واحد ۱۰۰ به عنوان نخستین نقطه دریافت گاز خام، میعانات گازی و آب گلایکولی از سکوهای فراساحلی میدان گازی پارس جنوبی—که یکی از عظیم‌ترین میادین گازی فراساحلی جهان به شمار می‌رود—عمل می‌کند. این واحد وظیفه دریافت و جداسازی سیالات چندفازی، پایدارسازی میعانات و آماده‌سازی گاز برای مراحل بعدی تصفیه را بر عهده دارد. فرآیندهای اصلی در این واحد عبارتند از: جداسازی گاز از مایع با بهره‌گیری از اسلاگ کچر (Slug Catcher) و جداكننده فشار بالا (HP Separator)، پیشگیری از تشکیل هیدرات از طریق تزریق مونو اتیلن گلایکول (MEG) و متانول، و کنترل جریان گاز و مایعات به سمت واحدهای پایین‌دستی. این واحد با بهره‌مندی از سیستم‌های ایمنی پیشرفته نظیر سامانه حفاظت در برابر فشار بالا (HIPPS) و سیستم قطع اضطراری (ESD)، عملیات ایمن و کارآمد هیدروکربن‌های پرفشار را پیش از ورود به مراحل بعدی فرآیند تضمین می‌نماید.
بررسی تخصصی واحد ۱۰۰: دریافت و فرآورش گاز در میدان گازی پارس جنوبی
میدان گازی پارس جنوبی، به‌عنوان یکی از عظیم‌ترین طرح‌های توسعه گاز فراساحلی جهان، مستلزم زیرساخت‌های پیشرفته‌ای در بخش‌های دریایی و خشکی است تا بتواند حجم قابل توجهي از گاز و مایعات استخراجی از بستر دریا را مدیریت نماید. در ابتداي فرايند فرآورش در خشکی، واحد ۱۰۰ که تأسیسات پذیرش (Gas Reception) را شامل می‌شود، وظیفه دریافت و پردازش اولیه جریان چندفازی متشکل از گاز، میعانات و آب گلایکولی دریافتی از سکوهای فراساحلی را بر عهده دارد.
در این مقاله، به بررسی دقیق نحوه عملکرد واحد ۱۰۰، اصول ترمودینامیکی حاکم بر فرآیند و سامانه‌های ایمنی که تضمین‌کننده عملیات پایدار هستند، خواهیم پرداخت.
۱. دریافت و جداسازی: اسلاگ کچر (Slug Catcher)
هنگامی که گاز و مایعات از سکوهای فراساحلی (SPD 23، 24، 25 و 26) استخراج می‌شوند، از طریق دو خط لوله دریایی ۳۲ اینچی به تأسیسات خشکی در عسلویه منتقل می‌گردند. در این محل، سیال چندفازی وارد اسلاگ کچر می‌شود که تجهیزی حیاتی برای جداسازی گاز از مایعات است و امکان فرآورش کنترل‌شده در واحدهای پایین‌دستی را فراهم می‌آورد.
چرا اسلاگ کچر؟
اسلاگ کچر برای مدیریت جریان‌های غیرقابل پیش‌بینی در خطوط لوله دریایی ضروری است. این خطوط می‌توانند حاوی اسلاگ‌ها —حجم‌های بزرگ مایع که در طول خط لوله تجمع یافته و حرکت می‌کنند— باشند. این اسلاگ‌ها در صورت عدم مدیریت صحیح می‌توانند اختلالات عملیاتی ایجاد کنند که اینجاست که اسلاگ کچر وارد عمل می‌شود.
طراحی و عملکرد:
اسلاگ کچر در واحد ۱۰۰ از نوع انگشتی (Finger-type design) است که از خطوط لوله شیب‌دار (Sloped pipelines/fingers) تشکیل شده و به سه بخش عملکردی تقسیم می‌شود. این بخش‌ها امکان جداسازی و مدیریت کارآمد جریان چندفازی (گاز، میعانات هیدروکربنی و آب گلایکولی) را فراهم می‌کنند. نحوه عملکرد به شرح زیر است:
۱. بخش جداسازی گاز-مایع:
- قسمت اول انگشت‌های شیب‌دار با شیب ۱:۲۰ طراحی شده است.
