معالجة الغاز الطبيعي

📅 آخر تحديث: ٢٨ يوليو ٢٠٢٦
✍️ نُشر في: ٢٨ يوليو ٢٠٢٦
📷 يحتوي على 2 صور
الموسوعة الحرة
محطة لمعالجة الغاز الطبيعي في أديركلا، النمسا

تُعدّ معالجة الغاز الطبيعي مجموعة من العمليات الصناعية المصممة لتنقية الغاز الطبيعي الخام عن طريق إزالة الملوثات مثل المواد الصلبة والماء وثاني أكسيد الكربون ( CO₂ ) وكبريتيد الهيدروجين (H₂S ) والزئبق والهيدروكربونات ذات الكتلة الجزيئية العالية ( المكثفات ) لإنتاج غاز طبيعي جاف بجودة مناسبة للتوزيع عبر خطوط الأنابيب [ 1 ] للاستخدام النهائي. [ 2 ] بعض المواد التي تُلوّث الغاز الطبيعي لها قيمة اقتصادية، وتُعالج أو تُباع. تُسمى الهيدروكربونات السائلة في الظروف المحيطة من حيث درجة الحرارة والضغط (مثل البنتان وما هو أثقل) مكثفات الغاز الطبيعي (وتُسمى أحيانًا البنزين الطبيعي أو ببساطة المكثفات ).

يُستخرج الغاز الطبيعي الخام بشكل أساسي من ثلاثة أنواع من الآبار: آبار النفط الخام ، وآبار الغاز، وآبار المكثفات . غالبًا ما يوجد النفط الخام والغاز الطبيعي معًا في نفس المكمن. يُصنف الغاز الطبيعي المُستخرج من الآبار التي تحتوي على النفط الخام عمومًا على أنه غاز مصاحب مذاب، حيث كان هذا الغاز مرتبطًا بالنفط الخام أو مذابًا فيه . أما إنتاج الغاز الطبيعي غير المرتبط بالنفط الخام فيُصنف على أنه "غير مصاحب". في عام 2009، كان 89% من إنتاج الغاز الطبيعي من آبار النفط في الولايات المتحدة غير مصاحب. [ 3 ] يمكن لآبار الغاز غير المصاحب، التي تُنتج غازًا جافًا ( مكثفات وماء)، إرسال هذا الغاز الجاف مباشرةً إلى خط أنابيب أو محطة غاز دون الحاجة إلى أي عملية فصل، مما يسمح باستخدامه الفوري . [ 4 ]

تبدأ معالجة الغاز الطبيعي تحت الأرض أو عند فوهة البئر. في بئر النفط الخام، تبدأ معالجة الغاز الطبيعي عندما يفقد السائل ضغطه ويتدفق عبر صخور المكمن حتى يصل إلى أنبوب البئر. [ 5 ] في آبار أخرى، تبدأ المعالجة عند فوهة البئر، حيث يتم استخلاص مكونات الغاز الطبيعي وفقًا لنوع وعمق وموقع المكمن الجوفي والتركيب الجيولوجي للمنطقة. [ 2 ]

يُطلق على الغاز الطبيعي عندما يكون خالياً نسبياً من كبريتيد الهيدروجين اسم الغاز الحلو ؛ ويُطلق على الغاز الطبيعي الذي يحتوي على مستويات مرتفعة من كبريتيد الهيدروجين اسم الغاز الحامض ؛ ويُطلق على الغاز الطبيعي، أو أي خليط غازي آخر، يحتوي على كميات كبيرة من كبريتيد الهيدروجين أو ثاني أكسيد الكربون أو الغازات الحمضية المماثلة، اسم الغاز الحمضي .

