox process, can further enhance its economic viability.
تجزیه و تحلیل عمیق روش‌های شیرین‌سازی شیمیایی برای واحدهای با بودجه محدود
با توجه به محدودیت‌های بودجه و ظرفیت واحد مورد نظر، روش‌های شیرین‌سازی شیمیایی زیر به عنوان گزینه‌های بالقوه کم‌هزینه مورد بررسی دقیق‌تر قرار می‌گیرند:
In-Depth Analysis of Chemical Sweetening Methods for Budget-Limited Units
Considering the budget and capacity limitations of the unit in question, the following chemical sweetening methods are examined in more detail as potentially low-cost options:
جذب سطحی
جذب سطحی شامل جذب فیزیکی یا شیمیایی ترکیبات گوگردی بر روی سطح جاذب است. انواع جاذب‌های مرتبط با شیرین‌سازی میعانات گازی عبارتند از:
Adsorption
Adsorption involves the physical or chemical attraction of sulfur compounds to the surface of an adsorbent material. Types of adsorbents relevant to gas condensate sweetening include:
• کربن فعال: برای حذف ناخالصی‌های مختلف، از جمله برخی ترکیبات گوگردی، مؤثر است و هزینه نسبتاً کمی دارد.
• اکسیدهای فلزی (مانند اکسید روی، اکسید مس): به طور خاص برای حذف H2S و مرکاپتان‌ها طراحی شده‌اند. نمونه‌ها شامل AxTrap™ (Axens) و PURASPEC (Johnson Matthey) هستند. جاذب‌های مبتنی بر اکسید فلزی به دلیل حذف هدفمند ترکیبات گوگردی و در دسترس بودن گزینه‌های غیرقابل احیا، برای نیازهای کاربر بسیار مناسب به نظر می‌رسند.
• غربال‌های مولکولی: عمدتاً برای آبگیری استفاده می‌شوند اما می‌توانند H2S و CO2 را نیز جذب کنند، اگرچه نیاز به احیا دارند.
• Activated carbon: Effective for removing various impurities, including some sulfur compounds, and is relatively low in cost.
• Metal oxides (e.g., zinc oxide, copper oxide): Specifically designed for removing H2S and mercaptans. Examples include AxTrap™ (Axens) and PURASPEC (Johnson Matthey). Metal oxide-based adsorbents appear very suitable for the user’s needs due to their targeted removal of sulfur compounds and the availability of non-regenerative options.
• Molecular sieves: Primarily used for dehydration but can also adsorb H2S and CO2, although they require regeneration.
جذب سطحی برای واحدهای کوچک مزایایی مانند عملکرد ساده‌تر و هزینه سرمایه‌گذاری اولیه بالقوه کمتر دارد. با این حال، ظرفیت جذب محدود و نیاز به تعویض یا احیای دوره‌ای جاذب از معایب آن است. امکان‌سنجی و مقرون‌به‌صرفه بودن این روش برای واحد با ظرفیت 1200 تن در روز به میزان گوگرد موجود در نفتا بستگی دارد.
Adsorption offers advantages for small units such as simpler operation and potentially lower initial capital cost. However, limited adsorption capacity and the need for periodic replacement or regeneration of the adsorbent are its drawbacks. The feasibility and cost-effectiveness of this method for a unit with a capacity of 1200 tons per day depend on the amount of sulfur present in the naphtha.
اکسیداسیون (شیرین‌سازی اکسیداتیو – ODS)
اصول ODS شامل اکسیداسیون ترکیبات گوگردی، به ویژه مرکاپتان‌ها در میعانات گازی پارس جنوبی ، به دی‌سولفیدهای کم‌ضررتر یا به سولفوکسیدها/سولفون‌ها برای حذف است. اکسیدکننده‌های رایج عبارتند از:
Oxidation (Oxidative Desulfurization – ODS)
The principles of ODS involve the oxidation of sulfur compounds, particularly mercaptans in South Pars gas condensates , to less harmful disulfides or to sulfoxides/sulfones for removal. Common oxidants include:
• هوا/اکسیژن: به راحتی در دسترس و کم‌هزینه است و اغلب در حضور یک کاتالیزور (مانند فتالوسیانین) برای شیرین‌سازی مرکاپتان استفاده می‌شود. شیرین‌سازی مرکاپتان با هوا به نظر می‌رسد یک گزینه بسیار مقرون‌به‌صرفه برای میعانات گازی پارس جنوبی باشد.
