کاهش هزینه های انتقال گاز

آثار حذف نیتروژن همراه با گاز طبیعی در خطوط لوله
میزان نیتروژن موجود در گاز طبیعی ایران بین پنج دهم تا یازده درصد متغیر است. با توجه به آثار جنبی وجود نیتروژن همراه گاز بر ارزش حرارتی سوخت، اندازه ی خطوط انتقال و ظرفیت ایستگاه های تقویت فشار گاز،معمولا زدودن نیتروژن از گاز طبیعی با غلظت بیش از چهار درصد در شدت جریان های بالا انجام می شود.برای نیل به این هدف در حال حاضر از سیستم های سرد سازی، جذب سطحی، غشایی و جذب در حلال های مایع استفاده می شود. هر یك از روش های جداسازی مذكور در محدوده ی خاصی از نظر شدت جریان و میزان نیتروژن موجود در گاز دارای مزیت اقتصادی است و كاربرد دارد. با توجه به بالا بودن هزینه های فرآیند جذب سطحی و كاربرد نداشتن روش جذب در مقیاس صنعتی، در این مقاله ضمن بررسی اجمالی تمامی روش ها به بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای سردسازی و غشایی پرداخته شده است. هرچند جداسازی نیتروژن باعث صرفه جویی قابل توجهی در افزایش ظرفیت انتقال گاز و توان كمپرسور واحد های تقویت فشار خط لوله IGAT-II می گردد، اما به دلیل كم بودن نسبی میزان نیتروژن موجود در گاز طبیعی ایران و همچنین حجم بالای سرمایه گذاری مورد نیاز، هیچ یك از روش های جداسازی گفته شده در شرایط فعلی دارای توجیه اقتصادی نیست.
• اجزای اصلی
گاز طبیعی مخلوطی از هیدروكربن های سبك است كه عمده ترین جزء آلی موجود در آن متان است. این گاز بی رنگ، بی بو ، بدون طعم و مزه و غیر سمی است و معمولا با شعله ای آبی رنگ در حد اشتعال بین ۵ تا ۱۵ درصد می سوزد. ارزش حرارتی گاز طبیعی بین ۸۰۰ـ ۱۲۰۰ «بی.تی.یو» به ازای هر فوت مكعب از گاز در شرایط استاندارد است.
گاز طبیعی به دو دسته ی ترش و شیرین تقسیم می شود. گاز ترش حاوی مقادیری از ناخالصی های سولفید هیدروژن و دی اكسید كربن است كه تمامی ناخالصی های مذكور به دلیل آثار مخرب ناشی از خوردگی شدید در لوله های انتقال و تجهیزات فرآیندی باید در محل تولید پالایش گردد. گاز طبیعی بدون ناخالصی های فوق را گاز شیرین می نامند.
علاوه بر ناخالصی های مذكور مقداری نیتروژن نیز در گاز طبیعی موجود است كه اگرچه آثار مخرب خوردگی بر تاسیسات انتقال و فرآورش گاز را ندارد اما به دلایل صرفه جویی در هزینه های حمل و نقل و نگهداری، كاهش ارزش حرارتی و مسائل زیست محیطی لازم است در محل تولید از آن جدا شود. با توجه به مقدار نسبتا زیاد نیتروژن در بیشتر مخازن گاز طبیعی كشورهای اروپایی و آمریكا سال هاست كه بسیاری از این كشورها به جداسازی نیتروژن اقدام می كنند. با توجه به بالا بودن هزینه های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی در روش های متداول، این گونه جداسازی ها فقط به شدت جریان ها و غلظت های نسبتا زیاد محدود می شود. در كشورهای پیشرفته صنعتی به ویژه آمریكا مطالعات فراوانی برای حذف یا كاهش میزان نیتروژن موجود در این گاز برای دبی ها و غلظت های كمتر نیز به عمل آمده است كه بیشتر آن فعالیت ها در مراحل آزمایشگاهی و نیمه صنعتی است.
گاز طبیعی یكی از مهمترین منابع تامین انرژی است و طبق پیش بینی سازمان بین المللی انرژی در سال گذشته ی میلادی دارای سریعترین نرخ رشد نسبت به سایر منابع انرژی در سال های آتی خواهد بود. پیش بینی می شود كه میزان مصرف جهانی این گاز بین سال های ۲۰۰۱ تا ۲۰۲۵ به بیش از دو برابر افزایش یابد. بیشترین میزان افزایش مصرف گاز طبیعی در مدت مذكور به كشورهای در حال توسعه مربوط است. با وجود پایین بودن نرخ رشد استفاده از گاز طبیعی در گذشته، مصرف گاز ایران تنها طی سالهای ۵۹ تا۷۶ از ۵/۳ میلیارد متر مكعب به بیش از ۴۴میلیارد متر مكعب در سال افزایش یافته است.
