گاز رسانی و صادرات گاز به روش CNG

مقدمه

کشور ایران جزو 10 کشور اول دارنده منابع عظیم گاز طبیعی[1] در جهان محسوب می­ شود. توضیح اینکه اغلب میادین گازی، در منطقه جغرافیایی جنوب کشور واقع هستند لذا شبکه توزیع سراسری گاز طبیعی (خط لوله سراسری گاز) از جنوب به تمام استان ­های کشور توسعه یافته است تا بخش­ های مختلف مسکونی، تجاری و صنعتی در کل کشور از این نعمت ارزشمند بهره مند گردند. با این وجود، معدود مناطقی در کشور وجود دارند که به دلیل صعب العبور بودن و مشکلات دسترسی امکان توسعه خط لوله سراسری گاز در آن مناطق وجود ندارد. روش مرسوم انتقال گاز یعنی استفاده از خط لوله برای گازرسانی به این مناطق مقرون‌ به ‌صرفه نیست و علاوه بر اتلاف منابع، آلودگی‌ های زیست ‌محیطی نیز دربر دارد. خصوصا اگر هدف گازرسانی به مناطق دورافتاده و صعب‌ العبور، مناطق کوهستانی و یا جنگلی باشند که فرآیند انتقال گاز با خط لوله را سخت‌ تر می ‌کند. لذا برنامه ‌ریزی برای استفاده از آلترناتیوهای موجود دیگری ازجمله روش  CNG[2]  اهمیتی بیش ‌از پیش دارد.

شرکت کنسرسیوم صنعت نفت و گاز آکام مفتخر است به کمک دانش و تجربه متخصصین خود عملکرد مثبتی در زمینه طراحی و اجرای پروژه­های گازرسانی به روش CNG ایفا نموده و طی 7 سال فعالیت خود توانسته است در بخش عمده ای از پروژه های گازرسانی به صورت CNG که در کشور اجرا شده است نقش مؤثری داشته باشد. در بخش ­های بعدی جزئیات طرح گاز رسانی به صورت CNG ارائه خواهد شد.

تعریف سیستم گاز رسانی به روش CNG

CNG به معنای گاز طبیعی متراکم شده می ­باشد. در این روش ابتدا در جایگاه اصلی (ایستگاه مادر) گاز طبیعی در مخازن مخصوصی بسته به نوع مصرف تا فشار 200 بار یا 250 بار فشرده شده و از طریق ظرفیت ریلی، جاده­ ای یا دریایی (جهت صادرات) به مبادی مصرف منتقل می ­گردد.

* از جمله مزایای این طرح می­ توان به موارد ذیل اشاره نمود:

• عدم نیاز به احداث خط لوله به دلیل قابلیت حمل و نقل جاده ­ای، ریلی و دریایی مخازن مذکور
• عدم آسیب به محیط زیست به دلیل عدم نیاز به احداث خط لوله
• امکان تامین یا ارسال گاز مورد نیاز مناطق مسکونی صعب العبور و دور افتاده که دسترسی به شبکه سراسری گاز ندارند.
• گاز رسانی به صنایع کوچک در زمان­ های پیک مصرف گاز (فصول سرد سال)
• هزینه بسیار پایین انتقال گاز به روش CNG نسبت به هزینه ­های احداث خط لوله و ایستگاه ­های تقویت فشار بین راهی

* اصلی ­ترین بخش ­های طرح گاز رسانی به روش CNG به شرح ذیل می­باشد:

• نحوه جابجایی (بسته به نیاز داخلی یا صادرات خارجی متفاوت خواهد بود)
• فشار کاری
• مخازن CNG (بسته به ظرفیت مورد نیاز متفاوت خواهد بود)
• سبدهای ویژه حمل مخازن CNG
• ایستگاه مادر و دختر

در بخش­های بعدی موارد فوق­الذکر تشریح خواهد شد.

طرق مختلف انتقال گاز به روش CNG

به منظور گاز رسانی به مناطق داخلی کشور می­توان از ظرفیت ریلی (راه آهن) یا جاده­ای (تریلرهای ویژه حمل مخازن CNG) استفاده نمود. جهت صادرات گاز به سایر کشورها و حتی قاره ­های دیگر، علاوه بر طرق مذکور، گاز رسانی به وسیله کشتی و از طریق راه­ دریایی در مقیاس بزرگ انجام می ­گردد. در تصاویر زیر نمونه­هایی از تریلرهای ویژه گازرسانی CNG که شرکت کنسرسیوم صنعت نفت و گاز آکام طراحی و اجرا نموده، نشان داده شده است.

فشار کاری مخازن CNG

بسته به نوع کاربری مخازن (قابل حمل یا ایستگاهی) فشار کاری مخازن بین 200 بار و 250 بار متغیر خواهد بود. با فشرده سازی گاز طبیعی در مخازن تا فشار 200 بار (Psi 3000) حجم گاز تا 225 کاهش می­ یابد. توضیح اینکه محدودیتی برای افزایش فشارهای کاری مذکور وجود ندارد. با این وجود، نظر به اینکه با افزایش فشار کاری، ضخامت جداره و به تبع آن وزن مخازن CNG افزایش می ­یابد لذا مخازن مذکور به گونه­ای طراحی می ­شوند که فشار کاری مخازن قابل حمل بر روی تریلر یا قطار در فشار 200 بار و مخازن ایستگاهی یا جایگاهی در فشار 250 بار باشد.

مخازن CNG

می­ توان گفت مخازن CNG مهم­ ترین بخش پروژه­های گاز رسانی به روش CNG می­ باشند. به طور کلی این مخازن به صورت بدون درز[3] و از جنس فولادی و بسته به نوع ظرفیت مورد نیاز به صورت سیلندر (حداکثر تا 150 لیتر آبی) و جانبو تیوب (بیش از 150 لیتر آبی) طراحی و تولید می­ شوند. در تصویر زیر نمونه ­ای از جانبو تیوب ویژه انتقال گاز به روش CNG نشان داده است.

سبدهای[4] مخازن

طراحی، ابعاد و اندازه سبدها به تعداد مخازن و ظرفیت مورد نیاز جهت گازرسانی بستگی دارد. سبدهای ساخته شده توسط شرکت کنسرسیوم صنعت نفت و گاز آکام به گونه ­ای طراحی شده ­اند که امکان استفاده به صورت قابل حمل بر روی تریلر و ایستگاهی را به صورت توامان دارند و از این سبدها می­ توان برای گازرسانی و ذخیره سازی گاز CNG استفاه نمود. جهت کسب اطلاعات بیشتر به بخش خدمات و پروژه ­های سایت این شرکت مراجعه یا از بخش تماس با ما با کارشناسان این شرکت ارتباط حاصل فرمایید. 

در تصویر زیر سبدهای مخازن CNG را مشاهده می ­کنید که قابلیت بهره برداری به صورت جایگاهی (ایستگاهی) و قابل حمل (بر روی تریلر) را به صورت همزمان دارند.

ایستگاه­های مادر – دختر

عملیات شارژ گاز طبیعی در تریلرهای ویژه گازرسانی به روش CNG تا فشار 200 بار در جایگاه­ های سوختگیری CNG که در اصطلاحا به آن­ها ایستگاه مادر گفته می ­شود، انجام می­ گردد. به طور میانگین تریلرها به گونه­ای طراحی می شوند که در هر مرحله از شارژ ظرفیتی برابر با 5000 متر مکعب گاز طبیعی جابجا نمایند که مدت زمان شارژ برای تریلرهای با ظرفیت گاز رسانی به میزان 5000 نرمال متر مکعب با فشار سوختگیری 200 بار حدود 2 ساعت به طول خواهد انجامید. در تصویر زیر نمونه­ای از لحظه سوختگیری تریلرهای ویژه گازرسانی به روش CNG که شرکت آکام طراحی و اجرا نموده است، نشان داده شده است.

پس از سوختگیری تریلرهای مذکور به سوی مبادی مصرف منتقل خواهند شد. مهم­ ترین پارامتر در نقطه مصرف وجود ایستگاه تقلیل فشار (PRU) یا همان ایستگاه دختر می­ باشد. توضیح اینکه فشار گاز طبیعی در شبکه توزیع گاز شهری کمتر از فشار کاری مخازن می ­باشد (حدود 4 بار) لذا در مبادی مصرف می­ بایست تریلرها به ایستگاه دختر (ایستگاه تقلیل فشار) متصل شده تا گاز ذخیره شده در تریلرهای فوق­ الذکر با فشار مناسب در شبکه گاز شهری توزیع گردد.