• پراکسید هیدروژن (H2O2): می‌تواند طیف وسیع‌تری از ترکیبات گوگردی را اکسید کند و در صورت ترکیب با یک مرحله جداسازی، می‌تواند به میزان گوگرد کل کمتری دست یابد.
• Air/oxygen: Readily available and low-cost, often used in the presence of a catalyst (such as phthalocyanine) for mercaptan sweetening. Mercaptan sweetening with air appears to be a very cost-effective option for South Pars gas condensates.
• Hydrogen peroxide (H2O2): Can oxidize a wider range of sulfur compounds and, when combined with a separation step, can achieve lower total sulfur levels.
ODS برای واحدهای کوچک می‌تواند در شرایط نسبتاً ملایم عمل کند و هزینه سرمایه‌گذاری اولیه بالقوه کمتری دارد. با این حال، جابجایی مواد اکسید کننده نیاز به اقدامات ایمنی دارد و ممکن است محصولات جانبی اکسید شده تولید کند.
ODS can operate under relatively mild conditions for small units and has a potentially lower initial capital cost. However, handling oxidizing agents requires safety measures, and it may produce oxidized byproducts.
تصفیه با سود سوزآور
واکنش هیدروکسید سدیم (NaOH) با H2S و مرکاپتان‌ها منجر به تشکیل سولفید سدیم و مرکاپتیدهای سدیم می‌شود. رویکردهای مختلف عبارتند از:
Caustic Treating
The reaction of sodium hydroxide (NaOH) with H2S and mercaptans results in the formation of sodium sulfide and sodium mercaptides. Different approaches include:
• شستشوی یک‌باره با سود سوزآور: ساده است اما سود سوزآور مصرف شده تولید می‌کند که نیاز به دفع دارد و می‌تواند پرهزینه باشد.
• تصفیه احیایی با سود سوزآور (فرآیند Merox): شامل اکسید کردن مجدد مرکاپتیدهای استخراج شده به دی‌سولفیدها با استفاده از هوا و یک کاتالیزور است که امکان استفاده مجدد از سود سوزآور را فراهم می‌کند. فرآیند Merox به نظر می‌رسد یک راه حل تثبیت شده و بالقوه مقرون‌به‌صرفه برای حذف مرکاپتان از میعانات گازی باشد.
• Once-through caustic wash: Simple but produces spent caustic that requires disposal and can be costly.
• Regenerative caustic treating (Merox process): Involves re-oxidizing the extracted mercaptides to disulfides using air and a catalyst, allowing for the reuse of the caustic. The Merox process appears to be an established and potentially cost-effective solution for mercaptan removal from gas condensates.
تصفیه با سود سوزآور برای حذف H2S و مرکاپتان‌ها مؤثر است و گزینه‌های احیایی هزینه‌های عملیاتی را کاهش می‌دهند. با این حال، سیستم‌های احیایی هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه بالاتری دارند.
Caustic treating is effective for removing H2S and mercaptans, and regenerative options reduce operating costs. However, regenerative systems have higher initial capital costs.
ملاحظات مربوط به میعانات گازی پارس جنوبی
میعانات گازی پارس جنوبی دارای ویژگی‌های زیر است:
Considerations for South Pars Gas Condensates
South Pars gas condensates have the following characteristics:
• نفت خام پارافینی با محتوای گوگرد کل نسبتاً کم (حدود 0.26 درصد وزنی).
• محتوای بالای مرکاپتان (گوگرد مرکاپتان حدود 1865 میکروگرم در گرم).
• محتوای نیتروژن کم.
