مهندسی گاز ایران

شبیه‌سازی و بهینه‌سازی فرایند بازیابی اتان در پتروشیمی بندر امام

نوع مقاله : مقاله ترویجی

نویسندگان

1 کارشناسی‌ارشد مهندسی فراوری و انتقال گاز، دانشگاه صنعت نفت، دانشکدۀ نفت اهواز، اهواز، ایران

2 دپارتمان مهندسی گاز، دانشکدۀ نفت اهواز، دانشگاه صنعت نفت، اهواز، ایران، صندوق پستی: ۶۳۴۳۱

چکیده

گاز طبیعی از هیدروکربن‌های مختلفی تشکیل شده است که اکثر آن‌ها دارای ارزش اقتصادی خاص خود هستند. اتان یک مادۀ اولیۀ مهم پتروشیمی است. در این مطالعه، شبیه‌سازی و بهینه‌سازی فرایند بازیابی اتان در پتروشیمی بندر امام بررسی شده است. شبیه‌سازی کل فرایند با استفاده از شبیه‌ساز اسپن هایسیس (ورژن ۱۰) انجام شده است و برای محاسبۀ خواص ترمودینامیکی از معادلۀ حالت پنگ رابینسون استفاده شده است. با استفاده از شبیه‌سازی، ابتدا تأثیر مهم‌ترین پارامترهای حساس عملیاتی بر عملکرد فرایند بررسی شد و سپس دو پیکربندی بهبودیافته برای فرایند پیشنهاد گردید. از نتایج مطالعۀ موردی ما نتیجه گرفتیم که عملکرد فرایند باید با جریان برگشتی سرد اضافی که می‌تواند با عبور جریان بالای برج متان‌زدا از مبدل حرارتی (پیکربندی اول) یا از طریق فشرده‌سازی بخار بالای برج متان‌زدا با کمپرسور و عبور آن از شیر ژول-تامسون (پیکربندی دوم) فراهم شود، بهبود یابد. در پیکربندی اول با افزایش۳/۶۷درصدی جریان برگشتی، بازیابی اتان به ۹۶/۵۵درصد و در پیکربندی دوم با افزایش ۲۴/۵۸درصدی جریان برگشتی به ۹۹/۷۶درصد افزایش می‌یابد. تجزیه‌وتحلیل اقتصادی پیکربندی‌های جدید، مقرون‌به‌صرفه‌بودن این پیکربندی‌ها را اثبات می‌کند.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Simulation and Optimization of Ethane Recovery Process in Bandar Imam Petrochemical Company

نویسندگان [English]

  • Fazlollah Dehghani 1
  • Reza mosayebi Behbahani 2

1 Ahwaz Faculty of Petroleum, Petroleum University of Technology, Ahwaz, Iran

2 Department of Gas Engineering, Petroleum University of Technology, Ahwaz, Iran

چکیده [English]

Natural gas consists of various hydrocarbons, all of which have their own economic values. Ethane recovery provides ethane, which is one of the most important petrochemical feedstocks. In this study, simulation and optimization of the ethane recovery process in Bandar Imam Petrochemical in Iran was investigated. Simulation of the entire plant was carried out using the HYSYS (V.10) simulator, and the Peng-Robinson equation of state was used to calculate the thermodynamic properties. Using process flow diagram data, the accuracy of simulation was examined. At first, performance of the plant was investigated, then two improved configurations for the plant were examined. Results show that the plant performance must be improved by feeding back the additional cold reflux bypassing the top stream of demethanizer tower through heat exchanger (first configuration) or by compressing the top products of demethanizer tower and passing it through Joule- Thomson valve (second configuration). The first configuration increased ethane recovery to 96.55%, which was due to 3.67% increase of reflux flowrate; the second one enhanced ethane recovery to 99.76%, which was due to 24.58% increase of reflux flowrate. Economic analysis proved that new configurations are cost-efficient.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Ethane Recovery
  • Simulation
  • Optimization
  • Economic Analysis
  1. Kherbeck, L. and R. Chebbi, "Optimizing ethane recovery in turboexpander processes", Journal of Industrial and Engineering Chemistry, vol. 21, pp. 292-297, 2015.
  2. Bandoni, J., A. Eliceche, G. Mabe, and E. Brignole, "Synthesis and optimization of ethane recovery process", Computers & Chemical Engineering, vol. 13, no. 4-5, pp. 587-594, 1989.
  3. Mak J., "Low Pressure NGL Plant Configurations", Patent US, vol. 255012, p. A1, 2005.
  4. Jiang, H., S. Zhang, J. Jing, and C. Zhu, "Thermodynamic and economic analysis of ethane recovery processes based on rich gas", Applied Thermal Engineering, vol. 148, pp. 105-119, 2019.
  5. Vazquez-Esparragoza, J. J., G. A. Iglesias-Silva, M. W. Hlavinka, and J. A. Bullin, "How to estimate Reid vapor pressure (RVP) of blends", Bryan Research & Engineering, Inc., website, Encyclopedia of Chemical Processing and Design, vol. 47, pp. 415-424, 1992.
  6. Chebbi, R., N. Al-Amoodi, N. A. Jabbar, G. Husseini, and K. Al Mazroui, "Optimum ethane recovery in conventional turboexpander process", Chemical engineering research and design, vol. 88, no. 5-6, pp. 779-787, 2010.
  7. Younger, A. and P. Eng, "Natural gas processing principles and technology-part I", Gas Processors Association, Tulsa Oklahoma, 2004.
  8. [8]           Jalali, A., M. Lotfi, S. Zilabi, and A. H. Mohammadi, "Recovery enhancement of liquid hydrocarbons in dew point control unit of natural gas processing plant", Separation Science and Technology, pp. 1-8, 2019.
  9. Remesat, D. and P. Wenger, "Tray revamp for demethaniser ethane recovery", Petroleum technology quarterly, 2011.
  10. Manual book of C2/C3 recovery plant of Bandar Imam Petrochemical company.
  11. A. T. Inc., "Hyprotech HYSYS v10 User Guide", [Online]. Available: www.aspentech.com.
  12. Kazerooni, N. M., H. Adib, A. Sabet, M. A. Adhami, and M. Adib, "Toward an intelligent approach for H2S content and vapor pressure of sour condensate of south pars natural gas processing plant", Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 28, pp. 365-371, 2016.
  13. Mehrpooya, M., F. Gharagheizi, and A. Vatani, "An optimization of capital and operating alternatives in a NGL recovery unit", Chemical Engineering & Technology: Industrial Chemistry‐Plant Equipment‐Process Engineering‐Biotechnology, vol. 29, no. 12, pp. 1469-1480, 2006.
  14. Turton, R., R. C. Bailie, W. B. Whiting, and J. A. Shaeiwitz, Analysis, synthesis and design of chemical processes, Pearson Education, 2008.
مهندسی گاز ایران
دوره 6، شماره 2 - شماره پیاپی 10
اسفند 1398
صفحه 24-31
  • تاریخ دریافت: 05 اردیبهشت 1401
  • تاریخ پذیرش: 05 اردیبهشت 1401