1

فرایند و تجهیزات

آموزش Slug Catcher (لخته گیر) در واحدهای پالایشگاهی

خرداد ۱۳, ۱۳۹۵ ۱۲:۴۱ ب.ظ

این پیام تبلیغاتی است

در صنعت گاز به عمل جداسازی گاز و میعانات گازی از سیلابه‌های همراه لخته‌گیری گفته می‌شود. در پالایشگاه‌ها واحد لخته‌گیر کار دریافت گاز، جداسازی گاز از سیلابه‌ها و انتقال آن به سیستم فرآورش را به عهده دارد. در بخش ورودی پالایشگاه، تعدادی لوله‌های موازی به صورت شیبدار وجود دارد که چون جریان ورودی به پالایشگاه سه فازی است، در اینجا باید جداسازی صورت گیرد. به عبارت دیگر، جریان ورودی به صورت لخته‌های مایع درون گاز است. این لخته‌ها در سیستم لخته‌گیر از جریان ورودی جدا می‌شوند.

تاسیسات دریافت گاز

در ورودی به پالایشگاه جریان سه فازی (آب و گلایکول، گاز و میعانات گازی) دریافتی از چاه‌ها که خوراک نامیده می‌شود با افت فشار مواجه شده و جداسازی اولیه انجام می‌گیرد. گازهای خروجی از جداساز به واحد شیرین‌سازی گاز ارسال می‌شود و میعانات به واحد تثبیت میعانات گازی فرستاده می‌شود.

  • واحد لخته‌گیر
  • واحد بازیابی، تزریق، ذخیره‌سازی، نمک‌زدایی اتیلن گلیکول
  • واحد پایدارسازی میعانات گازی
  • واحد پالایش آب اسیدی
  • واحد پشتیبانی پایدارسازی میعانات گازی

تعریف انگلیسی لخته گیر:

Slug Catcher is the name of a unit in the gas refinery or petroleum industry in which slugs at the outlet of pipelines are collected or caught. A slug is a large quantity of gas or liquid that exits in the pipeline


مروری بر واحد ۱۰۰ پالایشگاه های پارس جنوبی (دریافت گاز):

این واحد بنام تأسیسات پذیرش گاز می باشد در واقع در ورودی پالایشگاه قرار گرفته که گاز از سکوهای دریایی به صورت سه فاز ( گاز طبیعی , میعانات گازی , گلایکول وآب )  توسط خطوط انتقال ۳۲  اینچ  Sea line  به خشکی رسیده و وارد این واحد در ورودی پالایشگاه  می شود .

برای هر فاز پالایشگاه پارس جنوبی، یک واحد ۱۰۰ وجود دارد که هر کدام شامل بخشهای زیر می باشند:

۱-   Mani Fold ورودی و محل دریافت توپک (Pig Reciever)

۲- سیستم جداسازی گاز از مایع ومحل ذخیره سازی مایعات دریافتی که بنام سیلاب گیرشناخته می شود. Finger Type Slug Catcher.

۳-  سیستم انبساط گاز در ایستگاه کنترل فشار.

۴- سیستم (High Integrity Pressure Protection System) HIPPS و PSV جهت حفاظت Plant Downstream.

۵- قسمت جداسازی گاز ومایع در جداکننده های پر فشار. (هر واحد دارای دو جداکننده پر فشار عمودی می باشد که بصورت موازی کار می کنند.)

۶- گرم کن های گاز ترش جهت جلوگیری از تشکیل هیدارت در زمستان و در طی عملیاتPacking/Depacking.

وظیفه این واحد :

جدا کردن فاز مایع و فاز گاز از همدیگر و فرستادن فاز گاز به ردیفهای پالایشی (Train)جهت پالایش و تصفیه

فرستادن فاز مایع که شامل گلایکول , آب و میعانات گازی است به واحد ۱۰۳ جهت جداسازی و تثبیت میعانات گازی ( Stabliziation )

کاهش و کنترل فشار گاز توسط شیر کنترل فشار  Pv0037 در قسمت letdown station

گرفتن توپک های (Pigs  ) فرستاده شده از طرف سکو به خشکی توسط قسمت(Pig Reciever)

همانطور که می دانیم داخل خطوط انتقال گاز (Sea line) از دریا به خشکی اگر اجسامی مانند زنگ زدگی داخل لوله , لجن ,  … وجود داشته باشدو بخواهند آنرا تمیز نمایند از وسیله ای بنام pig  استفاده می.نمایند ,این pig   ها بسته به نوع کاربرد انواع متفاوتی دارند مانند:

–   pig   معمولی  که فقط برای تمیز کردن لوله به کار می رود .