• چگالی حدود 0.72-0.74 گرم در سانتی‌متر مکعب.
• Paraffinic crude oil with a relatively low total sulfur content (around 0.26 weight percent).
• High mercaptan content (mercaptan sulfur around 1865 micrograms per gram).
• Low nitrogen content.
• Density of about 0.72-0.74 grams per cubic centimeter.
محتوای بالای مرکاپتان نشان می‌دهد که روش‌های شیرین‌سازی که به طور خاص مرکاپتان‌ها را هدف قرار می‌دهند، مانند اکسیداسیون با هوا و کاتالیزور یا تصفیه با سود سوزآور (Merox)، برای این خوراک بسیار مؤثر خواهند بود. میزان گوگرد کل نسبتاً پایین ممکن است روش‌های شیرین‌سازی ساده‌تر را بدون نیاز به گوگردزدایی عمیق کافی کند. برای اکسیداسیون با هوا، معمولاً از کاتالیزور فتالوسیانین استفاده می‌شود. برای Merox، یک کاتالیزور آلی فلزی خاص مورد نیاز است. انتخاب جاذب به ترکیبات گوگردی خاصی که باید حذف شوند بستگی دارد.
The high mercaptan content suggests that sweetening methods specifically targeting mercaptans, such as oxidation with air and a catalyst or caustic treating (Merox), will be very effective for this feedstock. The relatively low total sulfur content may make simpler sweetening methods sufficient without the need for deep desulfurization. For oxidation with air, a phthalocyanine catalyst is typically used. For Merox, a specific organometallic catalyst is required. The choice of adsorbent depends on the specific sulfur compounds that need to be removed.
گزینه‌های کم‌هزینه پیش‌تصفیه برای کاهش گوگرد
پیش‌تصفیه می‌تواند بار گوگرد بر روی واحد شیرین‌سازی اصلی را کاهش داده و به طور بالقوه کارایی آن را بهبود بخشیده و هزینه‌های عملیاتی را کاهش دهد. روش‌های ساده و ارزان شامل موارد زیر است:
Low-Cost Pretreatment Options for Sulfur Reduction
Pretreatment can reduce the sulfur load on the main sweetening unit, potentially improving its efficiency and reducing operating costs. Simple and inexpensive methods include:
• بسترهای محافظ با جاذب‌های غیرقابل احیا: بسترهای ثابت کوچک حاوی جاذب (مانند کربن فعال، اکسید روی) برای حذف انتخابی H2S یا سایر ترکیبات گوگردی بسیار واکنش‌پذیر قبل از مرحله اصلی شیرین‌سازی.
• اکسیداسیون با هوا در یک راکتور ساده: می‌تواند برخی مرکاپتان‌ها را به طور جزئی به دی‌سولفیدها اکسید کند و بار واحد تصفیه با سود سوزآور یا جذب سطحی بعدی را کاهش دهد.
• استخراج با یک حلال کم‌هزینه: برخی ترکیبات گوگردی ممکن است در یک حلال ارزان و به راحتی در دسترس، به طور ترجیحی محلول باشند و امکان یک مرحله استخراج مایع-مایع ساده را فراهم کنند. استخراج با مایع قلیایی قوی (محلول NaOH) یک روش معمول است.
• Guard beds with non-regenerative adsorbents: Small fixed beds containing an adsorbent (such as activated carbon, zinc oxide) for the selective removal of H2S or other highly reactive sulfur compounds before the main sweetening stage.
• Oxidation with air in a simple reactor: Can partially oxidize some mercaptans to disulfides, reducing the load on the subsequent caustic treating or adsorption unit.
• Extraction with a low-cost solvent: Some sulfur compounds may be preferentially soluble in an inexpensive and readily available solvent, allowing for a simple liquid-liquid extraction step. Extraction with a strong alkaline liquid (NaOH solution) is a common method.
پیش‌تصفیه می‌تواند منجر به کاهش مصرف مواد شیمیایی، افزایش کارایی واحد شیرین‌سازی اصلی و کاهش هزینه‌های عملیاتی شود.
