پژوهش های کاربردی مهندسی شیمی - پلیمر

چکیده موضوع تحقیق: تخریب اکسایشی حلال‌های آمینی یکی از چالش‌های مهم در فرایندهای جذب دی‌اکسیدکربن است که منجر به تشک یل نمک‌های پایدار حرارتی (HSS) و کاهش ظرفیت و سینتیک جذب CO₂ می‌شود. این مطالعه اثر اسیداستیک، به‌عنوان یکی از محصولات عمده تخریب، بر عملکرد جذب CO₂ در محلول آبی متیل‌دی‌اتانول‌آمین (MDEA) و پتانسیل اصلاحی 1,3 دی‌آمینوپروپان (DAP) به‌عنوان افزودنی واکنش‌پذیر را بررسی می‌کند.
روش تحقیق: آزمایش‌های جذب CO₂ به روش حجم‌سنجی در دمای 303/15 کلوین و فشار اولیه 620 کیلوپاسکال انجام شد. ابتدا تأثیر افزودن اسیداستیک در 3 غلظت وزنی بر ظرفیت تعادلی، رفتار سینتیکی و pH محلول MDEA بررسی شد. سپس، DAP در غلظت‌های 2/5، 6 و 10 درصد وزنی به محلول MDEA تخریب‌شده افزوده شد و تغییرات ظرفیت جذب، سینتیک و pH مورد تحلیل قرار گرفت.
نتایج اصلی: یافته‌های این پژوهش نشان می‌دهد که اسیداستیک به‌طور قابل‌توجهی بر عملکرد جذب CO₂ تأثیر منفی می‌گذارد؛ به‌طوری‌که حضور آن منجر به کاهش حدود 20 درصدی ظرفیت جذب CO₂ و تضعیف قابل‌ملاحظه سینتیک جذب شد که با کاهش pH و افزایش فشار تعادلی همراه بود. این اثرات مخرب، ناشی از تشکیل نمک‌های پایدار حرارتی و کاهش قلیائیت مؤثر محلول است. بااین‌حال، افزودن 1,3 دی‌آمینوپروپان (DAP) به‌عنوان افزودنی واکنش‌پذیر، توانست بخش عمده‌ای از افت عملکرد را جبران کند. نتایج کمی نشان داد که در غلظت 10 درصد وزنی DAP، ظرفیت جذب CO₂ حدود 69 درصد افزایش یافته، فشار تعادلی 44 درصد کاهش یافته‌است. این بهبود چشمگیر، هم در رفتار ترمودینامیکی و هم در سینتیک جذب مشاهده شد. سازوکار اصلی این بهبود، شامل واکنش مستقیم DAP با CO₂، احیای قلیائیت محلول از طریق واکنش با محصولات تخریب و آزادسازی مولکول‌های پروتونه‌شده MDEA است. این نتایج کیفی و کمی، کاربرد DAP را به‌عنوان راهکاری مؤثر برای کاهش اثرات منفی نمک‌های پایدار حرارتی تأیید می‌کند و قابلیت آن را در توسعه فرایندهای جذب CO₂ پایدارتر و اقتصادی‌تر برجسته می‌سازد.

چکیده موضوع تحقیق: تشکیل هیدرات در خطوط انتقال گاز طبیعی یکی از چالش‌های مهم عملیاتی در سامانه‌های فراورش و انتقال گاز است؛ زیرا می‌تواند موجب افت فشار، محدودیت جریان، انسداد خط لوله، توقف تولید و بروز مخاطرات ایمنی جدی شود. بااین‌وجود، تشکیل هیدرات تحت شرایط کنترل‌شده می‌تواند روشی نوین برای ذخیره‌سازی گاز باشد. در این پژوهش، شرایط ترمودینامیکی تشکیل هیدرات و ظرفیت ذخیره‌سازی گاز طبیعی در واحد NF شرکت پتروشیمی بندر امام با استفاده از نمونه‌های گاز طبیعی خطوط انتقال مورد ارزیابی تجربی و مدل‌سازی قرار گرفت.
روش تحقیق: برای این منظور، چندین همبستگی پیش‌بینی و مدل ترمودینامیکی شامل روش‌های ماکاگون، تویلر-مخاطب، هامرشیمیت و چگالی نسبی گاز بررسی و نتایج آن‌ها با خروجی نرم‌افزارهای تخصصی پیش‌بینی هیدرات شامل Hydrate Plus، CSMGem، Hydrate-Off و DWHC-HWU مقایسه شد. افزون بر این، آزمایش‌ها با روش حجم ثابت در محدوده فشار اولیه 16/1 تا 52/2 بار و دمای 266/3 تا 279/9 کلوین انجام شدند و شرایط تعادلی تشکیل هیدرات در فشار 12/4 تا 49/0 بار و دمای 4/8 تا 16/1درجه سانتی‌گراد (277/95 تا 289/25 کلوین) تعیین شد. همچنین رفتار ظرفیت ذخیره‌سازی با روش سطح پاسخ (RSM) مدل‌سازی شد.
نتایج اصلی: مقایسه مدل‌های ترمودینامیکی و نرم‌افزارهای تخصصی نشان داد که روش‌های Hydrate-Off و DWHC-HWU بالاترین دقت را در پیش‌بینی شرایط تعادلی تشکیل هیدرات برای ترکیب گاز طبیعی واحد NF دارند. نتایج تجربی حاکی از آن است که ظرفیت ذخیره‌سازی گاز طبیعی در فاز هیدرات در محدوده 29/88 تا 64/58 حجم استاندارد گاز بر حجم هیدرات (V/V) قرار دارد. بیشترین ظرفیت ذخیره‌سازی (V/V) 64/58 در بالاترین فشار اولیه آزمایشگاهی 52/2 بار و دمای 279/9 کلوین به دست آمد. تحلیل اثر متغیرها نشان داد که افزایش فشار اولیه با افزایش نیروی پیش‌ران نفوذ گاز به قفس‌های هیدراتی، ظرفیت ذخیره‌سازی را به شکل محسوسی افزایش می‌دهد؛ درحالی‌که افزایش دما با کاهش حلالیت گاز در فاز مایع و کاهش پایداری ساختار، اثر بازدارنده بر ظرفیت دارد. در نهایت، مدل رگرسیونی به‌دست‌آمده از روش سطح پاسخ (RSM) با ضریب تبیین بسیار مطلوب R2=98.34 تطابق عالی با داده‌های تجربی نشان داد و صحت پیش‌بینی ظرفیت ذخیره‌سازی را در شرایط عملیاتی اثبات کرد.