–   Magnetic pig   که pig   آهن ربایی می باشد و برای جمع آوری تکه های سیم جوش واجسام آهنی به کار می رود .

–   Intelegent pig    که pig    هوشمند می باشد دارای تعدادی سنسور ( Sensor)می باشد که ضمن حرکت در لوله (Sea line ) تمامی اطلاعات مربوط به خوردگی و… را ثبت کرده و آنرا به کامپیوتر انتقال داده و آنالیز می نمایند. البته قطر همه pig  ها به اندازه قطر داخل لوله بوده و میتوان همزمان چندین pig  را به داخل لوله فرستاد و این pig  ها با فشار خود گاز  تقریبأ با اختلاف فشار ۱۲Barg  (۹۲ بار فشار در پشت pig   و ۸۰ بار فشار در جلوی pig  ) به سمت ساحل حرکت میکند که معمولأ امکان دارد بسته به نوع pig   این فشارها تغییر یابد .

سیستم کنترل فشار HIPPS   :

(Hight Integrity Pressure Protection System) : جهت کنترل فشار در حدود    Barg 82 به منظور محافظت تجهیزات واحد پایین دستی (واحد ۱۰۱) تعبیه شده است علاوه بر این سیستم شیر های اطمینان (PSVs) نیز در این واحد قرار داده شده است تا در صورت افزایش فشار به صورت ناگهانی گاز مازاد را به سمت مشعلهای پالایشگاه هدایت نماید.

pig   را در سکوی دریایی ( Plate form ) در داخل pig luncher   قرار داده و به سمت خشکی رها میشود و در خشکی در اولین قسمت از واحد ۱۰۰ توسط Pig Reciever با دستورالعمل خاصی به صورت ایمن گرفته شده و مسیر گاز از Pig Reciever جدا شده وبه مسیر عادیش برگردانده می شود .

سیال دو فازی ( گاز طبیعی , میعانات گازی وگلایکول )بعد از آن به سمت جداکننده های لوله ای که آنها را Finger Type Slug Catcher  می نامند حرکت کرده تا این دو فاز از هم جدا شود واین جداکننده شامل چهار قسمت میباشد که عبارتند از :

Gas & liquid separation area  که طول این قسمت ۱۳ متر و شیب آن ۲۰/۱ می باشد .

Inter Midiate section               که طول این قسمت ۲۳ متر و شیب آن ۲۰/۱ می باشد .

Slug catcher section            که طول این قسمت ۳۳۰ متر و شیب آن ۱۰۰/۱ می باشد .

Liquid buttel section

فاز گاز از مایع درهمان ۱۳ متر یعنی قسمت اول جداشده و توسط لوله های عمودی شکل,  Riser هایی به قسمت Letdown station منتقل شده که فشار گازدر این قسمت توسط شیرکنترل فشار Pv0037 کاهش یافته و از تقریبأ ۷۹ به ۶۸ بار می رسدو بعد از آن به یک جداکننده بنام Hp seperator وارد شده تا اگر مایعاتی همراه خود داشته یعنی در اصطلاح Carry over شده باشد جدا شود و بعد از یک گرم کننده گاز (Heater)عبورکرده تا ازدمای تقریبأ ۱۵٫۵ درجه سانتی گراد به ۲۲٫۵ برسدو بعد از آن به سمت ردیفهای پالایشی  ( Train)  راهی می شود .

