آموزش مقدماتی پالایشگاه فازهای ۱۵و۱۶ پارس جنوبی

• (معاونت اجراء و ساخت کارگاه فازهای ۱۵و۱۶)
  تهیه شده توسط: مجتبی مزنگی
• ۱-مقدمه:
  میدان گازی پارس جنوبی با مساحت ۳ هزار و۷۰۰ کیلومتر مربع در ۱۰۵ کیلومتری جنوب غربی بندر عسلویه در آب های خلیج فارس قرار دارد. بنادر عسلویه و تمبک به ترتیب در ۲۷۰و۲۲۰ کیلومتری جنوب شرقی بوشهر به عنوان منطقه ساحلی برای ایجاد تاسیسات خشکی و توسعه مرحله ای این میدان انتخاب شده اند. این میدان بالغ بر ۱۴ میلیون متر مکعب گاز را به همراه ۱۸ میلیارد بشکه میعانات گازی در لایه های مختلف خود جای داده است.   
  در تاسیسات پالایشگاهی فاز ۱۵و۱۶ پارس جنوبی نحوه انتقال گاز و میعانات گازی از سکوهای دریایی به پالایشگاه به صورت ۳ فاز می باشد. تاسیسات دریایی شامل دو سکوی سه چاهی برای حفر ۲۰حلقه چاه توسعه ای،۲ رشته خط لوله زیر دریایی۳۲اینچ و دو رشته خط لوله ۵/۴اینچ جهت انتقال مخلوط مونو اتیلن گلایکول وآمین از ساحل به سکوها می باشد که هر یک بطول ۱۰۵ کیلومتر میباشند.
  تاسیسات پالایشگاه گازی این دو فاز شامل ۴ ردیف عملیاتی در ساحل به ظرفیت ۵۰ میلیون متر مکعب احداث شده که شامل واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی، تثبیت میعانات گازی و همچنین شیرین سازی، نم زدایی، تنظیم نقطه شبنم، مرکاپتان زدایی و تراکم گازی جهت انتقال، بازیافت و انجماد گوگرد و واحد احیاء مونو اتیلن گلایکول جهت انتقال با خطوط لوله ۵/۴ به سکوها و تزریق به خطوط لوله انتقال گاز ۳۲ اینچ می باشد.
  محصول گاز پالایشگاه با استفاده از خط لوله ۵۶ اینچ به خط لوله سراسری سوم انتقال گاز در منطقه کنگان ارسال می شود.
  ۲-مشخصات کلی فازها:
  • طرح و توسعه مرحله اول (فاز ۱)
  طرح توسعه فاز ۱ میدان گازی پارس جنوبی به منظور استحصال روزانه ۱۰۰۰میلیون فوت مکعب گاز طبیعی و میعانات همراه آن برنامه ریزی شده است. در این مرحله علاوه بر تولید ۲۵ میلیون متر مکعب در روز گاز تصفیه شده جهت مصارف داخلی و صادرات تولید روزانه ۴۰۰۰۰بشکه میعانات گازی و۲۰۰تن گوگرد جامد جهت صادرات نیز در نظر گرفته شده است. ساخت اجزاء این فاز به عهده شرکت ایرانی پترو پارس بوده است. تاسیسات دریایی طرح فاز ۱ در فاصله حدود ۱۰۵ کیلومتری ساحل بندر عسلویه در خلیج فارس و در نزدیکی مرز آبی ایران با قطر احداث شده است. مسئولیت حفاری این فاز بر عهده شرکت نفت و گاز پارس بوده و حفاری ۱۲ حلقه چاه از هر سکو تا بالای سنگ مخزن تا عمق نهایی ۳۷۴۵ و۳۸۷۰ متری انجام گرفته است وقرارداد پالایشگاه خشکی این مرحله با شرکت دایلم کره و سازمان گسترش صنایع ایران(Hydro) و سکوهای دریایی با مشارکت سامسونگ و صدرا امضاء شده، ضمناٌ تاسیسات جانبی پالایشگاه(Utility) شامل آب، برق، بخار به شرکت ایرانی مپنا واگذار شده است.
  • طرح توسعه مراحل دوم و سوم:
  اجرای مراحل دوم و سوم توسعه میدان برای استحصال ۲ هزار میلیون فوت مکعب گاز و ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد در روز به صورت بیع متقابل در ۲۵ مهر ماه ۱۳۷۷ به کنسرسیوم توتال، گاز پروم و پتروناس واگذار شد. بهره برداری از اولین واحد این طرح در شش ماهه اول سال ۱۳۸۱برنامه ریزی شده است.
  بهره برداری از میدان در ۴ مرحله انجام می شود و انتقال گاز و میعانات گازی به پالایشگاه خشکی با شرکت هیوندای از کره و قرارداد ساخت سکوهای دریایی با شرکت MPCC ابوظبی و کشتی سازی خلیج فارس، ساخت لوله ۳۲ اینچ انتقال گاز از دریا به ساحل با مشارکت لوله سازی اهواز وسالزگیتر و پوشش بتنی لوله ها و نصب آن در دریا توسط شرکت هیوندای و شرکت مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی به عنوان پیمانکار فرعی معتقد اجرا شده است. تاسیسات دریایی این مراحل شامل دو سکوی حفاری برای حفر بیست حلقه چاه انجام شده است. ۲ رشته خط لوله زیردریایی ۳۲ اینچ و ۵/۴ اینچ هر یک به طول ۱۰۵ کیلو متر خط لوله ۵/۴ اینچ جهت انتقال منواتیلن گلایکول(MEG)از ساحل به سکوها برای تزریق در خطوط گاز و کنترل خوردگی می باشد.