[1]  Natural Gas

[2]  Compressed Natural Gas

[3] Seamless

[4]  Skids

ذخیره سازی گاز به روش SNG

مقدمه­

با توجه به اینکه ایران دارای ذخایر عظیم گازی همچون متان (گاز طبیعی)، پروپان و بوتان (گاز مایع) و... می ­باشد، لذا بسیاری از کارخانه ­های صنعتی اعم از فولادی، نیروگاهی و غیره به گونه­ ای طراحی شده­ اند که سوخت اول و اصلی واحدهای صنعتی مذکور گاز طبیعی می ­باشد. همچنین گاز طبیعی در حجم قابل ملاحظه­ ای به عنوان سوخت دوم خوردو (گاز طبیعی فشرده یا [1]CNG) و سوخت مورد نیاز واحدهای مسکونی نیز استفاده می ­شود. پالایشگاه ­ها و پتروشیمی­ های زیادی در کشور احداث گردیده که نه تنها حجم گاز طبیعی تولیدی آن­ها نیاز مصرف واحدهای صنعتی و مسکونی فوق­ الذکر را تامین می­ نماید بلکه ظرفیت صادرات به سایر کشورها را فراهم نموده­ اند. با این وجود، با برودت هوا و کاهش دما در فصل زمستان میزان مصرف گاز طبیعی خصوصا در بخش مسکونی ­آن ­چنان افزایش می­ یابد که از حجم تولید روزانه گاز کشور فراتر رفته و موجب ایجاد یک ناترازی در میزان تولید و مصرف می­ شود به نحوی که در سال­های اخیر به منظور تامین گاز مورد نیاز بخش مسکونی، گاز کارخانجات و صنایع را محدود نموده و بعضا منجر به توقف خط تولید ­آن­ها شده است. لذا همواره واحدهای تجاری، کارخانجات و صنایع به دنبال جایگزینی مناسب برای گاز طبیعی بوده تا بتوانند از حداکثر ظرفیت خط تولید خود در زمان اوج مصرف (فصل زمستان) استفاده نموده و از توقف تولید و تحمیل ضررهای مالی متاثر از آن جلوگیری نمایند. 

شرکت کنسرسیوم صنعت نفت و گاز آکام به عنوان مجری طرح­ های گاز رسانی و ذخیره سازی گاز به روش­ های CNG و [2]SNG و با تکیه بر دانش و تجربه متخصصین خود مفتخر است که با انجام طرح ­های گاز رسانی و ذخیره سازی گاز به روش CNG در اقصا نقاط کشور توانسته است حجم کوچکی از این مشکلات را در سال­های اخیر بر طرف نماید. لذا به منظور آشنایی بیشتر مخاطبین با توانایی ­های این شرکت و ارائه راهکار ها به کارخانجات و صنایع، در بخش بعدی به تشریح طرح­ SNG به عنوان سیستم جایگزین گاز طبیعی پرداخته می­ شود.

تعریف سیستم SNG (LPG + Air)

SNG یا گاز طبیعی مصنوعی (سنتز شده) در واقع مخلوط گازی حاصل از ترکیب LPG و هوا می ­باشد که با عناوینی چون Substitution Natural Gas، Propane – Air و LPG-Air نیز شناخته می ­شود. از سیستم SNG در صنایع به منظور اوج سایی[3] در برهه­ های زمانی اوج مصرف (فصل زمستان) استفاده می ­شود. همچنین از سیستم SNG می ­توان به عنوان سیستم پشتیبان آماده به کار[4] در زمان­ افت ­های­ ناگهانی فشار در خط تولید کارخانجات نیز استفاده نمود.

مایع سوختنی در سیستم SNG گاز مایع یا LPG می ­باشد. گاز مایع و گاز طبیعی (متان) ترکیب شیمیایی و به تبع آن ارزش حرارتی متفاوتی دارند. ارزش حرارتی گاز طبیعی و گاز LPG به ترتیب MJ/m3 35.60 و  Mj/Kg46 می ­باشد. لذا در صورتی که از گاز LPG به طور مستقیم به عنوان جایگزین گاز طبیعی استفاده شود، ضروری است که تمامی مشعل­های تجیزات گاز سوز عوض شود که این کار باعث صرف هزینه، زمان و توقف تولید جهت تعویض ادوات مذکور می ­گردد. لکن در طرح SNG، گاز LPG با هوا به نسبت مشخص ترکیب شده تا مشخصه حرارتی (شاخص Wobbe[5]) گاز LPG با مشخصه حرارتی گاز طبیعی یکسان گردد و بدون نیاز به تغییر مشعل ­های تجهیزات از مخلوط گازی LPG – هوا به عنوان جایگزین گاز طبیعی استفاده نمود.

در چه صنایعی می­توان سیستم SNG را جایگزین گاز طبیعی کرد؟

اجرای طرح SNG در صنایع وابسته به مکانیزم مصرف گاز طبیعی در خط تولید کارخانجات و واحدهای صنعتی می ­باشد. به طور کلی صنایع از گاز طبیعی عمدتا به دو صورت و به شرح ذیل استفاده می­ کنند:

• استفاده از گاز طبیعی در سیستم فرآیندی خط تولید مثلا به عنوان گاز احیایی (گازی که باعث حذف اکسیژن از آهن اسفنجی می­ شود) در کوره­ های احیای مستقیم به روش میدرکس. توضیح اینکه در این حالت روش SNG کاربرد نداشته و می ­بایست از روش ­های گاز رسانی یا ذخیره سازی گاز به روش CNG استفاده نمود. جهت کسب اطلاعات بیشتر مقاله گازرسانی و ذخیره سازی گاز به روش CNG مطالعه یا از قسمت تماس با ما با کارشناسان این شرکت ارتباط حاصل فرمایید.
• از گاز طبیعی به عنوان ماده سوختنی و صرفا به منظور ایجاد حرارت در تجهیزات استفاده می ­شود به عنوان مثال گاز سوختی کوره ­های پیش ­گرم و ذوب فلزات یا تجهیزات گرمایشی مثل بخاری و هیترهای صنعتی و... . توضیح اینکه در این حالت می ­توان از روش ذخیره سازی SNG یا CNG استفاده نمود.

تجهیزات اصلی یک سیستم SNG چیست؟

در شکل زیر شماتیک جریان فرآیندی (PFS[6]) یک سیستم ذخیره سازی SNG نشان داده شده است.

همان ­گونه که در تصویر فوق قابل مشاهده است، مهم ­ترین بخش ­های یک سیستم ذخیره سازی گاز به روش SNG به شرح ذیل می ­باشد:

• مخازن ذخیره گاز مایع
• بخارگر[7]
• واحد تولید هوای فشرده
• مخلوط­گر[8]
• مخزن آرامش[9]

واحد ذخیره سازی گاز مایع

گاز LPG در فشار اتمسفر و در دمای محیط در فاز گازی است. با این وجود این گاز در مخازن در فشار حدودا 17 بار و در دمای محیط به صورت فاز مایع قابل ذخیره سازی می ­باشد. توضیح اینکه گاز LPG در فاز مایع 270 برابر نسبت به فاز گازی فشرده­ تر می­ گردد و در نتیجه ظرفیت بیشتری از گاز LPG را در فاز مایع می ­توان ذخیره نمود. همان­ گونه که در بخش مقدمه گفته شد، ایران دارای منابع عظیم گازی می­ باشد و گاز LPG را به راحتی می­ توان در فصول گرم سال که تقاضا برای گاز کم می ­باشد و مازاد ظرفیت تولید وجود دارد از طریق راه آهن یا تانکرهای ویژه حمل گاز مایع تهیه و در مخازن مبادی مصرف ذخیره نمود. از انواع مخازن استوانه ­ای و کروی در ظرفیت ­های متفاوت می ­توان جهت ذخیره سازی LPG استفاده کرد.

واحد بخارگر (تبدیل LPG مایع به فاز گازی)

همان­ گونه که پیش ­تر گفته شد به منظور افزایش ظرفیت ذخیره سازی، LPG در فاز مایع در مخازن ذخیره می ­گردد لذا به منظور ترکیب مناسب با هوا باید در ابتدا در تجهیزی به نام بخارگر تبدیل به فاز گازی می ­گردد. بخارگر در انواع مختلف از قبیل شعله مستقیم، حمام آبی و نوع الکتریکی یا برقی و در ظرفیت ­های مختلف تولید می ­شوند. در تصویر زیر نقشه سیستم داخلی یک نمونه بخارگر از نوع شعله مستقیم نشان داده شده است.

واحد تولید هوای فشرده

این واحد شامل تجهیزاتی مثل پمپ­ها، کمپرسورها و خشک کن­ها (جهت حذف رطوبت هوا) می ­باشد که وظیفه تزریق هوای فشرده خشک به سیستم SNG را بر عهده دارد. کارخانجات و صنایعی که واحد تولید هوای فشرده آن ­ها توان تولید هوای مورد نیاز سیستم SNG را داشته باشد نیازی به احداث واحد جدید نمی ­باشد و تنها می ­توان یک انشعاب از سیستم موجود اخذ گردد و به سیستم SNG متصل نمایند.

مخلوط­گر

در این تجهیز هوای تولید شده و گاز مایع خروجی از کوره واحد بخارگر با نسبت مشخص (عموما 60 درصد گاز پروپان و 40 درصد هوا) ترکیب می ­گردد. در تصویر زیر نقشه شماتیک یک نمونه مخلوط­ گر نشان داده شده است.