- این بخش اجازه می‌دهد تا گاز بالا رفته و از مایع جدا شود زمانی که جریان چندفازی وارد اسلاگ کچر می‌شود.
۲. بخش میانی:
- این یک منطقه انتقالی با طول اضافی در پایین دست خروجی گاز است.
- اطمینان می‌دهد که حتی در شرایط بار مایع بالا، مایعات مستقیماً به خروجی گاز نمی‌رسند.
- این بخش به عنوان محافظ برای جلوگیری از ورود مایعات به جریان گاز عمل می‌کند.
۳. بخش ذخیره‌سازی مایع:
- قسمت نهایی انگشت‌ها با شیب ۱:۱۰۰ برای ذخیره مایعات جدا شده (میعانات هیدروکربنی و آب گلایکولی) طراحی شده است.
- این بخش مایعات را جمع‌آوری کرده و به سمت مخازن مایع (Liquid bottles) هدایت می‌کند، جایی که جداسازی مایع-مایع بیشتری انجام می‌شود.
- مایعات از بخش ذخیره‌سازی به مخازن مایع افقی (Horizontal liquid bottles) منتقل می‌شوند، جایی که میعانات هیدروکربنی از آب گلایکولی جدا می‌شوند.
فشار عملیاتی نرمال در اسلاگ کچر ۷۶ بار است، اما در طول عملیات پکینگ/دیپکینگ (که در ادامه توضیح داده خواهد شد)، فشار می‌تواند تا ۱۰۹ بار نیز افزایش یابد.
۲. جداسازی گاز-مایع: جداکننده‌های فشار بالا (HP Separator)
پس از جداسازی اولیه در اسلاگ کچر، گاز وارد جداکننده‌های فشار بالا می‌شود. این مخازن استوانه‌ای عمودی، مایعات باقی‌مانده را از جریان گاز جدا می‌کنند. وظیفه اصلی جداکننده‌های فشار بالا، اطمینان از عاری بودن گاز از آلاینده‌های مایع پیش از ورود به واحدهای تصفیه گاز است.
ترمودینامیک جداسازی گاز
گاز ورودی به جداکننده‌های فشار بالا همچنان تحت فشار بالا (حدود ۶۹ بار) قرار دارد که این امر موجب میعان از نوع retrograde می‌شود—پدیده‌ای که طی آن با کاهش فشار، هیدروکربن‌های سنگین‌تر از فاز گازی جدا و به مایع تبدیل می‌شوند. این فرآیند تضمین می‌کند که میعانات باقی‌مانده جداسازی شده و به واحدهای تثبیت میعانات هدایت می‌شوند.
کنترل فشار و جریان:
- ایستگاه کاهش فشار: یک ایستگاه کاهش فشار (PV 0037 A/B) در پایین‌دست اسلاگ کچر نصب شده است تا فشار جریان گاز را به حدود ۶۹ بار کاهش دهد که فشار بهینه ورودی برای واحدهای تصفیه گاز (واحد ۱۰۱) است.
- کنترل جریان: جریان گاز به جداکننده‌های فشار بالا توسط شیرهای کنترل جریان تنظیم می‌شود که عملکرد پایدار را حتی در زمان نوسانات جریان ورودی از سکوهای فراساحلی حفظ می‌کنند.
جریان‌های خروجی:
- گاز: گاز عاری از مایعات به واحدهای تصفیه گاز (واحد ۱۰۱) هدایت می‌شود، جایی که تحت فرآیند تصفیه آمینی برای حذف H₂S (سولفید هیدروژن) و CO₂ قرار می‌گیرد.
- مایعات: مایعات جداشده از جداکننده‌های فشار بالا به واحدهای تثبیت میعانات (واحدهای ۱۰۳ و ۱۱۰) ارسال می‌شوند.