  • فازهای چهارم و پنجم
  فازهای ۴ و ۵ این طرح به منظور تولید روزانه ۵۰ میلیون متر مکعب گاز طبیعی جهت مصارف داخلی صادرات، و همچنین تولید سالانه حدود ۰۵/۱ میلیون تن گازمایع(LPG) و تولید روزانه ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد جهت صادرات و تولید سالانه یک میلیون تن اتان به عنوان خوراک واحدهای پتروشیمی طراحی گردیده است، عملیات اجرایی این دو فاز توسط مشارکت آنی و پتروپارس در سال ۸۰ آغاز شده است واولین مرحله بهره برداری آن در شهریور ۱۳۸۳ شروع شده است.
  تاسیسات دریایی هر فاز به طور مستقل برای تولید روزانه ۱۰۰۰ میلیون فوت مکعب گاز ترش و میعانات گازی همراه طراحی شده است که این تاسیسات نیز در فاصله ۱۱۰ کیلومتری ساحل بندر عسلویه نصب گردیده است و شامل سکوهای چاهی به ظرفیت هر سکو ۱۵ چاه است.
  • فازهای ۶ و۷ و۸:
  با اجرای فازهای ۶ و۷ و۸ حدود ۸۰ میلیون متر مکعب گاز ترش جهت تزریق به حوزه نفتی آغاجاری و ۲/۱ میلیون تن گاز مایع (LPG) در سال جهت صادرات و ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی در روز جهت صادرات تولید خواهد شد. عملیات اجرایی این ۳ فاز نیز توسط شرکت پتروپارس آغاز گردیده است.
  • فازهای ۹ و۱۰:
  در طراحی این دو فاز نیز مانند فازهای ۴ و ۵ تولید روزانه ۵۰ میلیون متر مکعب گاز طبیعی جهت مصارف داخلی و صادرات و ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد جهت صادرات و تولید سالانه یک میلیون تن اتان جهت مصرف در مجتمع های پتروشیمی و ۰۵/۱ میلیون تن گاز مایع (LPG) در نظر گرفته شده است.
  • فازهای ۱۱ و ۱۲:
  اجرای این دو فاز به منظور تولید روزانه ۵۵ میلیون متر مکعب گاز ترش جهت خوراک واحدهای تصفیه و مایع سازی گاز (LNG) و ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی جهت صادرات برنامه ریزی شده است.
  • فازهای ۱۳ و ۱۴:
  علاه بر فازهای فوق، اجزای فازهای ۱۳ و ۱۴ نیز به منظور تولید روزانه ۱۴۰۰ میلیون فوت مکعب (LNG) و ۷۰۰ میلیون فوت مکعب(GTL) برنامه ریزی شده است.
  ۳- طرح های جانبی تاسیسات زیربنایی
  اسکله صادراتی – تدارکاتی، فرودگاه، جاده سازی، آب رسانی به منطقه و اسکان شاغلین از طرح های جانبی تاسیسات زیر بنایی طرح توسعه میدان گاز پارس جنوبی است.
  ۴- فازهای ۱۵ و ۱۶
  واحد ۱۰۰: تاسیسات دریافت (Reception facility)
  خوراک ورودی با پالایشگاه که از طریق ۲ خط لوله ۳۲ اینچی منتقل می شود در ابتدا وارد واحد ۱۰۰ میشود.
  واحد ۱۰۱: شیرین سازی گاز (Gas Treating)
  در واحد ۱۰۱ که شیرین سازی گاز آنجا می شود که وظیفه آن جداسازی و بوسیله MDEA متیل دی اتانول آمین می باشد بطوریکه مقدار و را در گاز شیرین شده تا مقادیر به ترتیب ppm3وmol 1/0کاهش می دهد. واحد ۱۰۱ که جزء واحد های Train گازی می باشد خوراک خود را از واحد ۱۰۰ دریافت می کند. این خوراک برای هر Train 25% از خوراک خروجی از واحدهای ۱۰۰ می باشد. به طور کلی پروسه ای که در واحد ۱۰۱ انجام می شود به سه بخش اساسی تفسیم می شود:
• 
  واحد ۱۰۲: واحد احیاء مونو اتیلن گلایکل (MEG Regeneration)
  هدف از ساخت واحد ۱۰۲ احیاء مونواتیلن گلایکول ورودی از واحد ۱۰۳ و بالا بردن غلظت آن برای ارسال به سکوهای فاز ۱۵ و ۱۶ برای تزریق به ابتدای خط لوله دریایی “۳۲ می باشد. همچنین واحد ۱۰۲ توانایی نگهداری گلایگول غلیظ و رقیق را دارد. این واحد از ۶ Package مشابه تشکیل شده که ۴ تا در عملیات نرمال کار می کند (۴ تا در سرویس و ۲ تا یدکی). ارزش و اهمیتی که این ماده شیمیایی در جلوگیری از تشکیل هیدرات گازی در خطوط لوله انتقال گاز و مایعات همراه آن دارد و قیمت نسبتا بالای آن، نسبت به بازیافت و احیاء آن در ساحل اقدام می گردد.
• 
  واحد ۱۰۳: تثبیت مایعات گازی (Condensate Stabilizer)
  واحد ۱۰۳ برای تثبیت مایعات گازی (Condensate) و جدا سازی ترکیبات سبک و نیز جداسازی Glycolated water از آن طراحی شده است.