مخزن آرامش

مخلوط گازی هوا و گاز خروجی از واحد Vaporizer دارای تلاطم می ­باشد، لذا به منظور کاهش این تلاطم، مخلوط گازی مذکور وارد مخزن آرامش شده و پس از سپری شدن مدت زمان مشخص، تلاطم گاز از بین رفته و سپس مخلوط گازی به خط لوله واحد صنعتی مورد نظر متصل می ­گردد. 

[1]  Compressed Natural Gas

[2]   Synthetic Natural Gas

[3]   Peak Shaving

[4]   Standby Back-up System

[5]  Wobbe Index

[6]  Process Flow Schematic

[7] Vaporizer

[8] Blender or Mixer

[9] Surge Tank

انواع روش ­های ذخیره سازی گاز

هدف ذخیره سازی گاز

به طور معمول، تقاضا برای گاز مایع در فصل های سرد سال (به علت استفاده از آن در وسایل و تجهیزات گرمایشی در ساختمان های مسکونی و تجاری) بالاتر است که این مسئله در سال ­های اخیر منجر به افت فشار شبکه سراسری گاز و در برخی موارد موجب قطع گاز کارخانه ­های پر مصرف و شهرک­ های صنعتی در فصول سرد شده است، لذا ذخیره سازی مقدار اضافه گازی که در فصل های گرم سال تولید می ­شود به عنوان راهکاری برای جبران افت فشار یا قطعی گاز در فصول سرد سال، مورد توجه صنایع قرار گرفته است.

انواع روش ­های ذخیره سازی گاز

 ذخیره سازی گاز به روش CNG

در این روش گاز طبیعی، در مخازن بدون درز فولادی (CNG Seamless Cylinder) تا فشار 200 بار متراکم شده تا از گاز ذخیره شده در شرایط ضروری استفاده ­گردد. بهره برداری از گاز ذخیره شده در مخازن مذکور نیازمند احداث ایستگاه تقلیل فشار گاز در محل مصرف می ­باشد.

از جمله مزایای این طرح می ­توان به موارد ذیل اشاره نمود:

• عدم نیاز به احداث خط لوله به دلیل قابلیت حمل و نقل جاده ­ای مخازن مذکور
• عدم آسیب به محیط زیست به دلیل عدم نیاز به احداث خط لوله
• امکان تامین یا ارسال گاز مورد نیاز مناطق مسکونی صعب العبور و دور افتاده که دسترسی به شبکه سراسری گاز ندارند.
• گاز رسانی به صنایع کوچک در زمان ­های پیک مصرف گاز (فصول سرد سال)
• هزینه بسیار پایین انتقال گاز به روش CNG نسبت به هزینه­ های احداث خط لوله و ایستگاه­ های تقویت فشار

یکی از مهم­ ترین معایب عدم استفاده از ذخیره سازی گاز به روش CNG در صنایع پر مصرف از قبیل ذوب فولاد، محدودیت ظرفیت ذخیره سازی مخازن که موجب افزایش تعداد مخازن مورد نیاز و افزایش هزینه­ سرمایه گذاری اولیه تامین مخازنCNG  می­ باشد.

  ذخیره سازی گاز به روش ANG 

در این روش، ذخیره سازی گاز نسبت به CNG در فشار بسیار پایین (در حدود 10%) انجام می شود. در این تکنولوژی ذخیره سازی و استفاده مجدد گاز بر طبق عملیات جذب و دفع سطحی کربن­های فعال (جاذب ­های سطحی) انجام می ­شود. در روش ANG جاذب سطحی نقش تعیین کننده ­ای بر عهده دارد بطوریکه بایستی حداکثر ظرفیت جذب را داشته باشند. جاذب ­ها دارای سطوح ویژه، حجم حفرات و به تبع دارای ظرفیت ذخیره سازی گوناگونی می ­باشند. بهینه سازی این عوامل می تواند باعث طراحی مخازنی با وزن و حجم کمتر و نیز میزان ذخیره سازی بیشتری گردد. یکی از مهم ­ترین محدودیت ­های این طرح هزینه ­ی بالای تامین جاذب ­های سطحی در دوره ساخت و بهره برداری می ­باشد.

  ذخیره سازی گاز به روش SNG 

 SNG يا Synthetic Natural Gas   از تركيب LPG  (Liquefied Petroleum Gas) و هوا بدست مي آيد. اين سوخت با توجه به خصوصيات منحصر به فرد خود مي تواند جايگزين مناسبي براي گاز طبيعي بوده و در صنایع پرمصرف نظیر نیروگاه ها کارخانجات فولاد و ذوب آهن و صنایعى که از کوره هاى عظیم استفاده مى کنند، به­ عنوان سوخت دوم مورد استفاده قرار گيرد. با توجه به بالاتر بودن ارزش حرارتی گاز مایع نسبت به گاز طبیعی، با ترکیب کردن گاز مایع با هوا، ارزش حرارتی گاز مایع معادل گاز طبیعی می ­گردد (Wobe Index).  از جمله مهم ­ترین مزایای استفاده از روش SNG به عنوان سوخت جایگزین صنایع پر مصرف، نسبت به روش CNG و ANG می­ توان به موارد ذیل اشاره نمود:  

يك سيستم توليد گاز SNG  شامل واحدها و تجهیزات زیر می­باشد:

1- واحد تخلیه گاز مایع یا واحد TTU (Trunk Transport Unloading Facility) 

گاز مایع یا LPG به دو گاز هیدورکربنی بوتان یا پروپان یا ترکیب آن ­ها گفته می ­شود که در دمای محیط در فاز مایع می ­باشند. LPG در پالایشگاه تولید شده و با استفاده از تانکرهای ویژه حمل گاز مایع (یا از طریق راه آهن) از پالایشگاه به واحد Unloading مبادی مصرف منتقل می ­گردد.

2 -واحد ذخیره سازی گاز مایع (Storage Tanks Unit) 

پس از تخلیه گاز از تانکر، گاز LPG در مخازن مربوطه ذخیره شده تا در شرایط بحرانی در خط تولید صنایع استفاده گردد. از انواع مخازن استوانه­ای و کروی در ظرفیت ­های متفاوت می ­توان جهت ذخیره سازی گاز مایع استفاده نمود.  

 3- پمپ­ها

از پمپ ­ها با ظرفیت­ های مختلف جهت انتقال سیال (گاز مایع، آب آتشنشانی و...) در خطوط لوله بین واحد های مختلف صنایع استفاده می ­شود. به عنوان مثال از پسمپ ­ها جهت انتقال گاز مایع از واحد مخازن ذخیره به واحد Vaporizer استفاده می ­گردد. 

4-دستگاه تبديل گاز مايع به بخار(Vaporizer)

وظیفه اصلی این واحد تبدیل گاز مایع به فاز بخار است. همان­ گونه که پیش ­تر گفته شد، به منظور کاهش ارزش حرارتی گاز مایع به گاز طبیعی (متان) باید گاز مایع را با هوا مخلوط کرد. لذا در ابتدا باید گاز مایع (بوتان یا پروپان) به فاز بخار تبدیل شده و پس از آن با یک ترکیب مشخص با هوا مخلوط گردد.

5- واحد تولید هوا

6-  مخلوط كن(Blender)،

وظیفه این واحد مخلوط (میکس) کردن هوای تولید شده و گاز مایع خروجی از کوره واحد Vaporizer با نسبت مشخص و انتقال مخلوط گازی مذکور به Surge Tank می ­باشد.

7- مخزن آرامش (Surge Tank)

مخلوط گازی هوا و گاز خروجی از واحد Vaporizer دارای تلاطم می ­باشد، لذا به منظور کاهش این تلاطم، مخلوط گازی مذکور وارد مخزن ارامش شده و پس از سپری شدن مدت زمان مشخص، تلاطم گاز از بین رفته و سپس مخلوط گازی به خط لوله واحد صنعتی مورد نظر متصل می­ گردد.  

با توجه به تجدید ناپذیری انرژی‌های فسیلی و اهمیت ارزش آنها، همچنین میزان افزایش سطح گازهای گلخانه‌ای و دی‌اکسید کربن (در حدود بیش از ۲۵۰ نوع ماده سمی از این طریق در اتمسفر رها می‌شود) لازم است که در مورد مبحث صرفه‌ جویی، جلوگیری از هدررفت و مصرف بهینه انرژی دقت نظر بیشتری اعمال شود.