أنواع آبار الغاز الطبيعي الخام

  • آبار النفط الخام : يُطلق على الغاز الطبيعي المستخرج من آبار النفط الخام عادةً اسم الغاز المصاحب . قد يوجد هذا الغاز كطبقة غازية منفصلة فوق النفط الخام في الخزان الجوفي، أو قد يكون مذابًا في النفط الخام، ثم ينفصل عنه مع انخفاض الضغط أثناء الإنتاج. أما المكثفات المستخرجة من آبار النفط، فتُعرف غالبًا باسم مكثفات الإنتاج . [ 6 ]
  • آبار الغاز الجاف: تنتج هذه الآبار عادةً الغاز الطبيعي الخام فقط، ولا تحتوي على مكثفات، مع كمية قليلة أو معدومة من النفط الخام، وتُسمى بالغاز غير المصاحب . تُستخرج المكثفات من الغاز الجاف في محطات معالجة الغاز، وتُسمى غالبًا بمكثفات المحطة . [ 6 ]
  • آبار المكثفات: تنتج هذه الآبار عادةً الغاز الطبيعي الخام بالإضافة إلى سائل الغاز الطبيعي مع كمية قليلة من النفط الخام أو بدونه، وتُسمى بالغاز غير المصاحب . ويُشار إلى هذا الغاز الطبيعي الخام غالبًا بالغاز الرطب .
  • آبار طبقات الفحم: تُنتج هذه الآبار عادةً الغاز الطبيعي الخام من رواسب الميثان الموجودة في مسام طبقات الفحم، والتي غالبًا ما تتواجد تحت الأرض بتركيز عالٍ نتيجة امتصاصها على سطح الفحم نفسه. يُشار إلى هذا الغاز باسم غاز طبقات الفحم أو ميثان طبقات الفحم ( غاز طبقات الفحم في أستراليا). وقد أصبح غاز طبقات الفحم مصدرًا مهمًا للطاقة في العقود الأخيرة.

الملوثات في الغاز الطبيعي الخام

يتكون الغاز الطبيعي الخام عادةً بشكل أساسي من الميثان (CH₄ ) والإيثان ( C₂H₆ ) ، وهما أقصر جزيئات الهيدروكربون وأخفها . كما يحتوي غالبًا على كميات متفاوتة من :

معايير جودة الغاز الطبيعي

يجب تنقية الغاز الطبيعي الخام ليتوافق مع معايير الجودة التي تحددها شركات نقل وتوزيع الغاز الرئيسية عبر خطوط الأنابيب . وتختلف هذه المعايير من خط أنابيب لآخر، وتعتمد عادةً على تصميم نظام خط الأنابيب والأسواق التي يخدمها. وبشكل عام، تنص المعايير على أن الغاز الطبيعي:

  • يجب أن تقع القيمة الحرارية (القيمة الحرارية) ضمن نطاق محدد. على سبيل المثال، في الولايات المتحدة، يجب أن تكون حوالي 1035 ± 5% وحدة حرارية بريطانية لكل قدم مكعب من الغاز عند ضغط جوي واحد ودرجة حرارة 60  فهرنهايت (41 ميجا جول ± 5% لكل متر مكعب من الغاز عند ضغط جوي واحد ودرجة حرارة 15.6  درجة مئوية). في المملكة المتحدة، يجب أن تتراوح القيمة الحرارية الإجمالية بين 37.0 و44.5 ميجا جول/م³ لدخول الغاز إلى نظام النقل الوطني (NTS). [ 9 ]
  • يجب أن يتم توصيل الهيدروكربونات عند درجة حرارة نقطة ندى محددة أو أعلى منها (حيث قد تتكثف بعض الهيدروكربونات الموجودة في الغاز عند ضغط خط الأنابيب، مُشكّلةً كتلًا سائلة قد تُلحق الضرر بخط الأنابيب). يُقلل ضبط نقطة ندى الهيدروكربونات من تركيز الهيدروكربونات الثقيلة، مما يمنع حدوث التكثف أثناء النقل في خطوط الأنابيب. في المملكة المتحدة، تُعرّف نقطة ندى الهيدروكربونات بأنها أقل من -2  درجة مئوية للدخول إلى نظام النقل الوطني (NTS). [ 9 ] تتغير نقطة ندى الهيدروكربونات بتغير درجة الحرارة المحيطة السائدة، ويكون التغير الموسمي كما يلي: [ 10 ]
التغير الموسمي لنقطة ندى الهيدروكربونات
نقطة ندى الهيدروكربون30  درجة فهرنهايت (–1.1  درجة مئوية)35  درجة فهرنهايت (1.7  درجة مئوية)40  درجة فهرنهايت (4.4  درجة مئوية)45  درجة فهرنهايت (7.2  درجة مئوية)50  درجة فهرنهايت (10  درجة مئوية)
شهورديسمبر

يناير

فبراير

يمشي

أبريل

نوفمبر

يمكن

أكتوبر

يونيو

سبتمبر

يوليو

أغسطس

ينبغي أن يكون الغاز الطبيعي:

