مدلسازي فرايند حذف رطوبت از گاز طبيعي به روش جذب سطحي با استفاده از جاذب هاي زئوليتي

Modeling of Natural Gas Dehydration Using Zeolite Absorbents

عمليات رطوبت زدايي يكي از مهمترين عمليات هاي در پالايشگاه هاي گاز مي باشد كه مي توان از اين طريق نقطه شبنم گاز را تنظيم كرد. در اين پژوهش واحد نم زدايي پالايشگاه گاز فاز ۱۹ پارس جنوبي با استفاده از داده هاي طراحي مدل سازي گرديد.اين ستون داراي دو لايه مي باشد كه با استفاده از زئوليت هاي 4A كه از مهمترين جاذب هاي رطوبت مي باشد پر شده است. ايزوترمهاي مختلف زيادي مورد مطالعه قرار گرفته شده و بهترين سينتيك موجود براي اين دو نوع جاذب انتخاب شده است. همچنين معادلات انتقال جرم، حرارت و سيالات و ديگر معادلات مورد بررسي قرار گرفته و براي اين ستون انتخاب شده است. پس از صحت سنجي عملكرد بستر در يك چرخه جذب و احيا مورد بررسي قرار گرفته و رطوبت بستر در طي فرايند جذب در طول بستر محاسبه گرديده شد. هم چنين براي فرايند احيا دما و دبي گاز ورودي مورد بررسي قرار گرفتند. نتايج نشان داد كه مي توان با تغيير در دبي و دماي گاز تا حدودي هزينه هاي عملياتي را كاهش داد. براي بهينه سازي فرايند احيا از روش رويه سطحي پاسخ استفاده گرديده شد. نتايج بهينه سازي نشان داد كه با گاز در دماي 170 درجه سانتي گراد و دبي 6500 كيلو مول در ساعت مي توان بستر را در مدت زمان 500 دقيقه احيا نمود.

The dehydratin operation is one of the most important operations in the gas refineries, which can be used to adjust the dew point of the gas. In this study, the demining plant of the South Pars gas phase 19 gas processing plant was modeled using design data. This two-layer column is filled with zeolites 4A, which is one of the most important moisture absorbers. Various isotherms have been studied and the best kinetics available for these two sorbents have been chosen. Also, the equations of mass, heat, and fluid transitions and other equations are considered and selected for this column. After verification, the substrate performance in a recovery and absorption cycle was investigated and the moisture content of the bed was calculated during the absorption process during bedding. Also, for the recovery process, the temperature and inlet gas flow rates were investigated. The results showed that by changing the gas flow rate and gas temperature, the operating costs could be reduced to some extent. To optimize the recovery process, a surface response method was used. Optimization results showed that the gas can be recovered at a temperature of 170 ° C and a flow rate of 6500 kM / h in a 500 minute period.