اﺻـﻠﻲ‌ ﺗـﺮﻳﻦ راه اﺗـﻼف اﻧـﺮژی در ﭘﺎﻻﻳﺸﮕﺎه ها و چاه‌های نفت وگاز، ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻓﻠﺮﻳﻨﮓ است که ﻋﻤﺪﺗﺎ ﺑﻴﺸﺘﺮﻳﻦ ﻣﻴﺰان آﻻﻳﻨﺪه‌ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻧﻴﺰ از ﻫﻤﻴﻦ ﺳﻴـﺴﺘﻢ ﻣﺘـﺼﺎﻋﺪ ﻣﻲ‌شود. طبق بررسی‌های انجام شده، سالانه بیش از ۱۰۰ بیلیون مترمکعب گاز درجهان ازطریق سیستم فلر وارد اتمسفر می‌شود که حدود ۵ درصد ذخیره گاز جهانی است. به ازای هر بیلیون متر مکعب گاز، سرمایه‌ای معادل ۱۱۰ میلیون دلار از بین می‌رود که میزان قابل توجهی است.

حتی در پیشرفته ترین کشورهای دنیا بیش از یک دهه از عمر فناوری نوین بازیافت گازهای فلر نمی گذرد ، لذا این روش یکی از روشهای جدید برای استفاده از ضایعات پالایشگاهها می باشد.

از جمله کشورهایی که در زمینه بازیافت گازهای فلر فعالیت دارند می توان از ایالات متحده آمریکا ، ایتالیا ، هلند و سوییس نام برد .در کشورهای آسیایی و خصوصا کشورهای واقع در منطقه خاورمیانه ( بعلت نفت خیز بودن این مناطق ) فناوریهای بازیافت مواد زاید پالایشگاهی مثل گازهای فلر از اهمیت زیادی برخوردار می باشد .

ایران بعد از کشور روسیه و نیجریه، با رقمی معادل ۱۲ میلیون متر مکعب در سال، سومین تولیدکننده بزرگ گازهای فلر در جهان به شمار می‌رود. بانک جهانی تا سال ۲۰۳۰ کشورها را ملزم کرده است تا برای به صفر رساندن گازهای ناشی از فعالیت‌های صنعتی و آن بخش از گازهایی که از طریق سیستم فلرینگ در جو زمین منتشر می‌شود، راهکارهایی بیندیشند. به همین دلیل در بسیاری از کشورها قانون منع فلرینگ، مگر در شرایط خاص، اعمال می‌شود که عمده دلیل آن در ابتدا آلودگی شدید محیط زیست و در نگاهی دیگر، از بین رفتن سرمایه‌های هنگفت است. در این مقاله سعی شده تا روش‌های مناسب با توجه به شرایط و امکانات واحدهای فرایندی کشور و نیز توجیه اقتصادی آنها، مورد بررسی و معرفی قرار گیرد تا راهی باشد در مسیر کاهش آثار زیانبار زیست محیطی و نیز سرمایه‌های غیر قابل بازگشت ملی. 

1-گاز فلر

گاز فلر، شامل ترکیبات بسیار زیادی است که بخش عمده آن متان و اتان است. فلرینگ گاز، دلایل متعددی دارد:

۱-گاز فرایندی سوخته نشده

۲- گاز اضافی که امکان فراورش آن فراهم نیست

۳- بخارها و گازهای بالای مخازن

۴- گازهای خروجی از واحدها در زمان‌های Shutdown یا کاهش فشار

۵- گازهای خروجی در زمان‌های تعمیرات و نگهداری

۶- گازهای خروجی هنگام start up واحدهای فرایندی

۷- سوختن چاه‌های نفتی و گازی برای تمیز شدن چاه‌ها

۸- سوخت گازها در واحدهای بهره برداری. در مناطق نفت‌خیز جنوب و نفت مرکزی بیشترین میزان آلودگی زیست محیطی ایجاد می‌شود.

۲-روش‌های مختلف بازیابی گاز فلر

۱-۲  تزریق به چاه

یکی از راه‌های متداول برای جمع‌ آوری گازهای اسیدی و ترش، فشارافزایی و تزریق به مخزن برای افزایش بهره‌وری چاه‌هاست. برای این منظور، گازهای فلر پس از جمع‌آوری و عبور از قطره‌گیر، به سمت کمپرسورها هدایت می‌شود. انتخاب نوع و آرایش کمپرسورها از مهم‌ترین بخش‌های این طرح به شمار می‌رود. پس از فشرده‌سازی و افزایش فشار بر اساس میزان فشار مورد نیاز برای تزریق به چاه، گاز از طریق خط لوله وارد چاه می‌شود.

ﻣﺨﺎزن ﻧﻔﺖ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺧﺸﮑﯽ ﮐﻪ ﻗﺴﻤﺖﻫﺎی ﻋﻤﺪه‌ای از ﮔﺎزﻫﺎی ﻫﻤﺮاه آﻧﻬﺎ ﺳﻮزاﻧﺪه ﻣﯽﺷﻮد، ﻋﻤﺪﺗﺎً در استان‌های ﺧﻮزﺳﺘﺎن، اﯾﻼم، ﺑﻮﺷﻬﺮ، ﻟﺮﺳﺘﺎن و ﮐﺮﻣﺎﻧﺸﺎه ﻗﺮار دارﻧﺪ که با فشارافزایی می‌توان برای تزریق به سایر چاه‌ها از آن استفاده کرد.

۲-۲ استفاده مجدد به عنوان خوراک یا سوخت

با توجه به ترکیبات گاز فلر، در صورت شبیه بودن ترکیب درصد این گازها به خوراک بعضی از واحدهای پالایشگاه، می‌توان از آن در خوراک ورودی بعضی واحدها و یا به عنوان سوخت استفاده کرد. این کار در پالایشگاه گاز ایلام و تبریز انجام شده است. یک سیستم بازیافت گاز فلر، گاز را قبل از رسیدن به محل احتراق (بعد از خروج از قطره گیر) از لوله اصلی احتراق جمع‌ آوری و متراکم کرده و آن را برای استفاده مجدد در سیستم گاز سوختی پالایشگاه یا به عنوان خوراک سایر واحدها، سرد می‌کند. سیستم بازیابی گاز زائد، از مزایای دیگری مانند کاهش شعله مرئی در برج فلر و کاهش صدای ناشی از سوختن گازها در برج فلر برخوردار است.

۳-۲ استفاده از گاز فلر به عنوان سوخت کوره‌های آجرپزی، سفال‌ سازی و کارخانه‌های سیمان

جایگزینی نفت کوره با گاز طبیعی در کوره‌های آجرپزی، یکی از عوامل مؤثر بر کاهش آلودگی هوا و همچنین کاهش هزینه این کوره‌هاست. در مطالعات انجام شده، میزان کاهش آلاینده‌های هوا در نتیجه گازسوز شدن کوره‌های آجرپزی استان یزد مورد بررسی قرار گرفته است. با محاسبه میزان مصرف گاز طبیعی ۴۶ کوره آجرپزی استان یزد از ابتدای گازسوزشدن آنها تا پایان شهریور ۹۱ و میزان نفت کوره معادل آن بر اساس ارزش حرارتی آنها نتایج زیر به دست آمد:

از ابتدای گازسوزشدن کوره‌های آجرپزی استان یزد (از سال ۸۷) تا پایان شهریور ۹۱، از تولید و انتشار گاز CO2 به میزان۱۳۰۴۸۵/۷ تن و انتشار سایر آلاینده‌ها به میزان ۸۶۹۵/۶ تن به اتمسفر کاسته شده است. میزان صرفه‌جویی ریالی ناشی از گازسوزشدن این کوره‌ها طی این مدت، ۱۸۷/۶ میلیارد ریال بوده است. به نظر می‌رسد با توجه به آثار مثبت اقتصادی، زیست محیطی و بهداشتی ناشی از گازسوزشدن کوره‌های آجرپزی، برنامه‌ریزی و تأمین اعتبار برای گازسوز کردن سایر کوره‌های آجرپزی ضروری است.

۴-۲ سیستم تزریق گاز به داخل زمین برای مدفون سازی آن

درصورتی که میزان آلاینده‌هایی چون H2S و CO2 بسیار بالا باشد، عملا شیرین‌سازی و تصفیه این گاز به صرفه نیست و توصیه می‌شود این نوع گازها در عمق بسیار زیادی از زمین تزریق و عملا از چرخه خارج شوند، اگر چه با افزایش عمق تزریق، فشار بیشتری برای تزریق لازم است که به نوبه خود باعث افزایش هزینه عملیات می‌شود.

مخازن نفت و گاز تخلیه شده نیز گزینه مناسبی برای دفع گازهای اسیدی به شمار می‌روند؛ زیرا توانایی خود را در حفظ و نگهداری هیدروکربورها به اثبات رسانده‌اند؛ ولی باید اذعان داشت که یافتن این نوع مخازن آن هم در مجاورت محل جمع‌آوری گازهای اسیدی، کار ساده ای نیست.

میدان گازی پارس جنوبی، بزرگ‌ترین میدان گازی جهان است که از مقادیر قابل توجهی از گازهای CO2 و H2S برخوردار بوده و این گزینه می‌تواند راهکار موثری برای این معضل باشد.