۳. تثبیت میعانات (Condensate Stabilization): فرآورش مایعات
پس از جداسازی مایعات (میعانات و آب گلایکولی) از گاز، این مواد در واحدهای تثبیت میعانات فرآورش می‌شوند. این فرآیند برای آماده‌سازی میعانات جهت ذخیره‌سازی و صادرات ضروری است و همچنین برای حذف آب و MEG باقی‌مانده که می‌توانند در فرآیندهای پایین‌دستی اختلال ایجاد کنند، اهمیت ویژه‌ای دارد.
فرآیند تثبیت:
فرآیند تثبیت شامل فلش‌کردن میعانات تحت دما و فشار کنترل‌شده است تا هیدروکربن‌های سبک‌تر (C₁, C₂) جدا شوند. این هیدروکربن‌های سبک مجدداً به سیستم گاز بازگردانده می‌شوند و میعانات تثبیت‌شده که مناسب برای ذخیره‌سازی و صادرات هستند، باقی می‌مانند.
پارامترهای کلیدی:
- فشار عملیاتی: میعانات معمولاً در فشار حدود ۲۹ بار تثبیت می‌شوند.
- دما: دمای مایعات بر اساس فصل متغیر است:
- تابستان: حدود ۲۲ درجه سانتیگراد
- زمستان: حدود ۵ درجه سانتیگراد
۴. تنظیم دما: جلوگیری از تشکیل هیدرات
تشکیل هیدرات یک چالش عملیاتی عمده در فرآوری گاز است، به‌ویژه در زمستان یا عملیات‌های گذرا مانند پکینگ یا دیپکینگ خط لوله دریایی. هیدرات‌ها ساختارهای جامد شبیه یخ هستند که هنگام همزیستی آب و گاز تحت فشار بالا و دمای پایین تشکیل می‌شوند و می‌توانند باعث انسداد خطوط لوله و تجهیزات شوند.
برای جلوگیری از این مشکل، واحد ۱۰۰ از یک گرم‌کن گاز برای افزایش دمای گاز خام قبل از ورود به واحدهای تصفیه گاز استفاده می‌کند.
گرم‌کن گاز (Gas Heater 100-E-101)
گرم‌کن گاز یک مبدل حرارتی پوسته و لوله‌ای (Shell-and-tube heat exchanger) است که از بخار کم فشار برای گرم کردن گاز خام تا دمای عملیاتی ایمن استفاده می‌کند.
هدف: اطمینان از اینکه دمای گاز بالاتر از آستانه تشکیل هیدرات است.
عملیات:
- دمای ورودی: در زمستان تا ۱۰ درجه سانتیگراد کاهش می‌یابد.
- دمای خروجی: در ۲۵ درجه سانتیگراد نگه داشته می‌شود.
- حالت بای‌پس: در تابستان، هنگامی که دمای گاز از ۲۵ درجه سانتیگراد بیشتر است، برای صرفه‌جویی در انرژی می‌توان از گرم‌کن بای‌پس کرد.
سیستم‌های کنترل
عملکرد گرم‌کن توسط موارد زیر کنترل می‌شود:
- کنترل‌کننده دما (TIC 0052): دمای گاز خروجی را پایش می‌کند.
- کنترل‌کننده جریان (FIC 0052): جریان بخار را برای دستیابی به دمای مورد نظر تنظیم می‌کند.
۵. پیشگیری از تشکیل هیدرات: تزریق MEG و متانول
علاوه بر تنظیم دما، بازدارنده‌های هیدرات (Hydrate inhibitors) نیز برای اطمینان از محافظت کامل خطوط لوله و تجهیزات تزریق می‌شوند. برای پیشگیری از این پدیده، MEG (مونو اتیلن گلایکول) و متانول در نقاط مختلف سیستم تزریق می‌شوند.
تزریق MEG:
MEG به جریان‌های گاز و مایع تزریق می‌شود تا از تشکیل هیدرات جلوگیری کرده و از خوردگی ممانعت کند. نقاط تزریق پیوسته MEG در موقعیت‌های زیر قرار دارند:
- پایین‌دست خروجی گاز اسلاگ کچر
- بالادست جداکننده‌های فشار بالا
- در نقاط بحرانی سیستم که خطر تشکیل هیدرات بالاست، به‌ویژه در حین عملیات پکینگ یا دیپکینگ خطوط لوله دریایی
تزریق متانول:
متانول در بالادست شیرهای کاهنده فشار تزریق می‌شود تا از تشکیل هیدرات در شیرهای کنترل جلوگیری شود. سیستم تزریق متانول به طور خودکار هنگام باز شدن شیر کنترل فشار (PV 0039) فعال می‌شود تا در شرایط اختلال فرآیندی، واکنش سریع تضمین گردد.