  • يجب أن يكون خالياً من المواد الصلبة الجزيئية والماء السائل لمنع التآكل أو الصدأ أو أي ضرر آخر قد يلحق بخط الأنابيب.
  • يجب تجفيف الغاز من بخار الماء بدرجة كافية لمنع تكوّن هيدرات الميثان داخل محطة معالجة الغاز أو لاحقًا داخل خط أنابيب نقل الغاز. ينص أحد المواصفات النموذجية لمحتوى الماء في الولايات المتحدة على ألا يتجاوز محتوى الماء في الغاز سبعة أرطال لكل مليون قدم مكعب قياسي من الغاز. [ 11 ] [ 12 ] أما في المملكة المتحدة، فيُعرّف ذلك بأنه أقل من -10  درجة مئوية عند ضغط 85 بارًا للدخول إلى نظام النقل الوطني. [ 9 ]
  • يجب ألا تحتوي على أكثر من كميات ضئيلة من مكونات مثل كبريتيد الهيدروجين، وثاني أكسيد الكربون، والمركابتانات، والنيتروجين. المواصفات الأكثر شيوعًا لمحتوى كبريتيد الهيدروجين هي 0.25 حبة من H₂S لكل 100 قدم مكعب من الغاز، أو ما يقارب 4 جزء في المليون. عادةً ما تحدد مواصفات ثاني أكسيد الكربون محتواه بما لا يزيد عن 2 أو 3 بالمائة. في المملكة المتحدة، يُحدد محتوى كبريتيد الهيدروجين بـ ≤ 5  ملغم/م³ ، والكبريت الكلي بـ ≤ 50  ملغم/م³ ، وثاني أكسيد الكربون بـ ≤ 2.0% (مولي)، والنيتروجين بـ ≤ 5.0% (مولي) للدخول في نظام مراقبة الغازات الوطني (NTS). [ 9 ]
  • يجب الحفاظ على تركيز الزئبق عند مستويات أقل من الحد الأدنى للكشف (حوالي 0.001 جزء في المليار بالحجم) وذلك لتجنب إتلاف المعدات في محطة معالجة الغاز أو نظام نقل الغاز عبر الأنابيب نتيجة لتفاعل الزئبق مع المعادن الأخرى وتصلبها. [ 7 ] [ 13 ] [ 14 ]

وصف لمحطة معالجة الغاز الطبيعي

توجد طرق متنوعة لتكوين وحدات المعالجة المختلفة المستخدمة في معالجة الغاز الطبيعي الخام. يوضح مخطط التدفق الموضح أدناه تكوينًا نموذجيًا لمعالجة الغاز الطبيعي الخام من آبار الغاز غير المصاحب، مبينًا كيفية تحويل الغاز الطبيعي الخام إلى غاز مبيعات يُنقل عبر الأنابيب إلى أسواق المستهلك النهائي. [ 15 ] [ 16 ] [ 17 ] [ 18 ] [ 19 ] بالإضافة إلى منتجات ثانوية متنوعة.

يُجمع الغاز الطبيعي الخام عادةً من مجموعة من الآبار المتجاورة، ويُعالج أولاً في أوعية فصل عند نقطة التجميع لإزالة الماء السائل الحر ومكثفات الغاز الطبيعي . [ 23 ] ثم تُنقل المكثفات عادةً إلى مصفاة نفط، وتُعالج المياه وتُصرّف كمياه صرف صحي.

يُنقل الغاز الخام عبر الأنابيب إلى محطة معالجة الغاز، حيث تتمثل عملية التنقية الأولية عادةً في إزالة الغازات الحمضية (كبريتيد الهيدروجين وثاني أكسيد الكربون). تتوفر عدة عمليات لهذا الغرض كما هو موضح في مخطط التدفق، ولكن معالجة الأمين هي العملية التي كانت تُستخدم تاريخيًا. مع ذلك، ونظرًا لمجموعة من القيود المتعلقة بالأداء والظروف البيئية لعملية الأمين، فقد اكتسبت تقنية أحدث تعتمد على استخدام أغشية بوليمرية لفصل ثاني أكسيد الكربون وكبريتيد الهيدروجين عن تيار الغاز الطبيعي قبولًا متزايدًا. وتُعد الأغشية جذابة لعدم استهلاكها أي مواد كيميائية. [ 24 ]

تُزال الغازات الحمضية، إن وُجدت، باستخدام المعالجة الغشائية أو الأمينية، ثم تُوجّه إلى وحدة استخلاص الكبريت التي تحوّل كبريتيد الهيدروجين الموجود في الغاز الحمضي إلى كبريت عنصري أو حمض كبريتيك. ومن بين العمليات المتاحة لهذه التحويلات، تُعدّ عملية كلاوس الأشهر لاستخلاص الكبريت العنصري، بينما تُعدّ عملية التلامس التقليدية وعملية حمض الكبريتيك الرطب (WSA ) أكثر التقنيات استخدامًا لاستخلاص حمض الكبريتيك . ويمكن التخلص من كميات صغيرة من الغاز الحمضي عن طريق حرقه.