۵-۲ تولید همزمان برق و گرما از طریق گازهای ارسالی به فلر

تولید همزمان برق و گرما از طریق گازهای ارسالی به فلر، بیشترین اثر را در صرفه جویی در مصرف گاز، سازگاری با محیط زیست و کاهش تلفات انرژی دارد. چنانچه درخواستی برای برق تولیدی وجود نداشته باشد، با بازگرداندن این گازها به پروسه و تولید بخار به وسیله گازهای خروجی از توربین‌های گازی، می‌توان از هرز رفت گاز جلوگیری کرد.

این نیروگاه‌ها از ترکیب توربین‌های بخار و گاز ساخته می‌شوند و بسته به نوع توربین‌ها، دیگ‌های بازیافت گرما و دستگاه‌های بازیابی، انواع متعددی دارند. استفاده از میکروتوربین‌ها باعث افزایش میزان بهره‌وری و کاهش آلودگی شده و از آنجا که دارای وزن کم و قابل حمل هستند، برای استفاده در مناطق حفاری و سکوها بسیار مناسبند. میکروتوربین‌ها توانایی کارکرد با سوخت‌های مختلف، از جمله گاز ترش را دارند.

مزایای استفاده از روش CHP

• افزایش راندمان تبدیل انرژی فسیلی به انرژی الکتریکی و حرارتی
• ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪﻫﺎی ﺗﺄﻣﻴﻦ اﻧﺮژی اوﻟﻴﻪ (الکتریسیته و گرمایی) ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه
• ﺗﺄﻣﻴﻦ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺑﺎ ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺑﺴﻴﺎر ﺑﺎﻻﺗﺮ
• اﻣﻜﺎن ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺪه اﺿﺎﻓﻲ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ
• بازیافت انرژی حرارتی تولید شده از طریق توربین‌های گازی
• کاهش مصرف سوخت برای تولید حرارت
• امکان تولید آب و هوای سرد با استفاده از چیلرهای جذبی
• امکان حضور طیف گسترده بخش خصوصی به دلیل سهولت تامین مالی

براساس مطالعات انجام شده در یک پالایشگاه نمونه در کشور، مشخص شد که استفاده از گازهای فلر به عنوان منبع سوخت گازی، گاز فلر را به میزان ۲۱۰۰۰ مترمکعب در ساعت کاهش داده و توانایی جایگزینی سوخت گاز معادل۴۸۱۰ مترمکعب در ساعت را دارد. مزیت دیگر استفاده از این سیستم، کاهش انتشار گازهای H2S CO2،SOx،NOx وCO به میزان ۹۰ درصد در این پالایشگاه نمونه بوده است. سیستم پیشنهادی شامل سه کمپرسور رینگ مایع، سه جداکننده افقی سه فازی، سه خنک کننده آبی همراه با لوله کشی‌ها و تجهیزات ابزار دقیق و کنترلی لازم است. این سیستم می‌تواند مقادیر و ترکیبات متغیر از گازهای فلر را دریافت کند و میزان سرمایه‌گذاری اولیه برای نصب آن حدود ۱/۴ میلیون دلار برآورد شده است. با در نظر گرفتن قیمت ۱۵ دلار به ازای هرمترمکعب سوخت گاز، ۶ دلار به ازای هر تن بخار مصرفی و 05/0 دلار به ازای هر کیلووات ساعت برق مصرفی، زمان بازگشت این هزینه با لحاظ کردن هزینه‌های تعمیر و نگهداری، استهلاک در مدت ۴ ماه است.

۳- نتیجه‌گیری

به نظر می‌رسد با توجه به موقعیت‌های مختلف فلرها و نیز ظرفیت و امکانات موجود برای هر واحد، می‌توان بر حسب توجیه‌های اقتصادی و فنی، یکی از راه‌حل‌های مذکور را مدنظر قرار داد تا گامی باشد در مسیر جلوگیری از هدر رفت سرمایه‌های ملی و نیز برخورداری از زمینی سبز و آسمانی آبی، به دور از آلاینده‌ها.

منابع:

۱٫ Engineering Science and Technology, an International Journal,  (Emeka Ojijiawo, Chike F. Oduoza, Nwabueze Emekwuru)

۲- راهنمای جامع تولید همزمان برق و حرارت، دفتر بهبود بهره وری واقتصاد برق و حرارت – وزارت نیرو

۳- بررسی تأثیر گازسوزشدن کوره های آجرپزی استان یزد در کاهش انتشار آلاینده‌های هوا-  مریم لاریجانی، محمد قانعیان، زهره عارف‌منش

۴- سامانه بازیافت گاز فلر، گروه نوآوری و توسعه فناوری‌های برق و انرژی وزارت نیرو، سال ۱۳۹۳

اهمیت رو به افزایش گاز طبیعی به عنوان یکی از حامل های تمیز انرژی و وجود منابع عظیم آن در جهان، کشورها را به شناسایی، اکتشاف، بهره برداری، تولید و تجارت گاز طبیعی تشویق و ترغیب کرده است .
صنعت گاز امروزه به یکی از پیشروترین منابع تأمین انرژی در جهان تبدیل شده است، به طوری که کارشناسان، آینده انرژی جهان را متعلق به گاز طبیعی می دانند. گاز طبیعی به دلیل مزایای زیست محیطی بسیار در مقایسه با حامل های عمده انرژی به ویژه نفت و فرآورده های حاصل از آن و نیز با توجه به روند سریع کاهش ذخائر سوخت های فسیلی دیگر مانند نفت و ذغال سنگ، به طور ملموسی مورد توجه قرار گرفته است .
شواهد نشان می دهد مصرف گاز طبیعی در سال 2025 معادل 176 تریلیون فوت مکعب خواهد بود که این رقم نسبت به رقم 90 تریلیون فوت مکعب مصرف گاز در سال 2001 حدوداً 2 برابر است و بر همین اساس سهم گاز در سبد انرژی از 23 درصد در سال 2001 به 28 درصد در سال 2025 خواهد رسید. به این ترتیب با توجه به در دست داشتن ذخائر عظیم گاز طبیعی و روند رو به رشد مصرف آن در جهان ضرورت ساخت تاسیسات تولید، فرآوری و مهم تر از آن انتقال گاز به بازارهای جهانی افزایش می یابد . به ویژه در کشورهای صنعتی که بازارهای گاز در آن ها از گستردگی بیشتری برخوردار هستند انتظار می رود، وابستگی به گاز طبیعی افزایش می یابد] 1[ اما از آن جا که اکثر میادین گاز طبیعی در جهان دور از بازار مصرف هستند، هزینه های مربوط به تولید، فرآوری و انتقال گاز طبیعی زیاد است. در چنین وضعیتی انتقال گاز به وسیله راه کارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها از اهمیت ویژه ای برخوردار است. همین مسئله باعث ایجاد روش های مختلف برای انتقال گاز طبیعی شده است که از جمله مهم ترین روش های فروش و صادرات عبارتند از خطوط لوله، گاز طبیعی مایع شده (LNG) ، گاز طبیعی متراکم شده (CNG) ، هیدرات گاز طبیعی (NGH) ، تبدیل گاز به فرآورده های مایع (GTL) و سپس فروش فرآورده های مایع ، استفاده از انرژی گاز برای تولید جریان الکتریسیته (GTW) و سپس فروش برق و بالاخره استفاده از انرژی گاز برای تولید محصولات با ارزش مورد نیاز (GTC) و فروش آن ها.