۶. پکینگ و دیپکینگ خط لوله دریایی
یکی از ویژگی‌های عملیاتی منحصر به فرد واحد ۱۰۰، توانایی آن در مدیریت پکینگ و دیپکینگ خط لوله دریایی است—فرآیندی که انعطاف‌پذیری عملیاتی بین تأسیسات فراساحلی و ساحلی را فراهم می‌کند.
پکینگ (شارژ خط):
هنگامی که تأسیسات ساحلی نرخ فرآورش را کاهش می‌دهند یا از سرویس خارج می‌شوند، سکوهای فراساحلی می‌توانند به تولید خود ادامه دهند و خط لوله دریایی را “شارژ” کنند. این عمل باعث افزایش فشار در خط شده و عملاً آن را به یک مخزن ذخیره‌سازی گاز تبدیل می‌کند. حداکثر فشار پکینگ ۱۰۹ بار است.
دیپکینگ (تخلیه خط):
زمانی که تأسیسات ساحلی به بهره‌برداری عادی باز می‌گردند، خط لوله دریایی از طریق کاهش تدریجی فشار “تخلیه” می‌شود و گاز اجازه می‌یابد به تأسیسات پذیرنده ساحلی جریان یابد.
این عملیات نیازمند مدیریت دقیق فشار و دما برای جلوگیری از تشکیل هیدرات و اطمینان از یکپارچگی سازه‌ای خطوط لوله و تجهیزات است.
۷. سیستم‌های ایمنی: سامانه HIPPS و ESD
با توجه به ماهیت عملیات فشار بالا در واحد ۱۰۰، سیستم‌های ایمنی مستحکمی برای محافظت از تجهیزات و کارکنان استقرار یافته است.
سیستم حفاظت فشار با یکپارچگی بالا (HIPPS: High Integrity Pressure Protection System)
HIPPS یک سد ایمنی حیاتی است که از افزایش فشار بیش از حد در سیستم جلوگیری می‌کند. اگر فشار در خط گاز پایین‌دست اسلاگ‌کچر از حدود ایمن تجاوز کند، HIPPS به‌طور خودکار با بستن شیرهای قطع اضطراری (ESDV)، سیستم را از سرویس خارج می‌کند. این سیستم از منطق رأی‌گیری دو از سه برای ترنسمیترهای فشار استفاده می‌کند که قابلیت اطمینان بالایی را تضمین می‌نماید.
سیستم‌های قطع اضطراری (ESD: Emergency Shutdown Systems)
در صورت بروز آتش‌سوزی، نشت گاز یا سایر شرایط اضطراری، سیستم ESD به‌طور خودکار تمامی شیرهای اصلی ورودی و خروجی را می‌بندد، واحد را ایزوله کرده و با تخلیه به سمت سیستم فلر، فشارزدایی می‌کند. این امر اطمینان حاصل می‌کند که هیدروکربن‌ها به‌طور ایمن تخلیه شده و از خرابی‌های فاجعه‌آمیز جلوگیری می‌شود.
۸. عملیات پیگرانی: نگهداری یکپارچگی خط لوله
در واحد ۱۰۰، عملیات پیگرانی بخش جدایی‌ناپذیر نگهداری و حفظ تمیزی و یکپارچگی خطوط لوله‌ای است که سیالات چندفازی را از سکوهای فراساحلی به تأسیسات پذیرنده ساحلی منتقل می‌کنند. پیگرانی به عمل فرستادن دستگاه‌هایی به نام پیگ درون خطوط لوله برای انجام وظایف مختلف مانند تمیزکاری، بازرسی یا جداسازی فازهای مختلف سیالات انتقالی اطلاق می‌شود.
