optimize the capturing of carbon dioxide in the gas sweetening process and save energy in gas...

4TH International Conference On Oil, Gas and Ptrochemical, Tehran Univrsity, Iran

)الزامی( ، ایمیل همایش، شماره تلفن فرد مکاتبه کنندهپتروگسمرکز پژوهش های صنعتی و معدنی 1

رهیگاز جز شگاهیگاز در پاال یساز نیریش ندیکربن در فرآ دیاکس یجذب د یساز نهیبه

و ذخیره انرژی در این واحد فرآیندی یریس

1سعید عالی پور

یران؛ ا -طراحی فرآیند؛ دانشگاه آزاد اسالمی واحد دشتستان –سعید عالی پور؛دانشجوی کارشناسی ارشد مهندسی شیمی [email protected]

چکیده

ر واحد دد که باش یم یعیگاز طب یساز نیریش ندیراندمان فرآ شیو افزا یاتیعمل طیشرا یساز نهیمطالعه به نیهدف از ا

تماس انیطه جربواس یعیگاز طب یساز نیریش اتیعمل یشگاهیواحد پاال نیگردد. در ا یانجام م یریس رهیگاز جز یشگاهیپاال

. ردیگیورت مصمحلول در آب، درون برج جذب یدرصد وزن 55 بیبا ترک MDEA نیماتانول آ ید لیمتمتقابل گاز ترش و محلول

نیریرود به مرحله شباشد، که قبل از و یم 58cو 53bar بیبه ترت یعیگاز طب یساز نیریش یبرا یاتیعمل یو دما یاتیفشار عمل

عات،یذب گازها در ماج ندیدر فرآ نکهیتوجه به ا بارسد. یم 53barبه فشار 23barتوربو کمپرسور، گاز از فشار کیتوسط یساز

و 23bar یاتیملعدر دو فشار یساز نیریبرج جذب واحد ش ق،یتحق نیباشند، در ا یفشار و کاهش دما دو عامل مطلوب م شیافزا

53bar یساز هیتوسط نرم افزار شب HYSYS شده است تا اثر فشار بر عملکرد برج و غلظت یطراح S2H 2 وCOنیریدر گاز ش

یاتیشار عملفدر MDEA نیو آم Piperazineاستفاده از ،یساز نهیبه نیدر ا دیجد دهیبرج مشاهده شود. ا یاز باال یخروج

23bar )عملکرد از برج جذب در به دام انداختن نیمشاهده بهتر یبرا)بدون وجود توربو کمپرسور S2H 2 وCOباشد. یم

کلمات کلیدی

سازی، نرم ، حذف دی اکسید کربن، نرم افزار شبیهCO2رج جذب، بهینه سازی برج جذب، شیرین سازی گاز طبیعی، حذف ب

Aspen HYSYSافزار

Optimize the capturing of carbon dioxide in the gas sweetening

process and save energy in gas refinery Sirri Island

Saeed Alipoor

Saeed Alipoor, Master student of chemical Engineering-Process design, Islamic Azad University Dashtestan-Iran [email protected]

ABSTRACT

The purpose of this study is optimize the operating conditions and increase the efficiency of natural gas

sweetening process in Sirri Island gas plant unit. In this refining unit the sweetening of sour gas is done

with a combination of 55% methyl Di Ethanol Amine in amine solution. Operating pressure and

operating temperature for natural gas sweetening respectively are 53bar and 58c and we have to increase

pressure of natural gas from 23bar to operating pressure (53bar). In this study, absorption tower is

designed in two operating pressure of 23bar and 53bar by the HYSYS simulation software to review the

pressure effect on tower performance and see concentration of HSS and CO2 in sweet gas in this two

operating pressure. New idea in this optimization is the use of Piperazine and MDEA amine in operating

pressure 23bar (without the turbo compressor) to view the best performance of the absorption tower for

CO2 and H2S capturing.