Pretreatment can lead to reduced chemical consumption, increased efficiency of the main sweetening unit, and lower operating costs.
تجهیزات و مواد شیمیایی مورد نیاز و برآوردهای هزینه مقدماتی
هزینه‌های خاص بسته به فروشنده، مقیاس و سفارشی‌سازی متفاوت خواهد بود. جدول زیر یک مقایسه مقدماتی از هزینه روش‌های بالقوه شیرین‌سازی برای یک واحد نفتا با ظرفیت 1200 تن در روز ارائه می‌دهد:
Required Equipment and Chemicals and Preliminary Cost Estimates
Specific costs will vary depending on the vendor, scale, and customization. The following table provides a preliminary cost comparison of potential sweetening methods for a naphtha unit with a capacity of 1200 tons per day:
روش شیرین‌سازی هزینه سرمایه‌گذاری اولیه هزینه عملیاتی پیچیدگی هدف اصلی گوگرد تناسب بالقوه برای واحد 1200 تن در روز
جذب سطحی (جاذب غیرقابل احیا) کم متوسط کم مرکاپتان‌ها، H2S بالا
شیرین‌سازی مرکاپتان با اکسیداسیون هوا و کاتالیزور کم کم کم مرکاپتان‌ها بالا
گوگردزدایی با اکسیداسیون پراکسید هیدروژن متوسط متوسط متوسط گوگرد کل متوسط
تصفیه با سود سوزآور (Merox – احیایی) متوسط کم متوسط مرکاپتان‌ها بالا
Sweetening Method Initial Capital Cost Operating Cost Complexity Main Sulfur Target Potential Suitability for 1200 Tons/Day Unit
Adsorption (Non-regenerative Adsorbent) Low Medium Low Mercaptans, H2S High
Mercaptan Sweetening with Air Oxidation & Catalyst Low Low Low Mercaptans High
Desulfurization with Hydrogen Peroxide Oxidation Medium Medium Medium Total Sulfur Medium
Caustic Treating (Merox – Regenerative) Medium Low Medium Mercaptans High
جنبه‌های ایمنی و زیست‌محیطی
هر یک از روش‌های شیرین‌سازی دارای ملاحظات ایمنی و زیست‌محیطی خاص خود هستند. برای مثال، جابجایی مواد جاذب مصرف شده در جذب سطحی و مواد اکسید کننده در اکسیداسیون نیاز به اقدامات ایمنی دارد. تصفیه با سود سوزآور نیز می‌تواند منجر به تولید پساب‌هایی شود که نیاز به مدیریت دارند. رعایت مقررات زیست‌محیطی محلی در مورد انتشار و دفع زباله برای همه روش‌ها بسیار مهم است.
Safety and Environmental Aspects
Each sweetening method has its own specific safety and environmental considerations. For example, handling spent adsorbent materials in adsorption and oxidizing agents in oxidation requires safety precautions. Caustic treating can also lead to wastewater that needs to be managed. Compliance with local environmental regulations regarding emissions and waste disposal is crucial for all methods.
مطالعات موردی در مورد شیرین‌سازی کم‌هزینه در واحدهای مشابه
مطالعات موردی نشان می‌دهند که واحدهای مرکاپتان‌زدایی در پالایشگاه‌های پارس جنوبی از اهمیت بالایی برخوردارند. فرآیندهای مختلفی مانند تصفیه با آمین و فرآیند Merox در این منطقه مورد استفاده قرار گرفته‌اند. فناوری MERICAT™ Merichem نیز به عنوان یک فرآیند مؤثر برای شیرین‌سازی مرکاپتان در میعانات گازی و نفتا با استفاده از سود سوزآور/کاتالیزور/هوا برجسته شده است. همچنین، مطالعه امکان‌سنجی یک واحد شیرین‌سازی گاز با ظرفیت کم در ایران نشان می‌دهد که تحقیق در مورد بهینه‌سازی فناوری‌های شیرین‌سازی موجود می‌تواند منجر به کاهش هزینه شود.