• 
  واحد ۱۰۴: واحد آبگیری و نم زدایی (Dehydration & Mercury guard)
  هدف از ساخت این واحد جدا کردن آب و جیوه از گاز شیرین خروجی از واحد ۱۰۱ می باشد. گاز شیرین شده از واحد ۱۰۱ (واحد شیرین سازی) ابتدا در مبدل های حرارتی Wet gas/treated gas exchanger 104-E-101و سپس در Wet gas chiller 104-E-102 تا دمای C 22 سرد می شود که به منظور مایع کردن آب همراه گاز شیرین و به حداقل رساندن میزان جذب بسترهای Dryerها، این سرد سازی صورت می گیرد.بطوریکه ابتدا گاز شیرین خروجی از واحد ۱۰۱ توسط مبدل های حرارتی پیش سرد و سپس توسط چیلرها تا دمای C 22 به منظور مایع کردن آب همراه گاز شیرین و به حداقل رساندن میزان جذب بسترهای خشک کن ها می باشد.
  واحد ۱۰۵: بازیافت اتان (Ethane Recovery)
  واحد ۱۰۵ جزء واحدهای Train می باشد که به منظور جداسازی اتان به عنوان خوراک واحدهای پتروشیمی استفاده می شود که علاوه بر آن دو محصول گاز متان (sale gas) که برای مصارف خانگی و صادرات به واحد۱۰۶ فرستاده می شود و همچنین گازهای سنگین مایع شده (NGL) جهت جداسازی پروپان و بوتان به واحد ۱۰۷ فرستاده می شود.
  واحد ۱۰۶: صادرات گاز (Export gas compressor)
  هدف از احداث واحد ۱۰۶ اندازه گیری و افزایش فشار گازی است که از واحد ۱۰۵ دریافت می کند و ارسال آن جهت صادرات به Tie – in از طریق خط لوله انجام می شود. گاز پس از فشرده سازی توسط کمپرسورها با فشار bar 90 وارد Tie in می شود.
• واحد ۱۰۷: برج جدا کننده پروپان (Depropaniser)
• هدف اصلی این واحد جداسازی پروپان و بوتان از برج دی اتانایزر می باشد. در این واحد از مایعات هیدروکربنی خروجی که از پایین دی اتانایزر وارد این برج می شود، دو محصول پروپان و بوتان های سنگینتر به عنوان خوراک به برج دی بوتانایزر فرستاده می شود. برج پروپانایزر با فشار barg 3/21 و برج دی بوتانایزر در فشار bar 2/7 عمل می کند.
• 
• 
  واحد ۱۰۹: تصفیه آب اسیدی (Sour water stripper)
  هدف از این واحد خارج کردن ترکیبات اسیدی از آب اسیدی (Sour components from sour water) بدست آمده از واحد های دیگر و دارای دو Train می باشد. ماکزیمم دبی آب ترش ورودی از همه واحد ها t/h 38 می باشد که این میزان از واحد ۱۰۲، t/h 34 خوراک و از دیگر واحدها در حدود t/h 4 می باشد و با این وجود ظرفیت طراحی شده برای این واحد t/h 40 می باشد. اجزای اصلی خوراک این واحد , MEG, می باشد.
  
  واحد ۱۱۰: واحد پشتیبانی کننده میعانات گازی (Back-up stabilization)
  این واحد جایگزین یکی از واحدهای ۱۰۳ جهت جدا کردن میعانات گازی از محلول گلایکل و آب و فرستادن Off- gas به طرف مشعل (flare) می باشد. این واحد به طور نرمال در سرویس نیست و در مواقعی که واحد ۱۰۳ دارای مشکلات عملیاتی و تعمیراتی باشد از این واحد استفاده می شود. این واحد توانایی جدا کردن میعانات گازی را با ظرفیت MMSCFD 1000 خوراک ورودی به پالایشگاه برای یک فاز را دارد.
• 
  واحد ۱۱۱: سیکل چرخشی سرما سازی پروپان (Propane gas refrigeration)
  این واحد به منظور کمپرس پروپان جهت سرمایش در Train گازی استفاده می شود. پروپان کمپرس شده در این واحد با دمای C 60 و فشار bar 6/20 به صورت مایع جهت تبادل حرارت به مبدلهای حرارتی در train ارسال می گردد. در فازهای ۱۵ و ۱۶ در مجموع ۶ واحد ۱۱۱ به دو دسته سه تایی برای هر دو فاز تقسیم شده اند. به این صورت که در یک دسته سه تایی، دو واحد همیشه در حال سرویس دهی و یک واحد در حال stand by می باشد که با دو واحد دیگر به صورت موازی عمل می کند و در صورت ایجاد مشکل برای هر کدام از واحدها، واحد stand by جایگزین می شود.
• 
  واحد ۱۱۳: واحد احیاءی کاستیک (Caustic regeneration)
  در فرآیند Sulfurex اتفاده شده در واحد های ۱۱۴ و ۱۱۵ محلول کاستیک در واقع مرکاپتانها را از برشهای پروپان و بوتان به طور مرتب جدا می کند. بعد از جداسازی مرکاپتانها، کاستیک ضعیف شده از واحد های ۱۱۴ و ۱۱۵ باهم جمع می شوند و خوراک واحد ۱۱۳ را تشکیل می دهند. جایی که کاستیک در اکسیدایزر با حضور هوا و کاتالیست احیاء می شود. و مرکاپتانها تبدیل به دی سولفاید و آب می شوند. هوای مصرفی نیز به واحد ۱۲۱ ارسال می شود و کاستیک احیاء شده مجددا” وارد واحد های ۱۱۵ و ۱۱۴ می گردد.
• 
  واحد ۱۱۴:شیرین سازی و آبگیری پروپان(Propane treatment and drying)
  هدف از طراحی این واحد جداسازی ترکیبات گوگردی و مرکاپتانها در یک حالت کاملا پیوسته می باشد. پروپان دریافتی از واحد ۱۰۷ دارای دو ترکیب و می باشد که این دو طی مرحله شستن با کاستیک ( ) ۱۵ و ۷ درصد وزنی از پروپان جدا می شود و در نهایت پروپان خالص شده بعد از خشک شدن به واحد های مربوطه جهت ذخیره سازی و صادرات ارسال می شود.