فازهای مایع (میعانات گازی وگلایکول) به قسمت انتهایی Five Finger  که Liquid buttel   می باشد سرازیر شده و در آنجا تشکیل دوفاز که فاز زیرین گلیکول وآب و فاز بالایی میعانات گازی می باشد را می دهند و بعد از آن هر دو فاز به صورت مستقل فیلتر شده (به علت اینکه از پدیده emussion در کنترل ولو (Control valve) جلوگیری نمایند از هم جدا نموده وفیلتر می شوند اگر این کار انجام نمی شد ذرات هردو فازدرکنترل ولو به هم می چسبید و در واحد ۱۰۳ در قسمت Preflash drum از هم به راحتی جدا نمی شدند و مشکلات خاصی را در این واحد بوجود می آوردند)و دو باره بعد از فیلتر با هم مخلوط شده و به واحد ۱۰۳ فرستاده می شوند , لازم به ذکر است که خط گلایکول دارای سه فیلتر و خط میعانات گازی (Condensate )دارای دو  فیلتر می باشند که یک فیلتر از هر کدام همیشه به صورت آماده  (Stand by) بوده و در مواقعی که اختلاف فشار(Dp) در فیلترهایی که در service   می باشند از یک حد مجاز زیاد باشد آنها را تعویض نمایند.


بررسی تفصیلی واحد ۱۰۰ پالایشگاه های پارس جنوبی (دریافت گاز)

Slug Catcher: Unit-100 (سیلاب گیر) (Reception Facilities)

شرایط عملیاتی Slug Catcher: فشار ۷۴barg، حداکثر فشار ۱۰۹barg و دمای ۲۵c

شرایط طراحی Slug Catcher: فشار ۱۳۹bara و دمای ۴۰/-۲۹c

این واحد برای دریافت یک جریان چند فازی متشکل از گاز، میعانات گازی و آب حاوی گلیکول از خطوط لوله ۳۲″ زیر دریایی، طراحی شده است. هدف آن، جدا کردن گاز و مایعات، از هم می باشد. برای بالانس کردن فازهای ۲و۳ با هم، بین دو تا مسیر ورودی به سیلاب گیرها، Mov 0012 قرار گرفته است تا دو تا لاین را با هم ، هم فشار کند. گاز ترش دریافتی از سکو، در حالت معمول، Pig Receiver را By pass می کند و از طریق یک هدر به سمت سیلاب گیر جریان می یابد. هر نیمه Slug Catcher ازپنج شاخه لوله ۴۶” ساخته شده است که آن را انگشتی هم می نامند.

  فاز گاز از بالا و فاز مایعات از پایین جدا می شوند. فاز گازی پس از جداسازی اولیه به طرف HP Separators هدایت می شوند تا در آنجا مایعات بطور کامل از گاز جدا شوند. گاز خروجی از بالای سیلاب گیر، به Let Down Station می رود. فشار گاز، در قسمت Let Down Staition توسط شیرهای کنترل فشار، تنظیم می شود. ایستگاه کاهش فشار گاز به منظور نگهداشتن فشار بالا فرستاده می شود. سپس از یک Gas Heaterعبور داده می شود تا اگر دمای گاز کمتر از ۲۵c است؛ توسط بخارLP دمای گاز را به حدود ۲۵c برساند. آب حاصل شده از بخارات LP مورد استفاده در این مبدل در Condensate Pot جمع آوری می شود. اگر نتیجه تست آن که روزانه انجام می شود مناسب بود؛ آن را به واحد Utility می فرستند در غیر این صورت به بخش آبهای آلوده می رود. افزایش دمای گاز به این دلیل است که: چون گاز مرطوب است، اگر با دمای پایین به واحد شیرین سازی فرستاده شود؛ ممکن است در فاصله بین HP Separators تا U-101 باعث تشکیل هیدرات شود. هم پایین بودن و هم بالا بودن دمای گاز، میتواند باعث ایجاد Foaming در برجهای آمین شوند. گاز پس از افزایش دما، با عبور از به ترتیب PSV 0039, PT 0036 A/B/C,PT 0038, ESDV 0039,ESDV 0038, SDV 0036,PV 0037 A/B به واحد شیرین سازی ارسال می شود. (PV 0037 فشار را از ۷۸bar به ۷۲bar کاهش می دهد. PSV 0039 به Flare راه دارد.)