Case Studies on Low-Cost Sweetening in Similar Units
Case studies indicate that demercaptanization units are of high importance in South Pars refineries. Various processes such as amine treating and the Merox process have been used in this region. Merichem’s MERICAT™ technology is also highlighted as an effective process for mercaptan sweetening in gas condensates and naphtha using caustic/catalyst/air. Additionally, a feasibility study of a low-capacity gas sweetening unit in Iran suggests that research into optimizing existing sweetening technologies can lead to cost reduction.
نتیجه‌گیری و توصیه‌ها
با توجه به تجزیه و تحلیل انجام شده، چندین روش شیرین‌سازی کم‌هزینه برای واحد مورد نظر امیدوارکننده به نظر می‌رسند. محتوای بالای مرکاپتان در میعانات گازی پارس جنوبی، روش‌هایی را که این ترکیبات را هدف قرار می‌دهند، از اولویت بالاتری برخوردار می‌سازد.
Conclusion and Recommendations
Based on the analysis, several low-cost sweetening methods appear promising for the unit in question. The high mercaptan content in South Pars gas condensates makes methods that target these compounds particularly relevant.
توصیه‌های متناسب:
• برای محدودیت‌های بودجه فوری و تمرکز اصلی بر کاهش مرکاپتان: شیرین‌سازی با اکسیداسیون هوا با محلول قلیایی و کاتالیزور فتالوسیانین به نظر می‌رسد مقرون‌به‌صرفه‌ترین گزینه باشد.
• برای بودجه کمی بالاتر و نیاز به حذف عمیق‌تر گوگرد (گوگردزدایی): اکسیداسیون با پراکسید هیدروژن به دنبال یک مرحله جداسازی ساده می‌تواند در نظر گرفته شود.
• برای یک راه حل تثبیت شده‌تر و بالقوه مقیاس‌پذیرتر، با سرمایه‌گذاری اولیه کمی بالاتر: یک فرآیند تصفیه احیایی با سود سوزآور مانند Merox، که به طور خاص برای حذف مرکاپتان از میعانات گازی طراحی شده است، یک گزینه قوی با هزینه‌های عملیاتی پایین‌تر در درازمدت ارائه می‌دهد.
• به عنوان یک مرحله پیش‌تصفیه ساده: استفاده از یک بستر محافظ کوچک با جاذب اکسید فلزی یا استخراج با یک محلول قلیایی کم‌هزینه می‌تواند مورد بررسی قرار گیرد.
Tailored Recommendations:
• For immediate budget constraints and a primary focus on mercaptan reduction: Sweetening with air oxidation using an alkaline solution and a phthalocyanine catalyst appears to be the most cost-effective option.
• For a slightly higher budget and the need for deeper sulfur removal (desulfurization): Oxidation with hydrogen peroxide followed by a simple separation step (such as distillation, using existing refinery equipment) could be considered.
• For a more established and potentially scalable solution, with a slightly higher initial investment: A regenerative caustic treating process like Merox, specifically designed for mercaptan removal from gas condensates, offers a robust option with lower long-term operating costs.
• As a simple pretreatment step: Using a small guard bed with a metal oxide adsorbent or extraction with a low-cost alkaline solution could be explored.
توصیه می‌شود یک مطالعه امکان‌سنجی دقیق‌تر، از جمله آزمایش‌های پایلوت در صورت امکان، برای ارزیابی عملکرد و مقرون‌به‌صرفه بودن روش انتخاب شده انجام شود. همچنین، دریافت قیمت از فروشندگان برای تجهیزات و مواد شیمیایی خاص برای برآورد دقیق هزینه ضروری است. در نهایت، در نظر گرفتن مقررات ایمنی و زیست‌محیطی در انتخاب نهایی و اجرای روش شیرین‌سازی از اهمیت بالایی برخوردار است.
It is recommended to conduct a more detailed feasibility study, including pilot tests if possible, to evaluate the performance and cost-effectiveness of the chosen method under the specific operating conditions of the 1200 tons per day unit. Obtaining quotes from vendors for specific equipment and chemicals is also essential for accurate cost estimation. Finally, considering safety and environmental regulations in the final selection and implementation of the sweetening method is of utmost importance.