KEYWORDS

SIRRI, Absorber tower optimization, Amine sweetening process, CO2 capture, MDEA


)الزامی(، ایمیل همایش، شماره تلفن فرد مکاتبه کننده پتروگسعدنی مرکز پژوهش های صنعتی و م 2

مقدمه -1

امروزه گرم شدن کره زمین یک نگرانی و چالش جهانی می

و 2OC، افزایش غلظت باشد، با توجه به فعالیت های انسانی پیش رو

ن دیگر گازهای گلخانه ای در فضای اتمسفر و جو یکی از مهمتری

ن به می باشد که از عواقب آن میتواعوامل در رخ دادن این موضوع

ذوب شدن یخ های قطبی، ذوب شدن یخچال های طبیعی، باال آمدن

ین سطح دریا و تغییرات ویرانگر در الگوهای آب و هوایی کره زم

ز ادر جو، گاز های حاصل 2CO. منبع اصلی انتشار ]1[کرد اشاره

احتراق سوخت های فسیلی در فعالیت کارخانجات صنعتی مانند

درصد از 88حدود . [2]صنایع نفت و گاز و پتروشیمی می باشد

ذغال سنگ مصرف انرژی در جهان بخاطر سوخت های فسیلی مانند

به از سوخت های فسیلیو گاز طبیعی و نفت است. افزایش استفاده

د های مانند اکسی (GHGsانتشار مواد آالینده و گاز های گلخانه ای )

( کمک شایانی می 2CO ,CO,2SO,2NOنیتروژن، گوگرد و کربن )

ترش کند. این آالینده ها و گاز های گلخانه ای در مجموع گازهای

میبا دارا بودن سه 2COنامیده می شوند. در میان گاز های ترش،

رای درصدی در میان گاز های گلخانه ای، خطرناک ترین گاز ب 78.6

اند دانشمندان تخمین زده .[3]اتمسفر و جو زمین به شمار می آید

CO2ز تولید گاز های گلخانه ای ادر سراسر دنیا، 2030که تا سال

. [4]خواهد رسید 40.2GTهای فسیلی، به میزان حاصل از سوخت

راسرسضا و نیاز به انرژی بصورت روزانه در همچنین با افزایش تقا

حاصل از مصرف سوخت 2COدنیا، تخمین زده می شود که انتشار

ن تبیلیون 43.2بیلیون تن به 30.2از 2035های فسیلی در سال

لی، گاز طبیعی در مقایسه با دیگر سوخت های فسی .[5]خواهد رسید

ین ما ااخته می شود، یکی از تمیز ترین و پاک ترین منابع انرژی شنا

و دیگر گاز های ترش مانند 2COگاز نیز همچنان حاوی مقداری

S2HS, 2وH 2وجود .]6[به عنوان ناخالصی می باشدCO و دیگر

، گاز گازهای اسیدی در گاز طبیعی عالوه بر کاهش میزان کیفیت این

باعث ایجاد خوردگی و تشکیل یخ خشک در تجهیزات فرآیندی و

اهش . به منظور به حداقل رساندن و ک]6[ال گاز می شودخطوط انتق

بر محیط زیست و جلوگیری از کاهش ارزش حرارتی گاز 2COاثر

ز، طبیعی و ایجاد خوردگی در تجیزات فرآیندی و خطوط انتقال گا

ود از را قبل از اینکه به عنوان سوخت استفاده ش 2COمی بایست گاز

کنیک های زیادی از سوی امروزه ت گاز طبیعی جداسازی کرد.

از گاز طبیعی معرفی 2COمحققین و پژوهشگران برای جداسازی

عملیات ، [8]جذبجداسازی بوسیله شده است، مانند عملیات

و جداسازی جداسازی غشایی، [9]جداسازی بوسیله سرمازایی

.[10]شیمیایی

عملیات جداسازی بوسیله جذب یکی از متداول ترین روش های

از گاز 2COاده و مقرون به صرفه و موثر در جداسازی گاز مورد استف

طبیعی می باشد که با استفاده از یک محلول آبی حاوی آلکانول

درصد از 95در آمریکا، بیش از .[11]آمین ها صورت میگیرد

انجام می بر اساس شستشو و جذب 2COعملیات های جداسازی

ل آمین ها به عنوان شود که در آن از یک محلول آبی حاوی آلکانو

از متداولترین و معمول ترین .[12]حالل شیمیایی استفاده می شود

آلکانول آمین هایی که در عملیات جذب از آنها استفاده می شود می

(، متیل DEA، دی اتانول آمین )(MEA)توان به مونو اتانول آمین

DGA( و آمین های دیگری مانند MDEAدی اتانول آمین )