PT 0036 A/B/C را (۲OUT Of3) فعال می شوند. اگر به هر دلیلی فشار در خط بالا رود؛ ابتدا PSV 0039 فعال می شود و گاز را به Flare می فرستد. اگر از این طریق فشار افت نکرد؛ در مرحله بعد، PT 0038 در فشار ۷۶bar آلارم می دهد و SDV 0036 را می بندد. اگر باز هم فشار لاین تنظیم نشد و بالاتر رفت در فشار ۷۸.۲   bar ، سیستم HIPS (High Integrity Protection Systeam) فعال می شود. این سیستم که جهت حفاظت واحدهای پایین دستی در مقابل افزایش بیش از حد فشار گاز تعبیه شده است؛ اینگونه عمل می کند که اگر دو تا از سه تا PT 0036 آلارم بدهد، ۰۰۳۷ PV A/B , SDV 0036 , ESDV 0039 , ESDV 0038 را می بندد.

با وجود این شرایط عملیاتی، گاهی ممکن است که فشار در اینجا به ۱۱۰ bara نیز برسد که این افزایش فشار در اثر عملیات Packing در Sea Line رخ می دهد.

تولید در سکوها باید مطابق با نیاز پالایشگاه، تنظیم شود. هرگاه تولید سکو بیشتر از نیاز پالایشگاه باشد؛ با توجه به اینکه فشار گاز ارسالی به واحد شیرین سازی مشخص است، Slug Catcher , Sea Line می تواند Packed شود و به عنوان یک مخزن گازی در جهت انعطاف عملیاتی بین سکو و پالایشگاه استفاده شود.


این پیام تبلیغاتی است


ظرفیت طراحی تولید گازی این واحد، ۹۹۱ t/h است. میزان تولید واقعی آن:

در تابستان: ۹۰۱ t/h گاز (شرایط استاندارد(۲۵c and 74 barg وDry condensate 194 t/h

در زمستان: ۸۸۰ t/h گاز (شرایط استاندارد۲۵c and 74 barg) و Dry condensate 214t/h

در هنگامی که عملیات Pig رانی (pigging) در یکی از خطوط لوله زیر دریایی در حال انجام است، خط دوم در حالت تولید(Normal Operation) می باشد تا خوراک ورودی پالایشگاه را تامین کند.

در داخل HP Separators در مقابل جریان ورودی، Diffuser هم می شود. این Diffuser ها به صورت چند صفحه می باشد. به سیال ورودی، زمان ماند داده می شود تا مایعات بر اثر وزن خود پایین بریزند. بر سر راه خروجی گاز، مش قرار گرفته تا خروج مایعات جلوگیری کند.

همچنین بر سر راه خروجی مایعات هم، Vortex Breaker قرار گرفته تا از خروج گاز به همراه مایع جلوگیری کند و باعث ایجاد Erosion هم نشود.

فاز مایع در قسمت پایین سیلاب گیر که Liquid Breaker نام دارد جمع شده و در آنجا میعانات گازی و MEG، از یکدیگر جدا می شوند. این دو فاز پس از عبور از فیلتر مجددا با یکدیگر مخلوط شده و به همراه مایعات جمع آوری شده در HP Separators به سمت واحد ۱۰۳ هدایت می شوند. جداسازی میعانات گازی و گلایکول از هم قبل از فیلتراسیون به این علت است که این دو فاز با هم امولسیون تشکیل می دهند و فیلتر کردن آنها به خوبی انجام نمی شود. از طرفی اندازه گیری مقدار میعانات گازی ورودی بسیار مهم است که باید پس از جداسازی انجام شود.

نقاط تزریق MEG به جریان گاز در این واحد به طور پیوسته و نا پیوسته به شرح زیر می باشد:

تزریق MEG در این نقاط، توسط پمپهای ۱۰۰-P-105,100-P-104 A/B,100-P-103A/Bانجام می گیرد.