References
South Pars Gas Complex. (n.d.). South Pars Gas Condensate Storage Facilities. https://www.pogc.ir/Default.aspx?tabid=134 Gas Sweetening. (n.d.). Axens. https://www.axens.net/markets/natural-gas/gas-sweetening Towler, G. P., Shethna, H. K., Cole, B., & Hajdik, B. (1997). Improved Absorber-Stripper Technology for Gas Sweetening to Ultra-Low H2S Concentrations. Gas Processors Association.(https://www.bre.com/PDF/Improved-Absorber-Stripper-Technology-for-Gas-Sweetening-to-Ultra-Low-H2S-Concentrations.pdf) Adsorbents. (n.d.). Axens. https://www.axens.net/solutions/catalysts-adsorbents-grading-supply/sulfur-removal-adsorbents-oil-gas-petrochemicals Khajehpour, M., Amidpour, M., & Sadeghipour, S. (2012). Development of South Pars gas field phase 14, onshore facilities. Petroleum & Coal, 54(4), 333-342. https://pomc.ir/en/portfolio/development-of-south-pars-gas-field-phase-14-onshore-facilities/ Hosseini, G. A. (2024, May 27). South Pars Will Reduce Burning Gases by 1.2 bcm Annually. SHANA (Tehran).(https://en.shana.ir/news/649191/South-Pars-Complex-Producing-613-mcm-d-of-Gas) Hatibi, R. R. (n.d.). Gas Sweetening Processes. SlideShare. https://www.slideshare.net/slideshow/gas-sweetening-processes/77152253 Sweetn G®. (n.d.). Axens. https://www.axens.net/expertise/oil-refining/fcc-naphtha-sweetening Natural gas sweetening. (n.d.). Gazpack. https://gazpack.nl/en/natural-gas-sweetening/ AxTrap™. (n.d.). Axens. https://www.axens.net/markets/natural-gas/gas-sweetening Membrane Gas Sweetening Process. (2019, June 11). GENERON. https://www.generon.com/amine-gas-sweetening-process/ Oxidation (Sweetening). (n.d.). ScienceDirect. https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/sweetening PURASPEC™ Absorbents. (n.d.). Johnson Matthey. https://matthey.com/products-and-markets/chemicals/sulphur-removal-absorbents Southern Pars 1 Condensate. (2017, March 15). National Iranian Oil Company.((https://www.nioc-intl.ir/NEW-PDF/Condensate/SouthPars.pdf)) Characteristic of sulfur containing compounds in South Pars condensate and its corrosion behavior. (2016). ResearchGate.(https://www.researchgate.net/publication/296094111_Characteristic_of_sulfur_containing_compounds_in_South_Pars_condensate_and_its_corrosion_behavior) Optimizing Natural Gas Sweetening in South Pars Refineries. (n.d.). ChemEngProject. https://www.chemengproj.ir/en/portfolio-item/optimizing-natural-gas-sweetening-in-south-pars-refineries/ Gas Condensate Desulfurization by Oxidation Method in the Presence of Nanoclay and Chitosan Adsorbent: An Experimental Study. (2022). TU Engineering Journal, 10(1), 13-21. https://tuengr.com/V10A/10A13NM.pdf Jonell Systems Revolutionized a Traditionally Complicated and Costly Process of NGL Sweetening. (n.d.). Jonell Systems. https://www.jonellsystems.com/casestudies/jonell-systems-revolutionized-a-traditionally-complicated-and-costly-ngl-sweetening-process/ Jonell Systems Revolutionized a Traditionally Complicated and Costly Process of NGL Sweetening. (n.d.). Jonell Systems. https://www.jonellsystems.com/casestudies/jonell-systems-revolutionized-a-traditionally-complicated-and-costly-ngl-sweetening-process/ South Pars Complex Producing 613 mcm/d of Gas. (2024, May 27). SHANA (Tehran).