,DIPA وAMP در سال های اخیر آمین عالی .[13]اشاره کرد

MDEA 2گذاری مول های به علت ظرفیت باال در بارCO استحکام ،

و 2COحرارتی باال، تلفات بخار کم، واکنش غیر مستقیم با گاز

به یکی از مهمترین آمین ها ، 2COآنتالپی پایین در واکنش با گاز

نکته قابل ذکر .[14]ه استتبدیل شددر مقایسه با دیگر آمین ها

می باشد که بصورت MDEAتوسط آمین 2COدیگر، میزان جذب

آهسته و با سرعت کم اتفاق می افتد، از این رو برای حل این مشکل

در DEAو Piperazine, MEAمیتوان از آمین های دیگر مانند

و 2COبه منظور افزایش سرعت میزان جذب MDEAکنار آمین

از گاز طبیعی، 2COدر جداسازی MDEAد آمین بهبود عملکر

امروزه در صنعت سیستم ترکیبی آمین های . [15,16]استفاده کرد

MDEA+Piperazine بسیار محبوب می باشد که علت آن واکنش

و حرارت پایین حاصل از 2COبا گاز Piperazineپذیری باالی آمین

این سیستم است و نتیجه استفاده از 2COبا گاز MDEAواکنش

در فرآیند جذب و انرژی 2COترکیبی آمینی، افزایش میزان جذب

بنابراین .[17]مورد نیاز کمتر برای انجام این عملیات می باشد

ند یک روش موثر و میتوا MDEA+ Piperazineسیستم ترکیبی

از گاز طبیعی در عملیات جذب شیمیایی باشد 2COکارآمد در حذف

تواند معایبی داشته باشد، به عنوان مثال، اما این ترکیب نیز می

خوردگی و تخریب آمین در استفاده از آن از نظر میزان غلظت

محدودیت ایجاد می کند و باعث افزایش هزینه های راه اندازی می

میتواند بسیار خورنده تر الوه بر این آمین ترکیبی و مخلوطشود، ع

ت و چالش های آمین ها باشد )به خصوص در فرآیند احیا( و نوسانا

خود می تواند باعث آلودگی محیط زیست و افزایش هزینه های

. [18]عملیاتی گردد

امروزه شبیه سازی فرآیندی توسط کامپیوتر در صنعت یکی از

ی مابزار های موثر و کارآمد برای پیش بینی عملکرد یک فرآیند


)الزامی( مرکز پژوهش های صنعتی و معدنی ایران 3

ت و باشد. مزیت های این روش شامل افزایش سرعت روند تس

آزمایش فرآیند توسط مهندس طراح، رفع مشکالت ناشی از تست

هینهتجربی فرآیند مورد نظر، کمک به مهندس طراح در پیدا کردن ب

ط با رتباترین شرایط عملیاتی برای فرآیند، بررسی شرایط بحرانی در ا

ا اط بانجام فرآیند، جمع آوری اطالعات الزم و مورد نیاز در ارتب

، بررسی عملکرد فرآیند توسط مدل های مختلف عملکرد فرآیند

با تباطترمودینامیکی، برآورد هزینه های تجهیزاتی و عملیاتی در ار

راک ا خوانجام فرآیند مورد نظر و بررسی عملکرد فرآیند در ارتباط ب

در جنوب NGL SIRRI مجتمع. [19]های مختلف می باشد

ع شده است که شاملشرقی جزیره سیری در خلیج فارس ایران واق

واحد های جمع آوری گاز و بازیافت گاز طبیعی مایع می باشد.