• 
  واحد ۱۱۵: شیرین سازی و آبگیری از بوتان (Butane treatment and drying)
  در این واحد عملیات شیرین سازی و آبگیری بوتان انجام می شود و شامل دو قسمت اساسی است:
  ۱- تصفیه بوتان
  ۲- آبگیری و خشک کردن بوتان
  مرحله اول شامل Extractor و Settler و sand filter در پمپ های Water recirculation می باشد، مرحله دوم شامل گروه خشک کن ها و فیلتر ها و همچنین یک الکترو هیتر است.
• 
  واحد ۱۱۶: شیرین سازی و آبگیری اتان (Ethane treatment and drying)
  در این واحد شیرین سازی و خشک سازی اتان انجام می گیرد. اتان تولید شده از مجموع ۴ Train گازی که حدود t/h 118 می باشد، در دو Train که هر کدام ۵۰% از این مقدار را دریافت می کند شیرین و خشک می شود. این مقدار اتان که از واحد ۱۰۵ گرفته می شود با فشار barg 5/22 و دمای C 40 وارد واحد ۱۱۶ می گردد. در مرحله اول که شیرین سازی می باشد، که گازی سمی است از اتان گرفته می شود. در اینجا نیز مانند واحد ۱۰۱ از متیل دی اتانول آمین (MDEA‍) استفاده می شود و فرآیند شیرین سازی نیز کاملا شبیه واحد ۱۰۱ است.
  واحد ۱۲۰: تولید برق (Power generation)
  کل برق مورد نیاز پالایشگاه توسط این واحد تولید می گردد و پالایشگاه به برق بیرون متصل نیست. بطور خلاصه این واحد عبارت است از۳+۱ STAND BY) 120-GT-101 A/B/C/D(یعنی برای دو فاز در حالت عادی سه ژنراتور گازی فعال می باشد و آن دیگری بصورت آماده بکار می باشد. ژنراتورهای A وB قابلیت استفاده از دو سوخت گازوئیل و گاز طبیعی را دارند و در اصطلاح دو سوخته هستند و ژنراتور های C و D فقط گاز طبیعی مصرف می کنند. گاز طبیعی همان HP FUEL GAS است که از ورودی کمپرسورهای واحد ۱۰۶ گرفته می شود. در راه اندازی اولیه یا Pre Start Up از گاز طبیعی IGAT استفاده می شود و برای راه اندازی های بعدی از EDG یا ژنراتور اضطراری گازوئیل استفاده می کنند. در واحد ۱۲۱ بویلرها، بخار فشار بالای فوق اشباع با دما C 385 و فشار brg44 جهت تولید می کنند.
• 
  واحد ۱۲۱: تولید بخار (Steam generation)
  این واحد به منظور تولید بخار برای واحدهای پالایشگاهی می باشد. بطور کلی دو نوع بخار در واحدهای ۱۵ و ۱۶ مورد استفاده قرار می گیرد.
  • بخار HP STEAM با فشار ۴۳ تا ۴۴ brg و دماC 275
  • بخار LP STEAM با فشار brg 5/5 و دمایC 187
  مجموعا ۶ بویلر در پالایشگاه فاز ۱۵ و ۱۶ موجود است که ظرفیت تولید هریک تا t/h 160 میرسد در حالت نرمال ۵ عدد در سرویس و یک عدد بصورت Stand by می باشد. همچنین برای تولید بخار از دو درام Steam drum و Water drum استفاده می شود.
• 
  واحد ۱۲۲: تامین سوخت گازی(Fuel gas)
  هدف از طراحی این واحد آماده کردن گاز سوختنی مورد نیاز برای فازهای ۱۵ و ۱۶ می باشد که در دو فشار مختلف آماده می شود:
  فشار بالا ( فشاری در حدود bar 24-25) برای توربین گازی و مشعل جهت جاروب کردن خط آن.
  فشار پائین ( در حدود bar45 ) برای بویلرها و گازهای جاروب کننده خط مشعل.
  خوراک این واحد از جریان ورودی به واحد LOB تامین می شود که از آن جهت تولیدHPFG استفاده می شود و برای تهیه LPFG با کاهش فشار آن توسط شیر فشار شکن میتوان به مقصود دست یافت. دمای FG توسط گرمکن برقی تامین می شود.
• 
  واحد ۱۲۳: هوای ابزار دقیق (Instrument air and service)
  هوای ابزار دقیق و سرویس مورد نیاز پالایشگاه توسط این واحد تامین می گردد. که شامل تجهیزات زیر است:
  ۱- سه واحد تولید هوا ۱۲۳-U- 101-A/B/C
  2- سه واحد خشک کننده ۱۲۳-U- 102-A/B/C
  3- دو مخزن دریافت کننده هوای تولیدی ۱۲۳-D- 101-A/B/C.
  هر کمپرسور هوا برای تولید حداکثر Nm3 /hr 6900 هوا طراحی شده است و حداقل ظرفیت آن Nm3 /hr2500 هوا می باشد. تولید هوای ابزار دقیق به این صورت می باشد که هوای محیط بعد از فیلتر شدن وارد کمپرسور شده و سپس تا رسیدن به فشار مطلوب، کمپرس شده جهت خشک شدن و رطوبت زدایی وارد یکی از خشک کننده های ۱۲۳-U- 102-A/B/C می شود. و از آنجا به سمت مبادی مصرف کننده انتقال می یابد.