يُطلق على الغاز المتبقي من عملية كلاوس عادةً اسم غاز الذيل ، ويُعالج هذا الغاز في وحدة معالجة غاز الذيل (TGTU) لاستخلاص وإعادة تدوير المركبات الكبريتية المتبقية إلى وحدة كلاوس. وكما هو موضح في مخطط التدفق، تتوفر عدة عمليات لمعالجة غاز الذيل من وحدة كلاوس، وتُعدّ عملية WSA مناسبة جدًا لهذا الغرض، نظرًا لقدرتها على العمل ذاتيًا حراريًا على غازات الذيل.

تتمثل الخطوة التالية في محطة معالجة الغاز في إزالة بخار الماء من الغاز باستخدام إما الامتصاص المتجدد في ثلاثي إيثيلين جلايكول السائل (TEG)، [ 12 ] والذي يُشار إليه عادةً باسم تجفيف الجليكول ، أو باستخدام مواد مجففة من كلوريد التمييع، أو وحدة امتزاز تأرجح الضغط (PSA) وهي امتزاز متجدد باستخدام مادة ماصة صلبة. [ 25 ] ويمكن أيضًا النظر في عمليات أخرى أحدث مثل الأغشية .

ثم تتم إزالة الزئبق باستخدام عمليات الامتزاز (كما هو موضح في مخطط التدفق) مثل الكربون المنشط أو المناخل الجزيئية القابلة للتجديد . [ 7 ]

على الرغم من أنها ليست شائعة، إلا أنه في بعض الأحيان تتم إزالة النيتروجين ورفضه باستخدام إحدى العمليات الثلاث الموضحة في مخطط التدفق:

  • عملية التبريد العميق ( وحدة فصل النيتروجين )، [ 26 ] باستخدام التقطير بدرجة حرارة منخفضة . يمكن تعديل هذه العملية لاستعادة الهيليوم أيضًا، إذا لزم الأمر (انظر أيضًا الغاز الصناعي ).
  • عملية الامتصاص، [ 27 ] باستخدام الزيت الخفيف أو مذيب خاص [ 28 ] كمادة ماصة.
  • عملية الامتزاز، باستخدام الكربون المنشط أو المناخل الجزيئية كمادة ماصة. قد تكون هذه العملية محدودة التطبيق لأنها تتسبب في فقدان البيوتان والهيدروكربونات الأثقل.

سلسلة تجزئة سوائل الغاز الطبيعي

The NGL fractionation process treats offgas from the separators at an oil terminal or the overhead fraction from a crude distillation column in a refinery. Fractionation aims to produce useful products including natural gas suitable for piping to industrial and domestic consumers; liquefied petroleum gases (Propane and Butane) for sale; and gasoline feedstock for liquid fuel blending.[29] The recovered NGL stream is processed through a fractionation train consisting of up to five distillation towers in series: a demethanizer, a deethanizer, a depropanizer, a debutanizer and a butane splitter. The fractionation train typically uses a cryogenic low temperature distillation process involving expansion of the recovered NGL through a turbo-expander followed by distillation in a demethanizing fractionating column.[30][31] Some gas processing plants use lean oil absorption process[27] rather than the cryogenic turbo-expander process.

The gaseous feed to the NGL fractionation plant is typically compressed to about 60 bar and 37 °C.[32] The feed is cooled to -22 °C, by exchange with the demethanizer overhead product and by a refrigeration system and is split into three streams:

  • Condensed liquid passes through a Joule-Thomson valve reducing the pressure to 20 bar and enters the demethanizer as the lower feed at -44.7 °C.
  • Some of the vapour is routed through a turbo-expander and enters the demethanizer as the upper feed at -64 °C.
  • The remaining vapor is chilled by the demethanizer overhead product and Joule-Thomson cooling (through a valve) and enters the column as reflux at -96 °C.[32]

The overhead product is mainly methane at 20 bar and -98 °C. This is heated and compressed to yield a sales gas at 20 bar and 40 °C. The bottom product is NGL at 20 barg which is fed to the deethanizer.  