نقاط تزریق MEG توسط پمپ ۱۰۰-P-103A/B:

۱-به گاز خروجی از Slug catcher

۲-قبل از ۱۰۰-PV-0037 A/B برای جلوگیری از تشکیل هیدرات.(تزریق به صورت پیوسته)

۳-قبل از ۱۰۰-pv-0039 برای جلوگیری از تشکیل هیدرات در هنگام تخلیه فشار به Flare

۴-بعد از ۱۰۳-PV-0036 برای جلوگیری از تشکیل هیدرات در هنگام فرستادن off-Gas به Flare.

۵-قبل از اریفیس ۱۰۰-RO-0040 برای جلوگیری از تشکیل هیدرات در هنگام ایجاد افت فشار در hp SEPARATORها.

۲-۱-۲)Sweetening:Unit-101 واحد شیرین سازی گاز توسط MDEA

دلایل شیرین سازی گاز:

۱-جلوگیری از خوردگی: چون گاز ترش حاوی مقدار زیادی H2S می باشد؛ یونهای آزاد HSوH+ در محیط وجود دارند. H+ می تواند در دیواره لوله نفوذ کند. می تواند بر روی دیواره لوله تجمع کرده و باعث ایجاد تاولهای هیدروژنی شود. از طرفی واکنش بین H2SوFe باعث ایجاد FeSوH2 می شود.

۲-گاز H2S از نظر ایمنی بسیار مضر است. در غلظت های بالای ۱۰۰ppm سیستم تنفسی را از کار می اندازد.

۳-کاهش هزینه های انتقال: خطوط لوله ای که برای انتقال گاز ترش استفاده می شود؛ ضخامت بیشتری دارد. در ایستگاه تقویت فشار کمپرسورهای مورد استفاده برای گاز ترش باید دارای دیواره ضخیم تری باشند و گرانتر هستند.

۴-جلوگیری از مسمومیت MEG,Molecular Sieves و یا TEG مورد استفاده در واحدهای آبزدایی از گاز

۵-افزایش ارزش حرارتی گاز: چون در صورت ترش بودن گاز، مقدار زیادی از انرژی آن صرف بالا رفتن دمای H2SوCO2 می شود.

۶-جلوگیری از انتشار آلاینده ها در محیط زیست: وجود گازهای حاصل از سوزاندن H2SوCO2 در هوا باعث آلودگی هوا و بارش بارانهای اسیدی و در نتیجه آلودگی خاک می شود.

هدف از این واحد، شیرین سازی (جداسازی H2S) گاز خروجی از واحد ۱۰۰ می باشد. این واحد دارای ۴ تا Train مجزا می باشد.

گاز ورودی به این واحد، در ابتدا از یک درام به نام (۱۰۱-D-101)Knock out Drum عبور می کند تا مایعات آن گرفته شده و به برج وارد نشود. گاز خروجی از بالای آن، از فیلتر (۱۰۱-F-101) که از نوع Coaleser است عبور کرده و به سمت برج می رود. اگر مایعی وجود داشته باشد از پایین آن خارج شده و به سمت Pre Flash Drum واحد ۱۰۳ فرستاده می شود. در برج جذب، گاز از پایین وارد می شود و آمین از بالای برج به درون جریان گاز ریخته می شود. آمین مورد استفاده با غلظت ۴۵% می باشد. آمین را می توان بسته به هدف، از روی هر یک از ۴ سینی ۲۵،۲۷،۳۰ویا۲۳ به برج وارد کرد. با توجه به اینکه MDEAخاصیت Selectivity (انتخابی) دارد، ابتدا H2S،CO2 را هم جذب کنند؛ آمین را از سینی های بالایی وارد می کنند تا زمان تماس بین آمین و گاز بیشتر شود. گاز خروجی از بالای برج را پس از خروج از (۱۰۱-D-104) Reflux Drum برای جداسازی به واحد ۱۰۵ می فرستند. Rich Amine (آمین حاوی گاز H2S) خروجی از پایین برج، به (۱۰۱-D-102)Flash Drum وارد می شود. Flash Drum دارای دو قسمت است۴ تا Train 1مجزا می باشد.