  واحد ۱۲۴: تهیه نیتروژن (Nitrogen plant)
  هدف از طراحی این واحد تهیه نیتروژن مورد نیاز فازهای ۱۵ و ۱۶ در شرایط دما و فشار لازم می باشد. نیتروژن در موارد زیر مورد استفاده قرار می گیرد:
  ۱- اکسیژن زدایی دستگاه ها در هنگام راه اندازی و Shut down
  2- به عنوان گاز پوششی روی مخازن و sump drums
  3- به عنوان یک گاز خنثی جهت Sealing کمپرسورها
  ۴- خروج و خنثی سازی گازهای درون یک دستگاه قبل از شروع تعمیرات
  ۵- خروج گازهای زائد از دستگاه های ابزار دقیق
  واحد ۱۲۵: Sea Water
  هدف این واحد تامین آب مورد نیاز برای پالایشگاه از دریا برای مصارف Utility، آتش نشانی و استفاده در کولر های آبی می باشد. این واحد شامل دو بخش insite و outsite می باشد. در بخش out site، ۴ پمپ که به صورت عمودی در دریا نصب شده اند، آب دریا را جهت ورود به پالایشگاه فیلتر می کنند. قسمتی از آب دریا که واحد های آب utility و آتش نشانی فرستاده می شود و بخش دیگر آن به تانک ذخیره سازی insite با ظرفیتm3 176 وارد می شود و برای تامین خوراک پمپ های ۱۲۵-p-102-A/B/C استفاده می شود.
• 
  واحد ۱۲۶: نمک گیری از آب دریا (Sea Water Desalination)
  هدف از این واحد زدودن مقداری از املاح نمک آب جهت شیرین سازی آب می باشد. آب دریا در ابتدای ورود به واحد وارد مبدل شده و پیش گرم می شود، سپس از دو فیلتر عبور کرده و به ۵ شاخه تقسیم شده و به شکل دوش از بالا به داخل ۵ سلول طراحی شده می ریزد. جهت تسریع عمل تبخیر داخل سلولها خلا ایجاد می شود که این کار توسط دو عدد ejector صورت می گیرد. مبدل طراحی شده از نوع shell & tube است و آب دریا در پوسته و بخار LP ورودی به سلول در لوله ها جریان دارد. در اثر تبادل حرارت در داخل سلول مقداری از آب بخار شده و توسط مش به سل بعدی راه پیدا می کند. ضمنا مقداری از بخار هم داخل سل به مایع تبدیل می شود که در پایین سل جمع آوری می شودکه همان آب محصول واحد را تشکیل داده و توسط دو پمپ به واحد های دیگر پالایشگاه ارسال می گردد.
• 
  واحد ۱۲۷: تصفیه آب (Polishing water)
  هدف از این واحد تهیه آب کاملا خالص و به اصطلاح آب مقطر برای موارد زیر است:
  ۱- آب مورد نیاز بویلرها
  ۲- آب با خلوص بالا برای شستشوی توربین (High quality water for turbine washing (unit 120 , 106))
  این واحد شامل mixed bed exchanger و مخزن ذخیره آب مقطر و سیستم توزیع آن برای مصرف کننده می باشد. این واحد از دو mixed bed جهت گرفتن املاح استفاده می کند. در حل bedها دو رزین آنیونی و کاتیونی موجود می باشد که جهت گرفتن املاح آنیونی و کاتیونی آب مورد استفاده قرار می گیرد. رزین آنیونی در بالای بستر و کاتیونی در زیر بستر قرار دارد. آب پس از عبور از این بسترها املاح خود را از دست می دهد.
  واحد ۱۲۸: تولید آب آشامیدنی (Potable water)
  هدف از این واحد تامین آب آشامیدنی می باشد. و در دوش های داخل سایت و eyewash استفاده می شود. آب ورودی به واحد که از واحد ۱۲۶ وارد می شود توسط سه ماده شیمیایی به آب آشامیدنی تبدیل می گردد. این مواد شیمیایی عبارتند از: بی کربنات سدیم، کلرید کلسیم، هیپو کلریت سدیم که جهت تنظیم املاح و ضدعفونی کردن آب به کار میرود. تزریق مواد توسط پمپ های تزریق صورت می گیرد هر کدام از این مواد دارای تانک اصلی بزرگتر و یک تانک کوچک به نام buffer tank می باشد. آب potable در نهایت توسط یک مبدل به دمای مناسب جهت ذخیره سازی در تانک میرسد.
  واحد ۱۲۹: تصفیه آبهای صنعتی و فاضلاب (Water Effluent disposal )
  این واحد برای تصفیه کلیه آبهای مصرفی و آلوده شده خروجی از واحدهای پالایشگاه می باشد. این واحد به سه بخش مجزا تقسیم می شود:
  ۱- Sanitary water شامل آبهای خروجی دستشویی ها و حمام و غیره می باشد.
  ۲- Chemical water آبهای آلوده به مواد شیمیایی می باشد.
  ۳- Oily water آبهای آلوده به مواد روغنی می باشد.
• 
  واحد ۱۳۰: آب آتش نشانی (Fire water)
  هدف این واحد تامین مقدار آب مورد نیاز در لوله های آب آتش نشانی برای مواقع اضطراری می باشد. مسئله اصلی در این واحد ثابت نگه داشتن فشار Line آب آتش نشانی می باشد به طوری که همیشه فشار لازم در Line برقرار باشد تا در مواقع لازم قابل استفاده باشد. این واحد شامل سه بخش می باشد:
  ۱- Lower section شامل دو پمپ jockey و سه پمپ اصلی که دوتا از نوع دیزلی و سومی الکتریکی است.