گاز ترش می باشد که جهت MMSCFD 143.6خوراک این واحد

شیرین سازی در آن از رو تماس متقابل متیل دی اتانول امین

(MDEA.با گاز ترش استفاده می شود ) برای انجام شبیه سازی

به 23barت توسط یک توربو کمپرسور از فشار گاز ترش می بایس

53bar ول محل افزایش پیدا کند. در این مقاله ما ترکیبی جدید برای

زایش ه افآمین را ارائه کرده ایم که با استفاده از آن دیگر نیازی ب

ره ذخی فشار گاز نمی باشد و میتوان با حذف واحد توربو کمپرسور به

ه از. همچنین با استفاده ایمانرژی و حذف خطرات احتمالی پرداخت

این ترکیب جدید، گاز دی اکسید کربن را بصورت کامل از گاز

شیرین جداسازی نموده ایم.

شبیه سازی فرآیند -2

حذف ندیدر فرآ نیآم لهیبوس یاستفاده از روش جذب و جداساز

باشد که هنوز یم یصنعت ندیفرآ کیمتان یعیاز گاز طب CO2گاز

. گاز [20]دشو یبرتر شناخته م یتکنولوژ کیبه عنوان ایدر دن

یم نیآلف یواحد ها یبرا ازیگاز با ارزش و مورد ن کیمتان یعیطب

یپاکساز CO2 یدیاز گاز اس ستیبا یباشد که قبل از استفاده م

متان به یعیاز گاز طب یدیاس یگازها یگردد. حذف و جداساز

ها نیآم لهیوسشود که ب یشناخته م یعیگاز طب یساز نیریعنوان ش

که وارد یموجود در محلول آب نیآم ند،یفرآ نیشود. در ا یانجام م

و نییپانسبتا یدر دما یدیاس یشود، با جذب گازها یبرج جذب م

یگاز ها ینسبتا باال اقدام به جدا ساز یآزاد کردن آنها در دما

کند. در برج جذب از مرحله ورود یمتان م یعیاز گاز طب یدیاس

در یمختلف یبه برج واکنش ها یعیو گاز طب نیآم یحاو یآبمحلول

افتد، به صورت معمول، یاتفاق م انیدو جر نیا نیب یمختلف طیشرا

دهدیرخ م +Hبا انتقال نیو آم H2S نیواکنش ب لهمرح نیدر اول

در نیو آم CO2گاز نیواکنش(، اما واکنش ب ی)همراه با سرعت باال

واکنش(، در مرحله اول از نییبا سرعت پاباشد )همراه یدو مرحله م

یم لیکربن تشک دیاکس ینمک د ن،یو آم CO2گاز نیواکنش ب

کربنات را یب ونیشود و یدر آب حل م CO2شود و در مرحله دوم

درصد 50 عیبا محلول ما یگاز ورود انی.جر[21]دهد یم لیتشک

ا در وزنی آمین در برج جذب تماس پیدا کرده و یک واکنش گرماز

فشار باال درون این برج اتفاق می افتد که طی این واکنش محتویات

S2H 2وCO .موجود در گاز توسط محلول آمین جذب می گردند

توسط محلول آمین جذب گشته و محلول 2COو S2Hبخشی از

( را تشکیل می دهند. سپس گاز Rich Amineآمین غنی شده )

خش احیا توسط گرما از آن های مذکور که جذب آمین شده اند در ب

( را می دهند که Lean Amineجدا شده و تشکیل امین احیا شده )

این آمین پس از طی مراحل خاصی دوباره به برج جذب آمین پمپاژ

می گردد. مشخصات آمین های مورد استفاده در این واحد به شرح

از گاز ترش، با دو 2COو S2Hنحوه جداسازی ذیل می باشد.

با 2COم کامال متفاوت انجام می شود. بدین معنی که واکنش مکانیز

با محلول S2Hمحلول آمین یک واکنش تعادلی و آهسته و واکنش

آمین یک واکنش بسیار سریع می باشد. بنابراین در خالل یک

از گاز جدا می S2Hعملیات جدا سازی در برج جذب بخش اعظم

جذب محلول آمین می 2OCگردد در حالیکه تنها میزان محدودی از

H2S یدیگاز اس یگفته شده، جداساز حاتیبا توجه به توضگردد.