روش های متداول برای صدور گاز طبیعی

خط لوله
یکی از مهم ترین و آسان ترین راه های صدور گاز طبیعی به ویژه برای نواحی همسایه و نزدیک به هم، انتقال گاز از طریق خط لوله می باشد . در این روش پس از تعیین قطر خط لوله، مقدار گازی که به وسیله فشار انتقال می یابد، مشخص می شود و به منظور بهره برداری از حداکثر ظرفیت خطوط لوله و افزایش بازدهی در نقاط مصرف و امکان تکمیل و توسعه شبکه های شهری و خطوط صادرات گاز، از ایستگاه های تقویت فشار در طول خط لوله استفاده می شود. فشار خط لوله بسته به جنس لوله و عمر آن، معمولا بین psig 1100-700 می باشد. هم چنین با کاهش نیروی اصطحکاک در طول خط لوله و به کارگیری مواد مقاوم در مقابل خوردگی برای ساخت لوله، قابلیت عبور دهی جریان درخط لوله افزایش می یابد.خطوط لوله در خشکی اغلب از چندین مرز سیاسی عبور می کنند به همین دلیل نسبت به خرابکاری در کشورهای متخاصم آسیب پذیرند. به این ترتیب استفاده از این روش برای صدور گاز از ذخائر کوچک اقتصادی نیست.
با توجه به اهمیت گاز طبیعی به عنوان یکی از منابع مهم انرژی و روند رو به رشد مصرف آن در جهان و نیز با توجه به در دست داشتن ذخائر عظیم گاز طبیعی، ضرورت ساخت تجهیزات تولید، فرآوری و مهم تر از آن انتقال گاز طبیعی به بازار مصرف افزایش می یابد. اما از آن جا که اکثر میادین گاز طبیعی در جهان دور از بازار مصرف هستند، هزینه های مربوط به تولید، فرآوری و انتقال گاز طبیعی زیاد است. در چنین وضعیتی انتقال گاز به وسیله راه کارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها از اهمیت ویژه ای برخوردار است. همین مسئله باعث ایجاد روش های مختلف برای انتقال گاز طبیعی شده است که از جمله مهم ترین روش های فروش و صادرات عبارتند از خطوط لوله، گاز طبیعی مایع شده (LNG) ، گاز طبیعی متراکم شده (CNG) ، هیدرات گاز طبیعی (NGH) ، تبدیل گاز به فرآورده های مایع (GTL) و سپس فروش فرآورده های مایع ، استفاده از انرژی گاز برای تولید جریان الکتریسیته (GTW) و سپس فروش برق و بالاخره استفاده از انرژی گاز برای تولید محصولات با ارزش مورد نیاز (GTC) و فروش آن ها . در این تحقیق بسیاری از نکات مهم و مزایای هر کدام از روش های انتقال مورد بررسی قرار گرفته است. بررسی ها نشان داده است که انتقال گاز طبیعی به فواصل دور )مکان هایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نمی باشد( به صورت هیدرات گازی یا CNG با قیمت کمتر از LNG امکان پذیر و عملی است. مزیت رقابتی NGH یا CNG بر سایر روش های انتقال )غیر از خط لوله( این است که آن ها روش های ساده ای هستند و هزینه سرمایه کمتری نیاز دارند .
پستی و بلندی های کف دریا، شرایط سخت نصب و نگهداری خطوط و لزوم تقویت فشار در طول مسیر، برای فواصل بیش از 2000 مایل غیر اقتصادی می باشند . به این ترتیب هزینه های نصب خط لوله بسته به موقعیت مکانی ) پستی و بلندی ها، دوری و نزدیکی به ذخائر( و همچنین تعداد ایستگاههای تقویت فشار، به طور متوسط یک تا پنج میلیون دلار و یا بیشتر به ازای هر مایل می باشد. بنابراین فاصله، یک عامل بسیار مهم در تعیین هزینه های نهایی خطوط لوله به شمار می آید، و هزینه های نهایی به طور تقریبی متناسب با فاصله می باشد .

گاز طبیعی مایع شده (Liquefied Natural Gas)

گاز طبیعی مایع شده LNG که از سردسازی گاز طبیعی تا دمای 162 - به دست می آید، مایعی است بی بو، بی رنگ، غیر خورنده و غیر سمی که بخش اعظم آن را متان تشکیل می دهد و دارای مقادیر بسیار کمی اتان، پروپان، بوتان و نیتروژن می باشد. درفرآیند مایع سازی حجم گاز حدود 600 مرتبه کاهش می یابد بنابر این می توان گاز را به صورت مایع، برای عرضه به بازارهای دوردست و مکان هایی که امکان انتقال گاز از طریق خط لوله میسر نمی باشد، حمل کرد] 3[ از ژانویه 1959 وقتی که اولین محموله LNG از ایالات متحده به انگلستان انتقال یافت، تقاضای LNG به طور چشمگیری افزایش یافت، به طوری که در سال 2001 تقاضای LNG بیش از 100 میلیون تن در سال برآورد شده است . اکنون صدور گاز به صورت LNG به ژاپن، ایالات متحده و اروپا از میدان های گازی دور به دلیل پیشرفت فناوری و بازده ترمودینامیکی تجهیزات LNG اقتصادی است، ولی هنوز هم گران به نظر می رسد و اغلب هزینه ای معادل قیمت نفت، برای انتقال از ذخائر گازی به مخازن ذخیره دارد. در هر صورت هزینه های انتقال LNG به ازای هر مایل، از خط لوله کمتر است. نکته مهم این که، بهره برداری از ذخائر گازی کوچک برای تولید LNG اقتصادی نیست زیرا ظرفیت بالا و عملیات پیوسته موجب حفظ بازدهی ترمودینامیکی می شود و قیمت ها را کاهش می دهد بنابر این حجم های کوچک گاز از نظر اقتصادی برای تاسیسات LNG مناسب نیستند . [ 2[ هر واحد گاز طبیعی مایع از چند بخش اساسی فرایند تولید LNG ، حمل و نقل دریایی، تخلیه و بارگیری و نهایتاً تبدیل مجدد به گاز تشکیل یافته است که هرکدام از این بخش ها، سرمایه زیادی را طلب می کند. فرآیند تولید LNG ، شامل واحدهای جداسازی گازهای اسیدی، آب گیری ) برای جلوگیری از تشکیل هیدرات جامد در واحد مایع سازی(، مایع سازی گاز )در این واحد گاز تا دمای 162 - سرد شده و به حالت مایع در می آید(، واحد بازیافت گوگرد و مخازن ذخیره می باشد] 3[ پس از فرآیند تولید، گازطبیعی مایع شده (LNG) از مخازن ذخیره به وسیله کشتی های سرمازای ویژه ای به محل مورد نظر انتقال می یابد. سه نوع سیستم حمل و نقل در کشتی های مدرن LNG وجود داردکه عبارتند از :
سیستم کروی، سیستم غشایی و سیستم منشوری. معمولا 52 % کشتی ها از سیستم کروی، 43 % از سیستم غشایی و 5 % از سایر سیستم ها برای حمل LNG استفاده می کنند] 3[ از مزایای این روش ، حمل و نقل ساده تر گاز طبیعی مایع شده به مسافت های طولانی و کاهش مشکلات سیاسی به لحاظ عبور از آب های بین المللی است .
اما این روش صادرات نیز پیامدهای منفی به دنبال دارد که عبارتند از :
1 -صرف هزینه زیاد برای مایع سازی گاز طبیعی به علت نیاز به کار کردن در فشارهای بالا .
2 -با توجه به این که تجهیزات LNG در معرض دید بوده و نیز به آسانی قابل شناسائی اند، نسبت به حملات تروریستی آسیب پذیرند . [ 4[
3 -تمرکز مقدار زیادی گاز مایع شده در یک نقطه و خطرات ناشی از آن. از جمله مهمترین خطرات فیزیکی LNG عبارتند از آتش استخری )در نتیجه ریزش LNG در نزدیکی محل احتراق(، دمای پایین LNG و آسیب های ناشی از آن )آسیب رساندن به تجهیزات و پرسنل عملیاتی( و بالاخره انفجار بدون شعله )تغییر فاز سریع( که در نتیجه ریزش LNG به وجود می آید. در حقیقت اگر LNG در روی آب بریزد ولی بلافاصله مشتعل نشود با انفجاری بدون شعله به ابرهای بخار تبدیل می شود که این ابرها می توانند همراه جریان هوا حرکت کنند و در صورت رسیدن به شرایط احتراق مشتعل شوند . [ 4[

گاز طبیعی فشرده شده (compressed natural gas)

گاز طبیعی را می توان به صورت گازی و به وسیله مخازنی با فشارهای بالا انتقال داد. به طور نمونه می توان یک گاز طبیعی که دارای میزان قابل ملاحظه ای اتان و پروپان است را تا فشار psig 1800 و یک گازطبیعی که بخش اعظم آن متان است را تا فشار حدود psig 3000 فشرده کرد. گاز طبیعی در این فشارها، گاز طبیعی فشرده شده (CNG) نامیده می شود .
فناوری CNG یا گاز طبیعی فشرده شده، برای انتقال گاز در مسافت های طولانی، قابلیت مهمی به شمار می رود . CNG را می توان در کشتی های مخصوصی ذخیره و سپس به مقاصد مورد نظر حمل کرد. کشتی های CNG در ابتدا، دارای مخازن تحت فشار با دیواره های ضخیم )و بنابر این به لحاظ وزنی سنگین( بودند. اما اخیراً طرح های سبکتری پیشنهاد شده است. در یکی از این طرح ها، گاز در لوله های طولانی با دیواره های نازک )قطر خارجی 6 / 25 اینچ و ضخامت دیواره لوله 25 اینچ که به دور قرقره های بزرگی پیچیده شده اند، ذخیره می شود] 6[. در این روش کلیه لوله ها و ساختارهای وابسته همراه گاز انتقال می یابد ولی با این حال هزینه ساخت آن کمتر از مخازن تحت فشار است. کشتی های مجهز به این سیستم توانایی حمل 1 بیلیون فوت مکعب گاز طبیعی در حالت استاندارد را دارند. در روش دیگر،گاز در لوله هایی بلند و قطورکه به صورت افقی یا عمودی در محفظه های سرد شده و عایق بندی شده در کشتی تعبیه شده اند، ذخیره می شود و به منظور کاهش خطرات احتمالی، دمای این لوله ها در 20 - نگه داشته می شود. گاز برای ذخیره سازی به این روش می بایست خشک، فشرده وسپس سرد شود. در این روش کمپرسور و خنک کننده های مناسبی نیاز است ولی با این حال از روش گاز طبیعی مایع
(LNG) ارزانتر و به عقیده متخصصین تجهیزات آن ساده تر است. این کشتی ها توانایی حمل تا 2 بیلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد را دارند .
با استفاده از فن آوری CNG هم انتقال گاز از ذخائر کوچک )در مکان هایی که هیچ بازار یا خط لوله ای وجود ندارد( و هم انتقال مقادیر کم گازهای همراه با نفت که نمی توانند سوزانده یا تزریق شوند، ممکن می شود. هم چنین CNG می تواند به عنوان سوخت در وسایل نقلیه مورد استفاده قرار گیرد و از جمله مزایای به کارگیری CNG به عنوان سوخت، پایین بودن نسبت کربن به هیدروژن ) در نتیجه تولید CO کمتر ( و سطح بسیار پایین ترکیبات گوگردی آن است .
سادگی فرآیند تولید CNG وفناوری ساده تر ساخت کشتی های حمل آن نسبت به LNG ، طرح های CNG را به عنوان گزینه ای بالقوه برای انتقال گاز طبیعی مطرح کرده است .
مطالعات نشان می دهد مقادیر قابل توجهی گاز طبیعی )حدود 500 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد( را می توان به این روش و با هزینه ای کمتر از LNG انتقال داد . اما یکی از مشکلات اساسی عملی نشدن به کارگیری وسیع فناوری CNG در جهان، بالا بودن احتمال انفجار به دلیل فشار بالای گاز در مخازن لوله ای شکل است و با توجه به این نکته استفاده از این فناوری برای انتقال گاز تنها تا فواصل 2500 مایل مطمئن به نظر می رسد .