  ۲- Upper section فشار لازم در این بخش در ابتدا پمپ الکتریکی و اگر باز هم فشار پایین باشد جریان جهت افزایش فشار وارد پمپ دیزلی می شود.
  ۳- OSBL این قسمت در خارج از پالایشگاه در ناحیه تانک های condensate واقع شده است.
• 
  واحد ۱۳۱: مخزن دیزل و ژنراتورهای اضطراری (Diesel oil)
  هدف از طراحی این واحد ذخیره سازی و فراهم آوردن به موقع گازوئیل مورد نیاز واحد مربوطه می باشد که مصارف آن عبارتند از:
  ۱- در پمپ آتش نشانی که توسط موتور دیزل به چرخش در می آیند.
  ۲- ژنراتور اضطراری تولید برق که دیزل می باشد.
  در این واحد گازوئیل توسط کامیون که از بیرون پالایشگاه تهیه می شود، وارد تانک مربوط می گردد.
• 
  واحد ۱۳۲: Cooling water
  هدف طراحی این واحد تهیه آب خنک کننده برای تمام دستگاه ها، پمپ ها و… در فازهای ۱۵و ۱۶ می باشد که جهت موارد زیر استفاده می شود:
  ۱- برای خنک کردنbearing و یا mechanical seals پمپ ها.
  ۲- برای خنک کردن آب potable.
  3- برای خنک کردن محلول سود سوزآور در هنگام رقیق سازی.
  ۴- برای خنک کردن محل های نمونه گیری در واحد ها.
• واحد ۱۴۰: مشعل (Flare)
  وظیفه این واحد جمع آوری گازهای آزاد شده از واحد های پروسسی و فرستادن آنها برای flare می باشد. فازهای ۱۵ و ۱۶ هرکدام دارای مشعل های دیزل می باشد: ۴ عدد در فاز ۱۵ و ۵ عدد در فاز ۱۶، که هر کدام در فاز درام های HP دو عدد LP و MP (هر کدام یک عدد) و در هر دو فاز دقیقا شبیه به هم بوده و در فاز ۱۶ یک درام LLP هم موجود می باشد وظیفه مشعل ها در طی عملیات بهره برداری جمع آوری گازها از قسمت های مربوطه وسوزاندن آنها در یک شرایط مناسب و امن می باشد. واحد ۱۴۰ از سه قسمت تشکیل شده است:
• a) Flare knocked out drum
  b) Piping between the drums & flare
  c) Stacks
• 
  واحد ۱۴۱: فاضلاب (Drain)
  این واحد شامل یک درام زیر زمینی و یک پمپ عمودی می باشد که بر روی درام نصب شده است. و مایعات را به تانک off spec. یا به واحد burn pit میفرستد این مخزن مخصوص جمع آوری مایعات drain شده از واحد های پالایشگاهی می باشد.
• 
  واحد ۱۴۲: Burn Pit
  این واحد خوراک خود را از تانک Off spec. می گیرد و هدف آن سوزاندن مایعات و هیدروکربنهای غیرقابل استفاده است که شامل دو قسمت insite و outsite می باشد.
  واحد ۱۴۳: تانک های ذخیره میعانات گازی (Condensate storage tanks)
  مخازن نگه داری میعانات گازی تثبیت شده و صادرات میعانات گازی تثبیت شده بین تولید و بارگیری در ۴ مخزن نگهداری میعانات گازی به ترتیب D/C/B/A نگهداری می شود که هر مخزن از نوع سقف شناور(floating roof) می باشد. از ۴ مخزن یک عدد آنها به عنوان مخزن دریافت کننده که میعانات گازی از واحد ۱۰۳ می باشد. یک مخزن آماده بارگیری و دو مخزن دیگر آماده برای پرشدن (حالت stand by) می باشد. ۴ مخزن نگهداری هر کدام به ظرفیت۳ m60000 برای میعانات گازی تثبیت شده و یک مخزن نگهداری به ظرفیت۳ m6300 برای میعانات گازی تثبیت نشده (Off Spec.) در نظر گرفته شده است.
• 
  واحد ۱۴۵ :مخزن ذخیره موقت پروپان (Fresh propane storage)
  هدف از این واحد ذخیره موقت پروپان سرد ساز و تهیهMake up مورد نیاز برای واحدهای ۱۱۱و ۱۴۷ می باشد.
  واحد۱۴۶ :ذخیره مواد شیمیایی
  هدف از این واحد ذخیره کردن مواد شیمیایی مورد نیاز برای استفاده در دیگر واحدهای پروسس و Utility به عنوان Make up در مواقع مورد نیاز می باشد. این واحد شامل ۶ مخزن ذخیره کردن مواد مصرفی MEG, DEA, Caustic7%,Methanol, Caustic40%, MDEA و نیز یک مخزن برای ذخیره محصول DSO می باشد. جریانهای ورودی و خروجی به این مخازن بطور موقت و غیر دائمی میباشند بعلاوه یک Sump Drum نیز وجود دارد که به قسمتهای مختلفی و برای تجمع Drainهای MDEA, MEG, DEA, DSO, Methanol استفاده می گردد.
• واحد ۱۴۷: سرد سازی و ذخیره سازی پروپان برای صادرات(Propane storage and export / refrigeration)
  هدف از این واحد سرد سازی و ذخیره سازی پروپان جهت صادرات می باشد که شامل ۳ مبدل حرارتی پوسته لوله ای است و ۶ Suction Drumکه دو به دو مشابه میباشند. همچنین ۴ کمپرسور از نوع سانتریفیوژ که دوتای آن برای چرخه مایع سازی پروپان سردساز است ودوتای آن برای مایع سازی پروپان بالا سری تانکها می باشد.