The overhead product from the deethanizer is ethane and the bottoms are fed to the depropanizer. The overhead product from the depropanizer is propane and the bottoms are fed to the debutanizer. The overhead product from the debutanizer is a mixture of normal and iso-butane, and the bottoms product is a C5+ gasoline mixture.

تكون ظروف تشغيل الأوعية في وحدة تجزئة سوائل الغاز الطبيعي عادةً كما يلي. [ 29 ] [ 33 ] [ 34 ]

ظروف تشغيل عمود الغاز الطبيعي المسال
جهاز إزالة الميثانمزيل الإيثانمزيل البروبانمزيل التصبغمقسم البوتان
ضغط التغذية60 بارج30 بارج
درجة حرارة التغذية37  درجة مئوية25  درجة مئوية37  درجة مئوية125  درجة مئوية59  درجة مئوية
ضغط تشغيل العمود20 بارج26-30 بار10-16.2 بار3.8-17 بار4.9-7 بار
درجة حرارة المنتج العلوية-98 درجة مئوية50  درجة مئوية59  درجة مئوية49  درجة مئوية
درجة حرارة المنتج السفلي12  درجة مئوية37  درجة مئوية125  درجة مئوية118  درجة مئوية67  درجة مئوية
منتج علويالميثان (الغاز الطبيعي)الإيثانالبروبانالبيوتانإيزوبوتان
المنتج السفليسوائل الغاز الطبيعي(تغذية جهاز إزالة البروبان)(تغذية جهاز إزالة البيوتان)الغازولينالبيوتان العادي

يتكون العلف والمنتج عادةً مما يلي. [ 32 ]

مكونات التيار،  % حجم
عنصريٌطعمغاز طبيعي سائلالإيثانالبروبانإيزوبوتانالبيوتان العاديالغازولين
الميثان89.40.51.36
الإيثان4.937.095.147.32
البروبان2.226.03.590.182.0
إيزوبوتان1.37.22.596.04.5
البيوتان العادي2.214.82.095.03.0
أيزوبنتان5.033.13
ن-بنتان3.50.523.52
ن-هكسان4.026.9
ن-هبتان2.013.45
المجموع100100100100100100100

وحدات التحلية

يمكن معالجة تيارات البروبان والبيوتان ومركبات C5+ المستخلصة في وحدة معالجة Merox لتحويل المركابتانات غير المرغوب فيها إلى ثنائي كبريتيد، وتُعدّ هذه المركبات، إلى جانب الإيثان المستخلص، من المنتجات الثانوية النهائية لسوائل الغاز الطبيعي من محطة معالجة الغاز. حاليًا، لا تتضمن معظم محطات التبريد العميق عملية التجزئة لأسباب اقتصادية، ويتم نقل تيار سوائل الغاز الطبيعي كمنتج مختلط إلى مجمعات تجزئة مستقلة تقع بالقرب من مصافي التكرير أو المصانع الكيميائية التي تستخدم هذه المكونات كمواد خام . في حال تعذر مدّ خط أنابيب لأسباب جغرافية، أو إذا تجاوزت المسافة بين المصدر والمستهلك 3000  كيلومتر، يُنقل الغاز الطبيعي بحرًا على شكل غاز طبيعي مسال ، ثم يُعاد تحويله إلى حالته الغازية بالقرب من المستهلك.

منتجات

يُعدّ الغاز المتبقي من قسم استخلاص سوائل الغاز الطبيعي الغاز النهائي المُنقّى الذي يُنقل عبر الأنابيب إلى أسواق المستخدمين النهائيين. تُبرم قواعد واتفاقيات بين البائع والمشتري بشأن جودة الغاز، وتحدد هذه القواعد عادةً الحد الأقصى المسموح به لتركيز ثاني أكسيد الكربون وكبريتيد الهيدروجين والماء ، بالإضافة إلى اشتراط خلو الغاز تجاريًا من الروائح والمواد غير المرغوب فيها، والغبار أو أي مواد صلبة أو سائلة أخرى، والشموع ، والصمغ، ومكونات تكوين الصمغ، التي قد تُلحق الضرر بمعدات المشتري أو تؤثر سلبًا على تشغيلها. في حال حدوث أي خلل في محطة المعالجة، يحق للمشترين عادةً رفض استلام الغاز، أو خفض معدل التدفق، أو إعادة التفاوض على السعر.