عیدر فاز ما CO2 یدیگاز اس یافتد و جداساز یدر فاز بخاز اتفاق م

مشاهده ریدر ز دیتوان یذکر شده را م یواکنش ها دهد. یمرخ

.دیکن

H2S + A min e ↔ [A mine e]H+ + HS- (1)

)2( -+ OH+ e] COOHO + A min e ↔ [A min 2+ H 2CO

CO2 + H2O + R2NH3 ↔ R2NCH4

+ + HCO-3 (3)

:ذکر شده اند ادامه واکنش های باال با جزییات بیشتریدر

( : Carbamate formationتشکیل نمک ) CO2 + 2R1R2NH ↔ R1R2NCOO- + R1R2NH2

+ (4)

حل شده : 2COهیدرولیز و تفکیک CO2 + OH- ↔ HCO3

- (5)

HCO3- ↔ CO2 + OH- (6)



( با Carbamate formationواکنش های تشکیل نمک )

جزییات بیشتر :CO2 + R1R3COHCNH + OH- ↔ R1R3COCO2CNH- +

H2O (7)

R1R3COCO2CNH- + H2O ↔ CO2 + R1R3COHCNH +

OH- (8)

تفکیک آب :

H2O ↔ H+ + OH+ (9)

با آمین : S2Hواکنش های

H2S ↔ H + HS- (10)

HS- + R1R2NH ↔ S- R1R2NH2+ (11)

توان اظهار نمود که ی مبا توجه به مطالب گفته شده در باال

با محلول آمین اساس فرآیند 2COو S2Hین سرعت واکنش تفاوت ب

جذب بوده و طراحی صحیح واحد نیز بر پایه تصمیم گیری دقیق

درباره زمان واکنش گاز و مایع انجام می پذیرد. از آنجا که سرعت

و S2Hو آب نسبت به سرعت واکنش 2CO2واکنش واسطه ای

را محدود به فاز گاز و واکنش S2Hنتر است، جداسازی آمین پایی

2CO .را محدود به فاز مایع در نظر می گیرند

شرح فرآیند -3

وارد مجتمع 143.6MMSCFDو 23barگاز ترش با فشار

NGL سیری شده که پس از عبور ازCompressor Feed Gas و

رد مرحله افزایش یافته و وا 53barگرفتن میعانات همراه، فشار ان تا

شیرین سازی می شود. نقشه فرآیندی واحد شیرین سازی گاز ترش

بصورت شبیه سازی شده در شکل شماره یک قابل مشاهده می باشد.

فرآیند کامل حذف گاز های اسیدی از گاز ترش )شیرین سازی گاز ترش( – 1شکل شماره

حال با نظر به اینکه احتمال بروز مشکل و از سرویس خارج شدن

می رود، ما به بررسی و مقایسه Feed Gas Compressorبرای

عملکرد واحد شیرین سازی در دو حالت شرایط با کمپرسور و شرایط

53barبدون کمپرسور می پردازیم.در شرایط طبیعی و فشار عملیاتی

ورودی و گاز شیرین شده مطابق درصد ترکیب و و مشخصات گاز

زیر می باشد. 3الی 1 لجداو



جزء مولی ترکیب

Methane 0.7067 Ethane 0.1145

Propane 0.0717 i-Butane 0.0121 n-Butane 0.0209 i-Pentane 0.0057 n-Pentane 0.0055 n-Hexane 0.0001

H2O 0.0022 Nitrogen 0.0058

CO2 0.0496 H2S 0.0052

MDEAmine 0.0000 Piperazine 0.0000

ترکیبات گاز ترش ورودی به برج جذب – 1شماره جدول جزء مولی ترکیب



H2O 0.0029 Nitrogen 0.0059

CO2 0.0415 H2S 0.0000


ترکیبات گاز شیرین خروجی از برج جذب – 2شماره جدول جزء مولی ترکیب

Methane 0. 0000 Ethane 0. 0000

Propane 0. 0000 i-Butane 0. 0000 n-Butane 0. 0000 i-Pentane 0. 0000 n-Pentane 0. 0000 n-Hexane 0. 0000