(https://en.shana.ir/news/649191/South-Pars-Complex-Producing-613-mcm-d-of-Gas) Amine gas treating. (2024, April 11). Wikipedia. https://en.wikipedia.org/wiki/Amine_gas_treating Feasibility study, simulation and…source gas sweetening processes – Part 1: A case study on a low capacity plant in Iran. (2014). Journal of Natural Gas Science and Engineering, 20, 16-22. https://ogst.ifpenergiesnouvelles.fr/articles/ogst/full_html/2021/01/ogst210036/ogst210036.html Sulfolane. (2024, March 23). Wikipedia.((https://en.wikipedia.org/wiki/Sulfolane)) Molecular sieves. (n.d.). PetroWiki.(https://petrowiki.spe.org/Sour_gas_sweetening) AxTrap™ – Sulfur Removal Adsorbents for Oil, Gas & Petrochemicals. (n.d.). Axens. https://www.axens.net/solutions/catalysts-adsorbents-grading-supply/sulfur-removal-adsorbents-oil-gas-petrochemicals PURASPEC™ 1065. (n.d.). Johnson Matthey. https://matthey.com/products-and-markets/chemicals/sulphur-removal-absorbents PURASPEC™ Absorbents. (n.d.). Johnson Matthey. https://matthey.com/products-and-markets/chemicals/sulphur-removal-absorbents Gas Sweetening. (n.d.). CECO Environmental. https://www.cecoenviro.com/products/gas-sweetening/ Gas Sweetening. (n.d.). Axens. https://www.axens.net/markets/natural-gas/gas-sweetening PURASPEC™ Absorbents. (n.d.). Johnson Matthey. https://matthey.com/products-and-markets/chemicals/sulphur-removal-absorbents Gasoline Fraction High-Efficient Sweetening by Gas Condensate Oxidation and Rectification. (2022). Molecules, 27(10), 3017. https://www.mdpi.com/2227-9717/11/10/3017 Membrane Gas Sweetening Process. (2019, June 11). GENERON. https://www.generon.com/amine-gas-sweetening-process/ Caustic Treatment: Design, Integration, and Waste Disposal for Gas Plants. (2021, February 1). Gas Processing News. https://gasprocessingnews.com/articles/2021/02/caustic-treatment-design-integration-and-waste-disposal-for-gas-plants/ Caustic Treating. (n.d.). PetroWiki. https://petrowiki.spe.org/Caustic_treating Gas condensate sweetening. (n.d.). Ahmadullins. https://en.ahmadullins.com/publiclist/mercaptan-removal/gas-condensate-sweetening MERICAT™ | Caustic Sweetening of Mercaptans. (n.d.). Merichem Technologies. https://merichemtech.com/removing-mercaptans-with-mericat/ Oxidative desulfurization process for gas condensate using a mixture of hydrogen peroxide and formic acid have been investigated. (2022). TU Engineering Journal, 10(1), 13-21. https://tuengr.com/V10A/10A13NM.pdf Sulfur Removal. (n.d.). Topsoe. https://www.topsoe.com/processes/sulfur-removal Merox Process. (n.d.). Honeywell UOP. https://uop.honeywell.com/en/technologies/refining/treatment/merox-process MERICAT™ II / J | Heavy Mercaptan Sweetening. (n.d.). Merichem Technologies. https://merichemtech.com/heavy-mercaptan-sweetening-with-mericat-j-and-mericat-ii/ Ghaedian, A. R., & Mohammadi, M. (2012). Demercaptanization of Iranian stabilized gas condensate (South Pars gas field) using DMC process in a pilot plant. Petroleum & Coal, 54(4), 343-352. https://www.vurup.sk/wp-content/uploads/dlm_uploads/2017/07/pc_4_2012_ghaedian_186_0.pdf Merox Process. (n.d.). Honeywell UOP. https://uop.honeywell.com/en/technologies/refining/treatment/merox-process DMC Unit Project – South Pars Phases 2 and 3. (n.d.). Artin Azma Mehr. https://artinazma.net/en/portfolio/dmc-unit-project-south-pars-phases-2-and-3/ South Pars/North Dome Gas-Condensate field. (2024, April 10). Wikipedia.