تبدیل گاز طبیعی به فرآورده های مایع و سپس صادرات و فروش آن ها (Gas to liquid)

امروزه یکی از راه کارهای مناسب برای انتقال گاز طبیعی، تبدیل گاز به فرآورده های مایع GTL از قبیل سوخت های پاک ، دیزل( ، روغن ها، واکس ها، آمونیاک، متانول، ماده اولیه برای ساخت پلاستیک )از قبیل اوره ، دی متیل اتر -که امروزه به عنوان سوخت وسایل نقلیه، جانشین LPG یا سوخت نیروگاه و نیز خوراک واحدهای شیمیایی استفاده می شود.( و... است . طی سال های اخیر با پیشرفت قابل توجه (GTL) ، این فناوری به عنوان یک گزینه مناسب و اقتصادی برای بهره برداری از ذخائر گازی مطرح شده است .
معمولاً فرآیند تبدیل گاز به فرآورده های نفتی مایع (GTL) شامل واحد های زیر است :
1 - واحد خالص سازی گاز : در این واحد گازهایی چون پروپان و بوتان (LPG) ، پنتان و اتان از گاز طبیعی جدا می شوند و گاز خالص سازی شده شامل متان و مقادیر کمی اتان است .
2 - واحد تولید گاز سنتز : در این مرحله متان و اکسیژن با استفاده از روش های موجود برای تولید گاز سنتز، هم چون تغییر مولکولی با بخار ، تغییر مولکولی خود گرمایی یا اکسیداسیون جزئی و ... با هم ترکیب شده و گاز سنتز تولید می کنند. گاز سنتز مخلوطی است از هیدروژن و منو اکسیدکربن که معمولا حاوی مقادیر کمی بخار آب و دی اکسید کربن نیز می باشد .
3 - واحد تولید هیدرو کربن های خطی مایع )واحد فیشر – تراپش( در این مرحله، گاز سنتز تحت فشار اتمسفر و درجه حرارت 300 - 100 در مجاورت کاتالیست های فلزی همچون
آهن، کبالت، نیکل، رتینوم یا رودیم، به صورت هیدرو کربن خطی در می آید . واحد سنتز فیشر- تراپس، واحد اصلی فرآیند (GTL) بوده و راکتور آن قلب کل فرآیند محسوب می شود .
4 - واحد پالایش، بهبود کیفیت و جداسازی محصول نهایی در این مرحله با استفاده از فرآیندهای پالایشگاهی محصولاتی چون گازوئیل ، نفتا ، نفت سفید و حتی بنزین یا
فرآورده های همچون روغن های روانساز و پارافین به دست می آید .
لازم به ذکر است که محصولات نهایی به دست آمده از فرآیند (GTL) اکثرا معادل فرآورده های نفتی حاصل از برج تقطیر پالایشگاه ها می باشد و اصطلاحا به آن فرآورده های میان تقطیری گفته می شود. از همین رو بعضا واژه Gas to liquid با استفاده از فرآیند فیشر تراپش را تبدیل گاز به فرآیند های میان تقطیری نیز می گویند .
از مزایای این روش انتقال می توان به حمل و نقل آسان و ارزان محصولات به دلیل مایع بودن آن ها، کیفیت بالاتر محصولات نسبت به سایر روش های تهیه، ارتقاء میزان بازدهی فرآیند احتراق در موتورها، اقتصادی بودن فرآیند به ویژه در مناطق دور دست، پایین بودن مشکلات زیست محیطی به دلیل سطح پایین گوگرد و ترکیبات آروماتیک و تولید محصولات گران قیمت اشاره کرد .

استفاده از گاز طبیعی برای تولید جریان الکتریسته و سپس فروش جریان برق (Gas To Wire)

در این روش ، گاز طبیعی به عنوان سوخت در نیروگاه ها برای تولید جریان الکتریسته مورد استفاده قرار می گیردو جریان الکتریسته از طریق کابل به مکان مورد نظر انتقال می یابد .
بنابراین ذخائر گاز دور از ساحل می توانند به عنوان سوخت در نیروگاه های )دور از ساحل( مورد استفاده قرار گیرند و سپس جریان الکتریسته از طریق خطوط انتقال برق به ساحل انتقال می یابد که متاسفانه نصب این خطوط نیز تقریبا به گرانی نصب خطوط لوله می باشد .
از مزایای این روش انتقال انرژی می توان به کاهش انتشار گازهای گلخانه ای، کاهش سر و صدا ، امنیت بالاتر ، ایجاد فضاهای خالی برای سایر تجهیزات در سکوها و کاهش پرسنل عملیاتی و در نتیجه کاهش هزینه های سکوها اشاره کرد .

استفاده از گاز طبیعی برای تولید محصولات با ارزش و سپس فروش آن ها (Gas To Commodity)

برای تولید محصولاتی از قبیل آلومینیوم، شیشه، آجر، سیمان و میله های آهنی و ... مقادیر زیادی انرژی نیاز است. در این روش گاز پس از تبدیل به نیروی الکتریکی و یا گرمایی برای تولید محصول مورد نظر مورد استفاده قرار می گیرد .
به این ترتیب انرژی گاز از طریق تبدیل به محصولات و کالاهای مورد نظر، وارد بازار مصرف می شود. از جمله معایب این روش هزینه بالای تجهیزات و لزوم واردات مواد خام برای تولید محصول مورد نظر است. به منظور به کارگیری روش (GTC) برای صدور انرژی می بایست بسیاری نکات از قبیل فرصت های بازار، ارزش رقابتی محصول، نوسانات قیمت، قیمت مواد خام و نیروی انسانی، هزینه تولید محصول و قیمت فروش آن و ... را در نظر گرفت .