H2O 0.5000 Nitrogen 0. 0000

CO2 0. 0000 H2S 0. 0000


ترکیبات محلول آمین ورودی به برج جذب – 3شماره جدول



نسبت به سینی های برج جذب 53barدر فشار عملیاتی 2COجزء مولی گاز – 2شماره شکل

نسبت به سینی های برج جذب 53barفشار عملیاتی در H2Sجزء مولی گاز – 3شماره کلش

حال به بررسی نتایج در شرایط غیر طبیعی، یعنی از سرویس

ر در شرایط غی .می پردازیم 23barخارج بودن کمپرسور در فشار

طبیعی ورودی و گاز شیرین طبیعی درصد ترکیب و و مشخصات گاز

می باشد. 6الی 4جداول شده مطابق






H2O 0.0022 Nitrogen 0.0058

CO2 0.0496 H2S 0.0052


ترکیبات گاز ترش ورودی به برج جذب – 4شماره جدول جزء مولی ترکیب



H2O 0.0041 Nitrogen 0.0059

CO2 0.0445 H2S 0.0000


ترکیبات گاز شیرین خروجی از برج جذب – 5شماره جدول جزء مولی ترکیب



H2O 0.5000 Nitrogen 0. 0000

CO2 0. 0000 H2S 0. 0000





نسبت به سینی های برج جذب 23barدر فشار عملیاتی 2COجزء مولی گاز – 4شماره شکل

نسبت به سینی های برج جذب 23barفشار عملیاتی در H2Sجزء مولی گاز – 5شماره شکل



همانطور که مشاهده میکنید، در شرایط طبیعی و غیر طبیعی

در )در سرویس بودن کمپرسور و در سرویس نبودن کمپرسور( برج قا

، را بصورت کامل از گاز طبیعی جداسازی کند S2Hاست گاز اسیدی

ب صورت کامل از گاز طبیعی جذرا ب 2COاما نمی توان گاز اسیدی

و جداسازی کرد. حال در شبیه سازی شماره سه ما از ماده

Piperazine در کنار آمینMDEA استفاده میکنیم و عملکرد برج

را در حالت غیر 2COو S2Hدر جذب و جداسازی گاز های اسیدی

هده طبیعی کار پاالیشگاه یعنی از سرویس خارج بودن کمپرسور مشا

نیم. مشخصات و ترکیبات گاز طبیعی )گاز ترش( ورودی به میک

بل قپایین برج جذب مانند ترکیب مورد استفاده در دو شبیه سازی

االیمی باشد، تنها تغییراتی در ترکیبات محلول آمین ورودی به ب

آن را مشاهده می 7برج جذب رخ داده است که در جدول شماره

اره وجی از برج را در جدول شمهمچنین ترکیب گاز شیرین خر کنید.

مشاهده می کنید. 8




H2O 0.8300 Nitrogen 0. 0000

CO2 0. 0000 H2S 0. 0000






H2O 0.0098 Nitrogen 0. 0060

CO2 0. 0000 H2S 0. 0000


ترکیبات گاز شیرین خروجی از برج جذب – 8شماره جدول



(نسبت به سینی های برج جذبPiperazine)همراه با ماده 23barدر فشار عملیاتی 2COجزء مولی گاز – 6شماره شکل

(نسبت به سینی های برج جذبPiperazine)همراه با ماده 23barدر فشار عملیاتی S2Hجزء مولی گاز – 7شماره شکل