((https://en.wikipedia.org/wiki/South_Pars/North_Dome_Gas-Condensate_field)) Demercaptanization Unit of South Pars Refinery Phases 2, 3 Online. (2022, August 29). SHANA (Tehran).(https://en.shana.ir/news/461297/Demercaptanization-Unit-of-South-Pars-Refinery-Phases-2-3-Online) MERICAT™ II / J | Heavy Mercaptan Sweetening. (n.d.). Merichem Technologies. https://merichemtech.com/heavy-mercaptan-sweetening-with-mericat-j-and-mericat-ii/ South Pars/North Dome Gas-Condensate field. (2024, April 10). Wikipedia.(https://en.wikipedia.org/wiki/South_Pars/North_Dome_Gas-Condensate_field) Simulation and Optimization of Demercaptanization of Propane and Butane in South Pars Gas Refineries. (2019). Journal of Applied Research of Chemical – Polymer Engineering, 3(2), 3-14. https://arcpe.modares.ac.ir/article-38-28933-en.html Southern Pars 1 Condensate. (2017, March 15). National Iranian Oil Company.(https://www.nioc-intl.ir/NEW-PDF/Condensate/SouthPars.pdf) Gas Condensate Desulfurization by Oxidation Method in the Presence of Nanoclay and Chitosan Adsorbent: An Experimental Study. (2022). TU Engineering Journal, 10(1), 13-21. https://tuengr.com/V10A/10A13NM.pdf Caustic Treatment: Design, Integration, and Waste Disposal for Gas Plants. (2021, February 1). Gas Processing News. https://gasprocessingnews.com/articles/2021/02/caustic-treatment-design-integration-and-waste-disposal-for-gas-plants/ Natural gas sweetening. (n.d.). Wikipedia. https://en.wikipedia.org/wiki/Gas_sweetening 80,000 b/d Growth in Iran Gas Condensate Sweetening Capacity. (2022, August 29). SHANA (Tehran).(https://en.shana.ir/news/461308/80-000-b-d-Growth-in-Iran-Gas-Condensate-Sweetening-Capacity) Simulation and Optimization of Demercaptanization of Propane and Butane in South Pars Gas Refineries. (2019). Journal of Applied Research of Chemical – Polymer Engineering, 3(2), 3-14. https://arcpe.modares.ac.ir/article-38-28933-en.html South Pars/North Dome Gas-Condensate field. (2024, April 10). Wikipedia.(https://en.wikipedia.org/wiki/South_Pars/North_Dome_Gas-Condensate_field) MERICAT™ | Caustic Sweetening of Mercaptans. (n.d.). Merichem Technologies. https://merichemtech.com/removing-mercaptans-with-mericat/ Simulation and Optimization of Demercaptanization of Propane and Butane in South Pars Gas Refineries. (2019). Journal of Applied Research of Chemical – Polymer Engineering, 3(2), 3-14. https://arcpe.modares.ac.ir/article-38-28933-en.html Gas Condensate Desulfurization by Oxidation Method in the Presence of Nanoclay and Chitosan Adsorbent: An Experimental Study. (2022). TU Engineering Journal, 10(1), 13-21. https://tuengr.com/V10A/10A13NM.pdf Gas Condensate Desulfurization by Oxidation Method in the Presence of Nanoclay and Chitosan Adsorbent: An Experimental Study. (2022). TU Engineering Journal, 10(1), 13-21. https://tuengr.com/V10A/10A13NM.pdf Jonell Systems Revolutionized a Traditionally Complicated and Costly Process of NGL Sweetening. (n.d.). Jonell Systems. https://www.jonellsystems.com/casestudies/jonell-systems-revolutionized-a-traditionally-complicated-and-costly-ngl-sweetening-process/ PURASPEC™ Absorbents. (n.d.). Johnson Matthey. https://matthey.com/products-and-markets/chemicals/sulphur-removal-absorbents