گاز ورودی به این واحد، در ابتدا از یک درام به نام Knock out Drum (101-D-101) عبور می کند تا مایعات آن گرفته شده و به برج وارد نشود. گاز خروجی از بالای آن، از فیلتر (۱۰۱-F-101) که از نوع Coaleser است عبور کرده و به سمت برج می رود اگر مایعی وجود داشته باشد از پایین آن خارج شده و به سمت Pre Flash Drum 2واحد ۱۰۳ فرستاده می شود. در برج جذب گاز از پایین وارد می شود و آمین از بالای برج به درون جریان گاز ریخته می شود آمین مورد استفاده با غلظت ۴۵% می باشد. آمین را می توان بسته به هدف از روی هر یک از ۴ سینی ۲۵,۲۷,۳۰ و یا ۲۳ ، به برج وارد کرد. با توجه به اینکه MDEA خاصیت Selectivity (انتخابی) دارد، ابتدا H2S را جذب می کند؛ بعد از آن اگر H2S نبود؛ CO2 را هم جذب می کند

بنابراین هر گاه بخواند علاوه بر H2S ، CO2 را هم جذب کنند؛ آمین را از سین های بالایی وارد می کنند تا زمان تماس بین آمین و گاز، بیشتر شود، گاز خروجی از بالای برج را پس از خروج از Reflux Drum (101-D-104)، برای جداسازی، به واحد ۱۰۵ می فرستند Rich Amine (آمین حاوی گاز H2S ) خروجی از پایین برج، به Flash Drum (101-D-102) وارد می شود Flash Drum دارای دو قسمت است (۱۰۱-D-102 در شکل شماره ۱-۲-۱-۲) قسمت پایین آن مانند یک درام افقی است که یک بخشس مانند برج Packed کوچک است؛ روی آ.ن قرار گرفته است. اگر آمین به همراه گاز خارج شده باشد؛ از پایین Reflux Drum (101-D-104). به Flash Drum سمت برمی گردد. در Flash Drum به علت افت فشار ناگهانی که ایجاد می شود گاز همراه آمین در Flash Drum جدا شده و از بخش Packed بالای آن خارج می شود. از بالای بخش Packed ، یک لاین آمین وارد می شود تا باقیمانده گاز H2S را از گاز خروجی از این قسمت جدا کند گاز خروجی از این بخش توسط آزمایشگاه تست می شود اگر H2S آن کمتر از ۵۰۰ PPM بود، آن را به واحد ۱۲۲ می فرستند و چون فشار این گاز ۹ bar است؛ که برابر فشار Fuel Gas با فشار پایین (LP) است؛ به Gas افزوده می شود اگر H2S آن بیشتر از ۵۰۰ PPM بود، آن راه به MP Flare (Flare با فشار متوسط ) می فرستند. آمین از پایین Flash Drum به سمت برج دفع می رود. عمل جذب در برج ئجذب در فشار بالا و دمای پایین انجام می شود ولی عمل دفع باید در فشار پایین و دمای بالا انجام شود؛ به همین علت، آمین خروجی از برج جذب سرد است و آمین خروجی از پایین برج دفع گرم است. بنابراین Rich Amine راقبل ازورود به برج دفع، در Lean Amine  (۱۰۱-E-101) تماس می دهند تا Lean Amine  قبل از ارسال به تانک سردتر شود و Rich Amine1 هم گرمتر شود. Rich Amine پس از ورود به برج دفع، H2S خود را از دست می دهد. H2S خروجی به واحد ۱۰۸ فرستاده می شود Lean Amine 2پس از تبادل حرارت با آب دریا در (۱۰۱-E-103) به تانک آمین فرستاده می شود. یک لاین Fuel Gas  به بالای Flash Drum وارد می شود که در ابتدای راه اندازی، برای فشار گیری از آن استفاده می شود. همچنین زمانی که فشار Flash Drum افت کند (کمتر از ۶.۵ bar) ، از این لاین برای کنترل فشار، استفاده می شود اگر فشار ورودی (۱۰۱-D-101) Knock out Drum افت کند، آلارم Low  فعال می شود و SDV ورودی به واحد را می بندد در ورودی به برج جذب یک میکروپروسسور قرار دارد که فلوی ورودی را با توجه به مقادیر دما، فشار و فلوی جریان خروجی از فیلتر، بر حسبز ton/hr تنظیم می کند . اگر فلوی گاز ورودی به برج حذب زیاد شود، عملیات شیرین سازی به خوبی انجام نمی شود. ممکن است مقدار زیادی آمین به همراه جریان خروجی گاز، خارج شود و Flash Drum ، Level بگیرد و باعث ایجاد Foaming شود .