در برج جذب نسبت به سینی های برج 2COضریب انتقال جرم گاز – 8شماره شکل

برجدر برج جذب نسبت به سینی های S2Hضریب انتقال جرم گاز – 9شماره شکل



نتیجه گیری -4

هت واحد پاالیشگاهی گاز جزیره سیری، جطبق فرآیند کنونی در

23barانجام عملیات شیرین سازی، فشار گاز طبیعی می بایست از

ول افزایش پیدا کند، پس وجود یک توربو کمپرسور در ط 53barبه

، فرآیند برای افزایش فشار گاز جهت انجام عملیات شیرین سازی

باشد. در این پژوهش ما به بررسی عملکرد این واحد ضروری می

ر دپاالیشگاهی در دو حالت طبیعی و غیر طبیعی پرداختیم، یعنی

یر لت غحالت طبیعی که توربو کمپرسور در فرآیند قرار دارد و در حا

الت طبیعی که توربو کمپرسور در فرآیند قرار ندارد. در هر دو ح

خوب و راضی S2Hگاز اسیدی عملکرد برج برای جذب و جداسازی

ائه ه اربکننده می باشد اما در هر دو شرایط عملیاتی این واحد قادر

2COیک عملکرد خوب در جذب و جداسازی گاز اسیدی و خطرناک

نمی باشد.

ایده جدیدی که در این مقاله آزمایش شد، حذف کامل واحد

53barه ب 23barتوربو کمپرسور )که برای افزایش فشار گاز از

در محلول MDEAاستفاده می شود(، کاهش میزان مصرف آمین

جزء مولی ماده 0.0700جزء مولی و افزودن 0.1000آمین به

Piperazine به محلول آمین می باشد، طبق شبیه سازی و آزمایش

انجام شده با استفاده از این ترکیبات در محلول آمین ورودی به باالی

استفاده از واحد توربو کمپرسور و در فشار برج جذب، میتوان بدون

را بصورت کامل از 2COو S2Hهر دو گاز اسیدی 23barعملیاتی

جریان گاز طبیعی ورودی به برج، جذب و جداسازی کرد و گاز

تولید کرد. 2COو S2Hشیرین بدون گاز های خطرناک

ی، یاتبا استفاده از ترکیب جدید ارائه شده برای این شرایط عمل

ازی ساز واحد شیرین میتوان با حذف واحد فرآیندی توربو کمپرسور

به ذخیره انرژی در این واحد پاالیشگاه گازی جزیره سیری

ر ازپاالیشگاهی پرداخت، همچنین می توان گاز های اسیدی مورد نظ

ه را بصورت کامل از گاز طبیعی حذف کرد و گامی ب 2COجمله گاز

کره زمین، کاهش خطرات انسانی سوی کاهش میزان گرم شدن

منشا گرفته از این گاز خطرناک و افزایش سالمتی محیط زیست

برداشت.

مراجع -5

[

1]

A. M. Shariff, G. Murshid, L. K. Keong, M. A.

Bustam, and F. Ahmad, Solubility of carbon dioxide

in aqueous solutions of piperazine (PZ) at elevated

pressure, Advance Material Research, Vol. 917,

2014, pp. 144-150.

[

2]

A. T.Zoghi, F. Feyzi, and S. Zarrinpashneh,

Experimental investigation on the effect of addition

of amine activators to aqueous solutions of N-

methyldiethanolamine on the rate of carbon dioxide

absorption, International Journal of Greenhouse Gas

Control, Vol. 7, 2012, pp. 12-19. [

3] M. Hasib-ur-Rahman, M. Siaj, F. Larachi, CO2

capture in alkanolamine/room-temperatureionic

liquid emulsions: a viable approach with carbamate

crystallization andcurbed corrosion behavior, Int. J.

Greenhouse Gas Control 6 (2012) 246–252.

[

4] International Energy Agency, CO2 Emissions

fromFuel Combustion Highlights, Paris,2011.