• 
  واحد۱۴۸:سرما سازی وذخیره بوتان (Butane storage and export / refrigeration)
  هدف از این واحد سرد کردن بوتان و ذخیره آن جهت صادرات می باشد که از ۳ سرما ساز از نوع Kettle Type استفاده می کند. بوتان از واحد۱۱۵ بادمایC 40 و فشارbarg7/7 وارد شده وبا دمایC 10- و فشار barg 3/4 خارج می گردد. این واحد همچنین شامل تانکهای ذخیره سازی نیز می باشد تانکهای ذخیره سازی بوتان دو جداره با فشار داخلی در حدود فشار اتمسفریک که حدود mbar 35-70 تنظیم می گردد. ظرفیت هر تانک m335000 می باشد. جنس دیوار خارجی آن که در تماس با محیط است از بتن و دیواره داخلی آن که در تماس با بوتان است از ورق فلزی می باشد سقف تانک ثابت بوده با توجه به دمای طراحی درون تانک از استیل ساخته شده است.
• 
• واحد۱۴۹ :تاسیسات بار گیری پروپان (Propane loading facilities)
• این واحد در نزدیکی اسکله پتروشیمی شامل یک خط بارگیری پروپان مایع از واحد ۱۴۷ ویک خط لوله برگشت بخار پروپان به این واحد می باشد.
• واحد ۱۵۰: تاسیسات بار گیری بوتان (Butane loading facilities)
• این واحد همچون واحد ۱۴۹ می باشد با این تفاوت که جهت بارگیری بوتان مایع خروجی از واحد ۱۴۸ استفاده می شود.
• واحد۲۰۰: تاسیسات انتقال PIG (Launching Scraper trap)
• خط لوله ۴۲ اینچی که از واحد ۱۰۶ به سمت IGAT4 کشیده شده است به واحدهای ۲۰۰-۲۰۱ وارد می شود این واحد ها شامل  PIG Launcher و PIG Receiver می باشد.
• ۵- سیستمهای فیزیکی اطفاءحریق و ایمنی تاسیسات :
• ۵-۱- سیستم های ایمنی
•  ایمنی بطور کلی شامل دو سیستم می باشد:
• ۱-    سیستم ایمنی: سیستم ایمنی به منظور محافظت از پالایشگاه در مواقع اضطراری تدارک یافته است. مواقع اضطراری ممکن بخاطر مشکلات عملیاتی (افزایش فشار در تجهیزات) یا نشتی گاز و هیدروکربنها که باعث آتش سوزی می شود.
• 2-    سیستم حفاظت از  آتش
• ۵-۲- Case Study
• این بخش به بررسی اصول طراحی واحدهای Cluas پرداخته و در انتها راه اندازی واحد بر اساس دستورالعمل های عملیاتی و ایمنی شرح داده می شود.
• ۵-۳- فرآیند Claus:
• این فرآیند، اصلاح شده فرآیند Cluas است که اولین بار در سال ۱۸۳۳ استفاده گردید. در آن فرآیند  در حضور کاتالیزور با اکسیژن واکنش داده، گوگرد و آب تولید می کند.
• ۵-۴- ملاحضات فرآیند Claus:
• یک واحد بازیافت گوگردبه روش Claus شامل بخش های زیر است:
• a)      اکسیداسیون یک سوم از  به صورت گیرد.
• b)     هیروکربن ها و مرکاپتانها همراه با  بسوزد.
• c)     اکسیداسیون آمین ها و سیانید ها صورت گیرد.
• ۵-۵- تغییرات فرآیند:
• برای آنکه بتوان از این فرآیند برای شرایط متفاوت تر در خوراک ورودی بهره گرفت تعییراتی در فرآیند صورت پذیرفته است. عملکرد روش straight trough سبب می شودکه بازیافت گوگرد بالاتر رود.
• فرآیند گرمادهی مجدد:
• دمای گاز اسیدی در ورودی بستر کاتالیستی باید مشابه گاز خروجی از بستر قبل باشد که:
• گرمادهی مجدد به روش های زیر صورت می گیرد:
• a)      Hot gas bypass
• b)     Direct fire method
• c)     Indirect reheat method
• d)     Hot gas bypass
• فرآیند در بستر کاتالیستی:
• واکنش Claus یک واکنش گرماده است که موازنه واکنش با دمای پایین همراه خواهد بود، اگر چه سولفید کربنیل() و دی سولفید کربن () در دمای بالاتر، کاملتر هیدرولیز می گردند.
• احتراق از کوره واکنش صورت می گیرد که ممکن است کوره به صورت خارجی (جدا از وسایل بازیابی گرما) یا داخلی (همراه با تاسیسات بازیابی گرمای اضافی) باشد. در دمایC 980-1770 کوره ها در بدنه خارجی نیاز به محافظت از طریق نسب مواد نسوز دارند.
• عملیات بازیافت گرمای اضافی:
• برای اکثر کوره های واکنش داخلی، مشعل گاز اسیدی درون یک لوله نصب می شود (بخش تشعشع) و گاز اسیدی از طریق یک یا چند مسیر لوله (بخش جابجایی) عبور می کند. مسیر لوله های آتش به صورت خارجی خنک می گردد بنابراین نیاز به نصب مواد نسوزنمی باشد. اما به دلیل در معرض بودن سطح های فلزی لوله ها و دیگر قسمت های سرد شده با گاز با دمایC 434 باید توسط مواد نسوز محافظت گردد.