·        مهمترین عوامل ایجاد Foam (کف کردن):

۱-  پایین بودن دمای گاز ورودی

۲-  بالا بودن دمای گاز ورودی

۳-  تغییرات زیاد در دبی گاز ورودی

۱-  ورود ذرات جامد به همراه آمین به برج که معمولاً در اثر فیلتر نکردن آمین و یا اشباع شدن فیلتر رخ می دهد.

۲-  اگر برج دفع خوب کار نکند، H2S موجود در آمین بالا می رود.

۳-  اگر آمین گرم شود  و تجزیه شود.

۴-  اگر مقدار Anti Foam تزریقی بیش از حد لازم باشد (بیشتر از ۴ lit/hr)

روشی که برای جمع کردن کف و هیدروکربنهای مایع از روی آمین انجام می شود را Skimming گویند. کف های جمع آوری شده به Skimming Pot فرستاده می شود. برای مشخص کردن عامل ایجاد Foam از مواد درون Skimming Pot نمونه گرفته می شود. اگر دو فازی بود؛ یک فاز آن هیدروکربن و فاز دیگر آمین است. اگر تکفاز باشد؛ آمین است عمل Skimming معمولاِ در دو جای واحد انجام می شود. در برج جذب Flash Drum.

قبل از انجام این کار باید Level برج جذب را زیاد کرد. به این ترتیب که ، LV خروجی را می بندند تا Level بالا برود. آنگاه می توان Skimming را شروع کرد. قبل از راه اندازی این واحد باید ابتدا فیلترهای آمین را وارد سرویس کرد.


در این فیلم با عملکرد Slug Catcher به خوبی آشنا می شویم:

دانلود ویدیو

دانلود فایل آموزشی


این پیام تبلیغاتی است

شروع | استخدام | اینستاگرام | تلگرام | اپلیکیشن

مطالب مرتبط زیر را نیز مطالعه نمایید:


راهنمای دانلود یا خرید از وبسایت ایران پایپینگ:

  • آموزشهای رایگان: در هر نوشته وبسایت، فایلها به صورت شماره بندی شده ارائه شده است. کافی ست روی عنوان هر شماره کلیک نمایید تا دانلود مستقیم آن شروع گردد.
  • آموزشهای غیررایگان: دارای یک دکمه خرید هستند. روی آن کلیک کنید تا محصول مورد نظر به سبد خرید شما افزوده شود. میتوانید محصولات دیگر را نیز به سبد خرید خود بیفزایید.
  • پس از افزودن هر محصول به سبد خرید، دکمه خرید به دکمه پرداخت عوض می شود. روی دکمه پرداخت کلیک نمایید تا به صفحه پرداخت منتقل شوید.
  • در صفحه سبد خرید، نام و نام خانوادگی و آدرس صحیح ایمیل و در صورت تمایل شماره تلگرام خود را وارد نمایید.
  • پس از پرداخت، و برای تکمیل فرایند خرید، گزینه تکمیل فرایند خرید را کلیک کنید. توجه نمایید که پنجره آخر را نبندید تا به طور اتوماتیک به صفحه رسید منتقل شوید که نام و لینک دانلود فایلهای خریداری شده در آن موجود است. این صفحه را از دست ندهید.
  • یک نسخه از رسید و لینکهای دانلود برای آدرس ایمیل شما ارسال خواهد شد.
  • در صورت بروز هر گونه مشکل، آن را با ایمیل info@IranPiping.ir و یا اکانت OilAndGasAdm@ در تلگرام در میان بگذارید.

+

1 دیدگاه

  1. عارف

    on شهریور ۱۶, ۱۳۹۵ - پاسخ

    واقعا عالی بود . خدا خیرتون بدهد. موفق باشید

دیدگاهتان را بنویسید