پیگ چیست؟
پیگ یک دستگاه استوانه‌ای از جنس مواد مقاوم (معمولاً پلی‌اورتان یا فوم) است که به‌طور محکم درون خط لوله قرار می‌گیرد. پیگ‌ها برای تمیز کردن داخل خطوط لوله، حذف رسوبات و جداسازی سیالات مختلف (مانند گاز و مایع) استفاده می‌شوند. در برخی موارد، پیگ‌های بازرسی (معروف به پیگ‌های هوشمند) برای تشخیص خوردگی، ترک یا سایر مشکلات ساختاری درون خط لوله به کار می‌روند.
چرا پیگرانی در واحد ۱۰۰ ضروری است
با توجه به طول و پیچیدگی خطوط لوله زیردریایی (خطوط دریایی ۳۲ اینچ، هر کدام بیش از ۱۰۰ کیلومتر از سکوهای فراساحلی تا ساحل)، پیگرانی منظم برای موارد زیر ضروری است:
- حذف تجمع مایعات: میعانات و آب گلایکولی می‌توانند در خطوط تجمع یابند. پیگ‌ها به راندن این مایعات به سمت اسلاگ‌کچر کمک می‌کنند و از انسداد جلوگیری کرده و جریان بهینه را حفظ می‌کنند
- جلوگیری از تشکیل هیدرات: با حذف مایعاتی که می‌توانند در شرایط فشار بالا و دمای پایین یخ بزنند، پیگرانی از تشکیل هیدرات در خط لوله جلوگیری می‌کند
- تمیزکاری خط لوله: به مرور زمان، رسوبات، پوسته و محصولات خوردگی می‌توانند درون خط لوله تجمع یابند. پیگرانی این مواد را حذف می‌کند و اطمینان می‌دهد که خط لوله تمیز و عاری از انسداد باقی می‌ماند
- تشخیص مشکلات یکپارچگی خط لوله: پیگ‌های هوشمند مجهز به سنسور می‌توانند خوردگی داخلی، نشتی یا ضعف‌های ساختاری را تشخیص دهند و به اپراتورها اجازه می‌دهند قبل از وقوع خرابی، اقدامات پیشگیرانه انجام دهند
دریافت‌کننده پیگ در واحد ۱۰۰
پس از اتمام مسیر پیگ در خط لوله، پیگ به دریافت‌کننده در واحد ۱۰۰ می‌رسد، جایی که به‌طور ایمن بازیابی می‌شود و خط لوله می‌تواند به عملیات عادی خود ادامه دهد.
سیستم دریافت‌کننده پیگ شامل موارد زیر است:
- محفظه دریافت‌کننده پیگ (100-L-102/202): محلی که پیگ پس از عبور از خط لوله به آن می‌رسد
- شیرهای ایزوله‌کننده (MOVها و ESDVها): این شیرها دریافت‌کننده را از خط لوله اصلی جدا می‌کنند و امکان تخلیه ایمن پیگ را فراهم می‌کنند
- شیرهای تخلیه و درین: این شیرها امکان فشارزدایی و تخلیه دریافت‌کننده پیگ را قبل از باز کردن درب دسترسی برای بازیابی پیگ فراهم می‌کنند
- درب دسترسی: دربی ایمن که به اپراتورها اجازه می‌دهد پس از فشارزدایی دریافت‌کننده، پیگ را بازیابی کنند
روش پیگرانی در واحد ۱۰۰
فرآیند پیگرانی به‌دقت برنامه‌ریزی می‌شود تا هم ایمنی و هم کارایی تضمین شود. روند معمول به شرح زیر است:
- ایزوله کردن دریافت‌کننده پیگ: ابتدا دریافت‌کننده پیگ با استفاده از شیرهای دوبل بلاک و بلید (MOVها و ESDVها) از خط لوله اصلی جدا می‌شود. این کار اطمینان می‌دهد که هیچ گاز یا مایعی در حین آماده‌سازی برای پیگرانی نمی‌تواند وارد دریافت‌کننده شود