هیدرات گاز طبیعی (Natural gas hydrate)
یکی دیگر از راه کارهای مناسب و ارزان برای انتقال گاز طبیعی، فناوری تبدیل گاز طبیعی به هیدرات گازی (NGH) است. به دنبال کشف این ترکیبات توسط سر همفری دیوی در سال 1810 ، تحقیقات زیادی بر روی هیدرات گاز طبیعی صورت گرفت و در سال 1934 ، هُمر اشمیت نشان داد که تشکیل کریستالهای هیدرات گازی باعث انسداد خطوط لوله انتقال گاز می شود. به این ترتیب با شناخت هیدرات گازی به عنوان عاملی مزاحم در خطوط لوله گاز، ایده انتقال گاز طبیعی به صورت هیدرات شکل گرفته است . [ 8[ هیدرات گازی محلول جامدی است که از ترکیب گازهای سبک هیدروکربنی )مانند متان، اتان، پروپان و ...( و یا گازهای سبک غیر هیدروکربنی )مانند دی اکسید کربن، نیتروژن و ...( با آب در دمایی نزدیک به نقطه انجماد آب و در فشارهای بالا تشکیل می شود. در واقع وجود پیوندهای هیدروژنی بین مولکول های آب باعث ایجاد حفره هایی در ساختمان کریستالی مولکول آب به عنوان میزبان می شود و این گازهای سبک در این حفرات به عنوان مهمان به دام می افتند. وجود نیروهای واندروالسی بین مولکول های گاز و آب باعث پایداری ترمودینامیکی این شبکه کریستالی می شود. در این نوع کریستال ها هیچ نوع پیوند شیمیایی بین مولکول های آب و مولکول گاز محبوس شده به وجود نمی آید .
مدت های مدیدی استفاده از هیدرات گاز طبیعی به منظور ذخیره سازی و انتقال گاز، تنها یک پدیده آزمایشگاهی محسوب می شد زیرا دانشمندان گمان می کردند، برای جلوگیری از تجزیه هیدرات گاز طبیعی به فشارهای بالا نیاز دارند و با توجه به این که ایجاد فشار بالا باعث افزایش هزینه ها می شود، استفاده از هیدرات گاز طبیعی به منظور ذخیره سازی و انتقال در مقیاس بالا مورد توجه قرار نگرفت. بر همین اساس به منظور کاهش هزینه ها بنش ) 1942 ( پیشنهاد داد به جای استفاده از فشار بالا برای جلوگیری از تجزیه هیدرات، از روش سرد سازی هیدرات تا دمای پایینی مانند 32 - استفاده شود ]8[ اگرچه سرد سازی هیدرات تا دمایی پایین تر از 32 - از نظر فناوری عملی و میسر می باشد، اما ذخیره سازی و انتقال حجم های بالایی از هیدرات با چنان دمایی به لحاظ اقتصادی امکان پذیر نیست. این مسئله به وسیله گودموندسون ) 1990 ( مورد بررسی قرار گرفت. او پیشنهاد کرد که هیدرات گاز طبیعی تا زیر دمای تعادلی سرد شود تا برای ذخیره سازی و انتقال در مقیاس زیاد، پایدار بماند اما بهتر است، هیدرات تحت شرایط نزدیک به
آدیاباتیک نگه داشته شود. به این ترتیب هیچ انرژی گرمایی اجازه ورود به سیستم را ندارد و سرعت تجزیه هیدرات کاهش می یابد. هم چنین او نشان داد که نرخ تجزیه هیدرات گاز طبیعی در فشار اتمسفری، در محدوده دمایی 5 - تا 15 - ، ناچیز است و پیشنهاد کرد که هیدرات گازی در زیر لایه ای از یخ به عنوان محافظ برای جلوگیری از تجزیه بیشتر، نگهداری شود] 8[ پس از فرآیند تولید، هیدرات گاز طبیعی به وسیله کشتی های ایزوله ویژه ای به محل استفاده منتقل می شود و با توجه به اینکه دمای حمل هیدرات بالاتر از دمای حمل LNG می باشد و نیز نیازی به فشارهای بالا بیش از psig 3000 مانند روش CNG ندارد، هیدرات گازی را می توان با سهولت بیشتری انتقال داد. از این رو فناوری ساخت کشتی های حمل هیدرات پیچیدگی بسیار کمتری نسبت به کشتی های حمل LNG و CNG خواهد داشت .
علاوه بر به کارگیری (NGH) برای ذخیره سازی و انتقال گاز طبیعی، این ترکیبات هم چنین در بسیاری فرآیندهای جداسازی از قبیل جداسازی دی اکسیدکربن، نمک زدایی از آب دریا و ... مورد استفاده قرار می گیرند و اخیرا با توجه به گرمای تجزیه بالای هیدرات گاز طبیعی (NGH) ، این ترکیبات می توانند در فرآیند خنک سازی نیز به کار گرفته شوند] 7[
علاوه بر این، امروزه مخازن بزرگ هیدرات حاوی متان در لایه های منجمد اعماق زمین و رسوبات دریاها درعمق های بیشتر از m 500 کشف شده اند که اگر به صورت صحیح مورد بهره برداری قرار گیرند، می توانند منبع انرژی عمده ای در 30 سال آینده باشند .

مقایسه NGH با سایر روش های صدور گاز

همان طور که قبلاً نیز اشاره شد فناوری هیدرات یک راه مناسب برای انتقال گاز و جای گزینی مناسب برای روش LNG به ویژه برای انتقال گاز از میادین گازی کوچک است. این روش انتقال در مقایسه با روش های LNG و GTL نسبتاً ساده، ارزان و بدون نیاز به فرآیند پیچیده است .
مقایسه نوعی بین فناوری های LNG و NGH برای انتقال 400 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد در هر روز به وسیله کشتی به فاصله km 5500 ، توسط گودموندسون و همکاران نشان داد که هزینه سرمایه نهایی برای استفاده از فناوری هیدرات گاز طبیعی (NGH) ، 1995 میلیون دلار و هزینه سرمایه نهایی برای استفاده از روش گاز طبیعی مایع شده (LNG) ، 2677 میلیون دلار است بنا بر این آن ها به این نتیجه رسیدند که هزینه زنجیره NGH ، 26 % کمتر از هزینه زنجیره LNG است. هم چنین آن ها نشان دادند که هزینه های انتقال NGH ، 25 % و تولید آن 36 % کمتر از LNG است در حالی که هزینه بازیافت گاز 9 % بیشتر از LNG است.
محاسبات اقتصادی بیشتر نشان می دهد که خط لوله بهترین روش برای انتقال گاز به فواصل کوتاه )کمتر از km 1000) ، NGH بهترین روش برای انتقال گاز به فواصل متوسط تا طولانی ) 1000 تا 12000 کیلومتر، LNG بهتر از GTL برای فواصل کمتر از 6000 کیلومتر و GTL بهترین روش برای فواصل بسیار طولانی )بیش از 12000 کیلومتر است. ]9[
اما مشکل اساسی در انتقال گاز به صورت هیدرات، حجم کمتر گاز منتقل شده نسبت به انتقال گاز به صورت LNG و CNG می باشد. بر اساس مطالعات انجام شده هر متر مکعب هیدرات شامل حدود 160 متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد است در حالی که هر مترمکعب LNG شامل 600 متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد و هر مترمکعب CNG شامل 200 متر مکعب گازطبیعی در شرایط استاندارد ) با فشار بالاتر از psig 3000 است. این موضوع در اقتصادی بودن طرح های انتقال گاز بخصوص برای فواصل دور بسیار پر اهمیت می باشد. با این حال، هنوز امیدهای زیادی برای به کارگیری فناوری هیدرات برای انتقال گاز طبیعی به فواصل دور دست وجود دارد.

نتیجه گیری

1 - خطوط لوله و LNG از مهم ترین و پرکاربردترین روش های انتقال گاز طبیعی به شمار می آیند. هزینه خطوط لوله متناسب با فاصله می باشد. هزینه انتقال گاز طبیعی به صورت LNG نیز به تناسب فاصله با بازار ولی با نرخ کمتر از خط لوله، افزایش می یابد، اما این روش انتقال به سرمایه گذاری اولیه بالایی نیاز دارد .
2 - روش های LNG و خط لوله برای انتقال گاز ذخائر کوچک به لحاظ اقتصادی مناسب نیست .
3 - GTW و GTL و به ویژه GTC روش های انتقال بالقوه ای هستند و باعث رشد در آمد اقتصادی کشور می شوند اما نیازمند سرمایه گذاری های عظیم می باشند. هم چنین روش GTL می تواند نیاز روز افزون به بنزین را کمتر کند. در روش GTC ، نوسانات قیمت محصول ولزوم بازاریابی مانع ترقی و توسعه این روش انتقال می شود .
4 - انتقال گاز طبیعی به صورت هیدرات یا CNG برای مکان هایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نیست با قیمتی کمتر از LNG امکان پذیر است. از مزیت های این روش نسبت به سایر روش های انتقال می توان به سادگی و هزینه سرمایه پایین آن ها اشاره کرد .

مراجع :

1- http://www.NIGC.ir
2-Thomas Sydney, Dawe Richard A., "Review of ways to transportnatural gas energy from countries which do not need the gas for domestic use", Energy 28 (2003) 1461-1477, 3 january 2002.
3- Javanmardi J., Nasrifar Kh., Najibi S.H., Moshfeghian M., "Feasibility of transporting LNG from South-Pars gas field to potential markets", Applied Thermal Engineering (2006), inpress.
4- Parfomak Paul W., Specialist in Science and Technology, Resources, Science, and Industry Division," Liquefied Natural Gas (LNG) Infrastracture Security: Background and Issues for congress", September 9, 2003.
5-www.gas.ir/rt_man/seminars/8409/GTL_Didari.pdf
6-Stenning D, Cran JA. The Coselle CNG carrier. Forum 23, 16th World Petroleum Congress, Calgary, Alberta,Ccanada, World Petroleum Congress, London W1N 3OE, UK; 2000.
7- Chatti Imen, Delahaye Anthony, Fournaison Laurence, Petitet Jean-Pierre,"Review Benefits and drawbacks of clathrate hydrates: a review of their of interest", Energy Conversion and Management 46 (2005) 1333-1343.
8- Gudmundsson J.S. and Hveding F.," Transport of Natural Gas az Frozen Hydrate", Norwegian Institue of Technology, ,Juane 1995.
9- Gudmundsson J.S., Andersson V., Lenk O.L. and Parlaktuna M., "Hydrate Concept For Capturing Associated Gas", Department to Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Norwegian University of Science and Technology, 7034 Trondheim.