• فرآیند میعان سازی گوگرد:
• مبدل های حرارتی به صورت یک چند مسیره انتخاب می شوند. در دو مدل گردش طبیعی و kettle به صورت افقی نصب میگردند. مبدل ها به گونه ای طراحی می شوند که بخار فشار پایین در حدود Kpa 140-700 در قسمت پوسته تولید کنند. در آخرین مرحله باید به آب گرمادهی انجام داد تا آب به بخار تبدیل شود ولی باید به حدی گرما داده شود که از جامد شدن گوگرد جلوگیری کند.
•  
•  
•  
• ۵-۶- گرما دهی مجدد به روش hot gas bypass
• در این روش لوله ها و شیرها از جنس استیل برای انتقال گازداغ خورنده در محدوده دمای ۴۸۰ تا C 650 انتخاب می شوند، یک شیر دیگر نیز به جهت افزایش قابلیت ها در زمان turn down در خروجیhot gas bypass نصب شده است.
• ۵-۷- فرآیند تبدیل در بستر های کاتالیستی:
• بستر های کاتالیستی برای جریانm3/h 20- 40 در هر متر مکعب طراحی می شوند. کاتالیست ها از جنس آلومینای فعال() با ضخامت در حدود mm75-150 بر روی محافظ بستر قرار می گیرند. دانسیته کاتالیست در حدود kg/m3 720-850 می باشد که این به دلیل عدم جابجایی کاتالیست از بستر به سمت مبدل می باشد.
• ۵-۸- خطوط لولهPiping :
• در واحد های Claus سیستم لوله گذاری نیاز به طراحی مناسب در قسمت لوله های گوگرد مایع و بخار دارند و با توجه به اینکه گوگرد درC 118 جامد می گردد لوله ها باید به اندازه کافی گرم شده و پوشش داده شوند.
• ۵-۹- فرآیند بر روی گاز باقی مانده از واکنش:
• خوراک باقی مانده از واکنشClaus شامل ,, , ,و مقداری  واکنش نداده, ,  و بخار گوگرد و مقداری گوگرد مایع می باشد.
•  
•  
•  
• ۵-۱۰- سوزاندنBurning :
• سوزاندن  (و سایر ترکیبات گوگرد دار) باقی مانده از واکنش Claus به به صورت گرمایی یا کاتالیستی امکان دارد. اکسیداسیون گرمایی معمولا در دمای C480-815 در حضور اکسیژن صورت می گیرد.
• ۵-۱۱- فرآیند های از بین بردن گاز باقی ماندهTGUC :
• شکل ۱۱ یک خلاصه از فرآیندهای از بین بردن گاز باقی مانده  TGUC را نشان می دهد و به طور کلی به ۴ روش تقسیم می شود:
• ۱-          فرآیند مداوم: فرآیند هایdry-bed sub dew points شاملCBN آمریکا، ClinSulf  آلمان، MCRC  کانادا،Sulfreen  فرانسه.
• ۲-          بازیافت: فرآیند بازیافت شامل سوزاندن گاز باقی مانده فرآیند  Clausدر مرحله اول می باشد.
• ۳-          بازیافت: در این فرآیند لزوما تمام اشکال های گوگرد گاز باقی مانده از واکنش  Claus توسط هیدروژناسیون و هیدرولیز تبدیل می شود.
• ۴-          اکسیداسیون مستقیم: شامل فرآیندTGCU هستند که اکسیداسیون  را به گوگرد شامل می شوند.
• بار دیگر از جناب آقای مجتبی مزنگی بدلیل ارسال این جزوه آموزشی تشکر وی‍ژه داریم.
• به امید سرافرازی ایران عزیز

1. بخش جداسازی (Separation Section)
2. بخش جذب و بوسیله آمین (Absorption Section)
3. بخش احیاء آمین (Thermal Regeneration)

• سیستم باز شدن شیرها در برابر افزایش فشار Relief system
• سیستم گاز و آتش Fire &Gas System
• سیستم متوقف کردن واحد یا Shut down system plant
• سیستم ایمنی نهاییUltimate safety system
• سیستم HIPPS
• Relief system

• احتراق: سوزاندن هیدروکربن ها و دیگر مواد قابل احتراق همراه با یک سوم  در خوراک ورودی است. بیشتر واحد های Claus به صورت straight trough می باشند، احتراق با مقدار کافی از هوا صورت می گیرد تا:

• بازیافت گرمای اضافی: به دلیل بالا بودن دمای گازهای احتراق و پایین بودن دمای عملیاتی معمولا مقداری گرما از گازهای احتراق بازیافت می گردد. در اکثر واحدها گاز اسیدی پس از عبور از محفظه توسط بخش تولید بخار در یک بویلر بازیافت حرارتی، سرد می شود. فشار بخار تولیدی معمولا بین Kpa 1035-3450 است.
• میعان سازی گوگرد: سرد سازی جریان های خروجی از بخش بازیافت گرمای اضافی و بسترهای کاتالیستی در این مرحله بخار فشار کم در Kpa345-480 تولید شده معمولا در حدودC177 یاC120-149 برای آخرین مبدل می باشد. گوگرد قبل از اولین بستر کاتالیستی (به غیر از روش Split flow) و ادامه بعد از هر بستر، مایع می گردد. مبدلهای حرارتی عموما برای دمای C166-182 در خروجی طراحی شده اند.
• بسترهای کاتالیستی: که برای پیشرفت واکنش  و و تشکیل گوگرد مطابق واکنش به کار میرود.

• در حدودC14-17 بالاتر از نقطه شبنم باشد.
• در حدی پایین باشد که حد اکثر تبدیل  را در برگیرد ولی به گونه ای باشد که واکنش Claus رضایت بخش باشد.
• به اندازهای بالا باشد که عمل هیدرولیز  و  (فقط برای اولین بستر کاتالیستی) صورت گیرد.

• منبع: www.PipingTeam.com