استعادة الهيليوم

If the gas has significant helium content, the helium may be recovered by fractional distillation. Natural gas may contain as much as 7% helium, and is the commercial source of the noble gas.[35] For instance, the Hugoton Gas Field in Kansas and Oklahoma in the United States contains concentrations of helium from 0.3% to 1.9%, which is separated out as a valuable byproduct.[36]

See also

References

  1. ↑"PHMSA: Stakeholder Communications - NG Processing Plants". primis.phmsa.dot.gov. Retrieved 9 April 2018.
  2. 12Speight, James G. (2015). Handbook of Petroleum Product Analysis, Second Edition. Hoboken, NJ: John Wiley & Sons. p. 71. ISBN 978-1-118-36926-5.
  3. ↑"Chapter 2: Supply"(PDF). Archived from the original(PDF) on 2016-03-05. Retrieved 2014-09-21.
  4. ↑Kidnay, Arthur J.; Parrish, William R.; McCartney, Daniel G. (2019). Fundamentals of Natural Gas Processing, Third Edition. Boca Raton, FL: CRC Press. p. 165. ISBN 978-0-429-87715-5.
  5. ↑Agency, United States Central Intelligence (1977). Natural Gas. Washington, D.C.: U.S. Central Intelligence Agency. p. 25.
  6. 12U.S. Crude Oil Production Forecast- Analysis of Crude Types(PDF), Washington, DC: U.S. Energy Information Administration, 29 May 2014, p. 7, A final point to consider involves the distinction between the very light grades of lease condensate (which are included in EIA's oil production data) and hydrocarbon gas liquids (HGL) that are produced from the wellhead as gas but are converted to liquids when separated from methane at a natural gas processing plant. These hydrocarbons include ethane, propane, butanes, and hydrocarbons with five or more carbon atoms – referred to as pentanes plus, naptha, or plant condensate. Plant condensate can also be blended with crude oil, which would change both the distribution and total volume of oil received by refineries.
  7. 123"Mercury Removal from Natural Gas and Liquids"(PDF). UOP LLC. Archived from the original(PDF) on 2011-01-01.
  8. ↑"Radium in Piping".
  9. 1 2 3 4 "لوائح سلامة الغاز (الإدارة) لعام 1996" . legislation.co.uk . 1996. تم الاطلاع عليه بتاريخ 13 يونيو 2020 .
  10. ↑ معهد البترول (1978). دليل تكنولوجيا النفط والغاز في بحر الشمال . لندن: هايدن وأولاده. ص 133. ISBN  0855013168.
  11. ↑ تجفيف الغاز الطبيعي (مؤرشف بتاريخ 24 فبراير 2007 على موقع Wayback Machine) بقلم البروفيسور جون شتاينر غودموندسون، الجامعة النرويجية للعلوم والتكنولوجيا
  12. 1 2 تجفيف الجليكول مؤرشف بتاريخ 12-09-2009 في Wayback Machine (يتضمن مخطط انسيابي)
  13. ↑ إزالة الكبريت والزئبق من الغاز الطبيعي مؤرشفة في 2008-03-03 في Wayback Machine بواسطة بورك، إم جيه ومازوني، إيه إف، مؤتمر لورانس ريد لتكييف الغاز، نورمان، أوكلاهوما، مارس 1989.
  14. ↑ استخدام الجيوكيمياء الغازية لتقييم مخاطر الزئبق، مؤرشف بتاريخ 28-08-2015 في أرشيف الإنترنت ، أويل تريسرز، 2006
  15. ↑ معالجة الغاز الطبيعي: الرابط الحاسم بين إنتاج الغاز الطبيعي ونقله إلى السوق. مؤرشف بتاريخ 4 مارس 2011 في أرشيف الإنترنت (Wayback Machine).