[

5]

J. Conti, P. Holtberg, L. Doman, K. Smith, J.

Sullivan, K. Vincent, J. Barden, P. Martin,

C.Mellish, D. Kearney, International Energy Outlook

2011, US Energy Information

Administration,Technical Report No. DOE/EIA-

0484, 2011. [

6]

S. Garg, A.M. Shariff, M.S. Shaikh, B. Lal, A.

Aftab, N. Faiqa, VLE of CO2 in aqueous

potassiumsalt of L-phenylalanine: experimental data

and modeling using modifiedKent–Eisenberg model,

J. Nat. Gas Sci. Eng. 34 (2016) 864–872. [

7]

A. Ahmady, M.A. Hashim, M.K. Aroua,

Absorption of carbon dioxide in the aqueousmixtures

of methyldiethanolamine with three types of

imidazolium-based ionic liquids,Fluid Phase Equilib.

309 (2011) 76–82.

[

8]

A.L. Chaffee, G.P. Knowles, Z. Liang, J. Zhang,

P. Xiao, P.A. Webley, CO2 capture by

adsorption:materials and process development, Int. J.

Greenhouse Gas Control 1(2007) 11–18. [

9]

G. Xu, L. Li, Y. Yang, L. Tian, T. Liu, K. Zhang,

A novel CO2 cryogenic liquefaction andseparation

system, Energy 42 (2012) 522–529.

[

10]


Aftab, N. Faiqa, Selected physical propertiesof

aqueous potassium salt of L-phenylalanine as a

solvent for CO2 capture, Chem.Eng. Res. Des. 113



(2016) 169–181.

[

11]


Aftab, N. Faiqa, Measurement and predictionof

physical properties of aqueous sodium salt of L-

phenylalanine, J. Serb. Chem.Soc. 81 (2016).

[

12]

D. Camper, J.E. Bara, D.L. Gin, R.D. Noble,

Room-temperature ionic liquid−amine

solutions:tunable solvents for efficient and reversible

capture of CO2, Ind. Eng. Chem.Res. 47 (2008)

8496–8498. [

13]

A.M. Shariff, M.S. Shaikh, M.A. Bustam, S.

Garg, N. Faiqa, A. Aftab, High-pressure solubilityof

carbon dioxide in aqueous sodium L-prolinate

solution, Procedia Eng. 148(2016) 580–587.

[

14]

S. Paul, B. Mandal, Density and viscosity of

aqueous solutions of

(Nmethyldiethanolamine+piperazine) and (2-amino-

2-methyl-1-propanol+piperazine)from (288 to 333)

K, J. Chem. Eng. Data 51 (2006) 1808–1810. [

15]

Z. Feng, F. Cheng-Gang,W. You-Ting,W. Yuan-

Tao, L. Ai-Min, Z. Zhi-Bing, Absorptionof CO2 in

the aqueous solutions of functionalized ionic liquids

and MDEA, Chem.Eng. J. 160 (2010) 691–697.

[

16]

Z. Feng, M. Jing-Wen, Z. Zheng,W. You-Ting,

Z. Zhi-Bing, Study on the absorption ofcarbon

dioxide in high concentrated MDEA and ILs

solutions, Chem. Eng. J. 181(2012) 222–228.

[

17]

D. Fu, L. Qin, H. Hao, Experiment and model for

the viscosity of carbonated piperazine-N-

methyldiethanolamine aqueous solutions, J. Mol.

Liq. 186 (2013) 81–84.

[

18]

Z. Feng, M. Jing-Wen, Z. Zheng,W. You-Ting,

Z. Zhi-Bing, Study on the absorption ofcarbon

dioxide in high concentrated MDEA and ILs

solutions, Chem. Eng. J. 181(2012) 222–228.

[

19]

Kumar, S., Cho, J.H., Moon, I., 2010. Ionic

liquid-amine blends and CO2BOLs:Prospective

solvents for natural gas sweetening and CO2 capture

technology-Areview. Int. J. Greenhouse Gas Control

20, 87–116. [

20]

Li, L., Zhao, N., Wei, W., Sun, Y., 2013. A

review of research progress on CO2 capture,storage,

and utilization in Chinese academy of sciences. Fuel

108, 112–130.

[

21]

Berstad, D., Neksåa, P., Anantharaman, R., 2012.

Low-temperature CO2 removalfrom natural gas.

Energy Procedia 26, 41–48.