- فشارگيري دریافت‌کننده پیگ: قبل از دریافت پیگ، فشار دریافت‌کننده باید با فشار خط لوله یکسان شود. این کار با استفاده از شیر بای‌پس که اجازه می‌دهد گاز از خط لوله به‌آرامی وارد دریافت‌کننده شود، انجام می‌شود
- دریافت پیگ: پس از یکسان شدن فشار در دریافت‌کننده با خط لوله، شیرهای ایزوله‌کننده (MOV 0411, 0412) باز می‌شوند و اجازه می‌دهند پیگ از خط لوله وارد دریافت‌کننده شود. پیگ توسط فشار گاز پشت آن در خط لوله رانده می‌شود
- فشارزدایی و تخلیه دریافت‌کننده پیگ: پس از ورود پیگ به دریافت‌کننده، شیرهای ایزوله‌کننده مجدداً بسته می‌شوند. سپس دریافت‌کننده به سیستم فلر تخلیه می‌شود تا به‌طور ایمن فشارزدایی شود و مایعات تخلیه می‌شوند
- بازیابی پیگ: پس از فشارزدایی و تخلیه دریافت‌کننده، درب دسترسی باز شده و پیگ به‌صورت دستی خارج می‌شود
- بازگشت به عملیات عادی: پس از خارج کردن پیگ، دریافت‌کننده مجدداً آب‌بندی می‌شود، شیرهای تخلیه بسته می‌شوند و سیستم به عملیات عادی بازمی‌گردد و برای چرخه پیگرانی بعدی آماده می‌شود
ملاحظات ایمنی کلیدی
پیگرانی در صورت عدم اجرای صحیح می‌تواند خطرناک باشد، به‌ویژه با توجه به فشارهای بالای موجود در خطوط لوله گاز. در واحد ۱۰۰، چندین اقدام ایمنی برای تضمین عملیات پیگرانی ایمن در نظر گرفته شده است:
- شیرهای دوبل بلاک و بلید: این شیرها اطمینان می‌دهند که دریافت‌کننده پیگ قبل از فشارزدایی کاملاً از خط لوله ایزوله شده است
- پایش فشار: فشار در دریافت‌کننده پیگ و خط لوله به‌دقت پایش می‌شود تا از یکسان بودن آنها قبل از دریافت پیگ اطمینان حاصل شود
- سیستم‌های تخلیه و درین: این سیستم‌ها اطمینان می‌دهند که هرگونه گاز یا مایع باقی‌مانده قبل از باز شدن دریافت‌کننده به‌طور ایمن تخلیه می‌شود
- اینترلاک‌های مکانیکی: این تجهیزات از باز شدن درب دسترسی در زمانی که دریافت‌کننده هنوز تحت فشار است جلوگیری می‌کنند و ایمنی اپراتور را تضمین می‌نمایند
نتیجه‌گیری: نقش کلیدی واحد ۱۰۰
واحد ۱۰۰ به عنوان نخستین سد دفاعی در فرآیند پالایش گاز در تأسیسات خشکی پارس جنوبی عمل می‌کند. این واحد با انجام سه وظیفه اصلی – جداسازی گاز از مایعات، پایدارسازی میعانات گازی و ممانعت از تشکیل هیدرات – فرآورش بهینه جریان‌های چندفازی دریافتی از سکوهای فراساحلی را تضمین می‌نماید. قابلیت این واحد در کنترل فشارهای بالا و هماهنگی آن با سامانه‌های ایمنی پیشرفته نظیر HIPPS و ESD، جایگاه ویژه‌ای به آن در تأمین ایمنی و بازدهی زنجیره فرآورش گاز بخشیده است.
بررسی مشخصات فنی واحد ۱۰۰ نشان‌دهنده پیچیدگی و سطح بالای فناوری در صنعت مدرن فرآورش گاز است. این واحد با بهره‌گیری از فناوری‌های نوین جداسازی، راهکارهای مؤثر جلوگیری از تشکیل هیدرات و دستورالعمل‌های ایمنی جامع، بهره‌برداری ایمن و کارآمد از ذخایر عظیم پارس جنوبی را ممکن ساخته و گاز را برای عملیات پایین‌دستی و صادرات آماده می‌کند.