  16. ↑ مثال على محطة غاز مؤرشفة بتاريخ 1 ديسمبر 2010 في أرشيف الإنترنت
  17. ↑ من التنقية إلى معالجة الغازات المسالة (مؤرشف بتاريخ 15 يناير 2010 في أرشيف الإنترنت)
  18. ↑ " تصميم معالجة غاز التغذية لمشروع بيرل لتحويل الغاز إلى سوائل " (ملف PDF) . spe.org . تم الاطلاع عليه بتاريخ 9 أبريل 2018 .
  19. ↑ فوائد دمج استخراج سوائل الغاز الطبيعي وتسييل الغاز الطبيعي المسال (مؤرشف بتاريخ 26-06-2013 في أرشيف الإنترنت)
  20. ↑ "MSDS: سوائل الغاز الطبيعي" (ملف PDF) . كونوكو فيليبس.
  21. ↑ "ما هي سوائل الغاز الطبيعي وكيف تُستخدم؟" . إدارة معلومات الطاقة الأمريكية. 20 أبريل 2012.
  22. ↑ "دليل لفهم الغاز الطبيعي وسوائل الغاز الطبيعي" . مجموعة STI. 19-02-2014.
  23. ↑ "تقنية فصل السوائل عن الغازات - النفط والغاز | شركة بال" . www.pall.com . تاريخ الاسترجاع: 22 أبريل 2023 .
  24. ↑ بيكر، آر دبليو "الاتجاهات المستقبلية لتكنولوجيا فصل الغازات بالأغشية" مجلة الهندسة الكيميائية والبحوث الصناعية، 2002، المجلد 41، الصفحات 1393-1411. doi : 10.1021/ie0108088
  25. ↑ المناخل الجزيئية مؤرشفة بتاريخ 2011-01-01 في Wayback Machine (تتضمن مخططًا انسيابيًا لوحدة PSA)
  26. ↑ عمليات الغاز 2002 ، معالجة الهيدروكربونات، الصفحات 84-86، مايو 2002 (مخططات التدفق التخطيطية ووصف عمليات رفض النيتروجين وإزالة النيتروجين)
  27. 1 2 تطور تقنيات معالجة الغاز لسوائل الغاز الطبيعي مدفوعًا باحتياجات السوق - صفحة موقع شركة Advanced Extraction Technology Inc.
  28. ↑ وحدة رفض النيتروجين في عملية AET، صفحة موقع شركة Advanced Extraction Technology Inc.
  29. 1 2 مانلي، د.ب. (1998). "التقطير الفعال من الناحية الديناميكية الحرارية: تجزئة سوائل الغاز الطبيعي". البحوث التطبيقية لأمريكا اللاتينية .
  30. ↑ صفحة موقع شركة تكنولوجيا الاستخلاص المتقدمة لعملية التمدد التوربيني المبرد
  31. ↑ عمليات الغاز 2002 ، معالجة الهيدروكربونات، الصفحات 83-84، مايو 2002 (مخططات التدفق التخطيطية وأوصاف عمليات معالجة الغاز الطبيعي المسال واستعادة الغاز الطبيعي المسال)
  32. 1 2 3 منيب نواز، "توليف وتصميم مخططات تدفق وحدة إزالة الميثان لعمليات الفصل في درجات الحرارة المنخفضة"، جامعة مانشستر، أطروحة دكتوراه غير منشورة، 2011، الصفحات 137، 138، 154
  33. ↑ لويبن، دبليو إل (2013). "التحكم في سلسلة من أعمدة التقطير لفصل الغاز الطبيعي". مجلة البحوث في الكيمياء الصناعية والهندسية . 52 : 5710741-10753 . doi : 10.1021/ie400869v .
  34. ↑ البدوي، ك.م.؛ تيماه، م.أ.؛ شحاتة، أ.إ.؛ حنفي، أ.أ. (2017). "محاكاة إنتاج غاز البترول المسال من الغاز الطبيعي باستخدام أبراج التجزئة". المجلة الدولية للبحوث العلمية والتقنية المتقدمة . 6 (7).
  35. ↑ وينتر، مارك (2008). "الهيليوم: الأساسيات" . جامعة شيفيلد . تم الاسترجاع في 14 يوليو 2008 .
  36. ↑ دوايت إي. وارد وآرثر ب. بيرس (1973) "الهيليوم" في موارد المعادن في الولايات المتحدة ، هيئة المسح الجيولوجي الأمريكية، ورقة مهنية 820، ص 285-290.

للمزيد من القراءة

  • هارينغ، إتش دبليو (2008). معالجة الغازات الصناعية. فاينهايم، ألمانيا: دار نشر وايلي-في سي إتش المحدودة وشركاه المحدودة
  • كول، أ.، ونيلسن، ر. (1997). تنقية الغاز. الطبعة الخامسة. هيوستن، تكساس: شركة جلف للنشر