• وضعیت كنونی
میزان ذخائر گاز طبیعی شناخته شده جهانی تا ابتدای سال گذشته ی میلادی بالغ بر۵هزارو ۵۰۱ تریلیون فوت مكعب بوده است. ایران با ۸۱۲تریلیون فوت مكعب گاز طبیعی بیش از ۸/۱۴درصد ذخائر گازی جهان را دارد و از نظر میزان ذخائر گازی دومین كشور در جهان است. به تازگی مقامات كشوری اعلام كرده اند كه با توجه به كشف منابع جدید و توسعه ی ظرفیت مخازن قبلی، سهم ایران به بیش از ۱۸درصد افزایش یافته است. در مجموع، كشورهای منطقه خاور میانه، اروپای شرقی و روسیه سابق حدود ۸۰ درصد از ذخائر گاز طبیعی جهان را دارند. اگرچه ذخائر شناخته شده ی گاز طبیعی جهان در سال ۲۰۰۳با میزان مصرف فعلی تنها كفاف ۶۰سال مصرف جهانی را می دهد اما با توجه به رشد روز افزون جهانی مصرف، در صورتی كه ذخائر جدیدی كشف نشود منابع فعلی كمتر از ۴۰سال دیگر به پایان می رسد.
سهم مصرف گاز طبیعی در كشورهای در حال توسعه و خاورمیانه نسبت به كشورهای پیشرفته صنعتی تا حدودی ناچیز بوده و عمده افزایش مصرف گاز مربوط به كشورهای پیشرفته ای مانند آمریكا، اروپای غربی و ژاپن است.چنانچه در شكل۱ دیده می شود، نرخ افزایش مصرف گاز طبیعی به گونه ای است كه از سال ۲۰۰۵ میزان مصرف گاز نسبت به زغال سنگ افزایش یافته و تا بیست سال آینده سهم آن در تامین انرژی جهانی به حدود ۷۰درصد سهم مصرف نفت خواهد رسید. با توجه به رشد سریع مصرف گاز كه بخش اعظم آن مربوط به كشورهای پیشرفته صنعتی است و همچنین كشف نشدن ذخائر جدید در این كشورها بدیهی است در آینده ی نزدیك میزان تقاضای جهانی برای گاز طبیعی افزایش خواهد داشت و این امر به بالا رفتن قیمت آن در سطح جهانی منجر خواهد شد.
بنا به مطالعات موسسه تكنولوژی گاز آمریكا بیش از ۱۱درصد تولید و۱۶درصد منابع گازی این كشور آلوده به نیتروژن است. معمولا گازهای حاوی بیش از چهار درصد نیتروژن را باید قبل از ورود به خطوط لوله تصفیه شود. هر چند به دلیل هزینه های بسیار زیاد جداسازی نیتروژن و پالایش گاز طبیعی از ازت، فقط ارسال مقادیر زیاد آن دارای توجیه اقتصادی است اما مطالعاتی نیز در مورد تخمین مخارج واحدهای كوچك جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی انجام گرفته است.
در حال حاضر هر سال بیش از ۵/۷۷ میلیارد متر مكعب گاز طبیعی در كشور مصرف می شود. كل مصرف گاز كشور تنها در یك دهه به بیش از سه برابر افزایش یافته است كه از این میزان بدون در نظر گرفتن گاز طبیعی مورد استفاده توسط شركت نفت، به طور متوسط حدود ۳۸درصد در تامین انرژی نیروگاه ها، ۲۹درصد برای مصرف خانگی، ۲۹درصد در مصارف صنعتی و مابقی در بخش تجاری مورد استفاده قرار می گیرد. پیش بینی می شود سهم مصرف گاز طبیعی در سبد انرژی كشور در پایان سال امسال بالغ بر ۵۴درصد كل مصرف انرژی كشور گردد و ۸۲درصد شهرهای ایران به شبكه گازرسانی بپیوندد.
از كل میزان ۹/۷۰ میلیارد متر مكعب گاز استحصال شده در كشور در سال ۱۳۸۰ تنها سه دهم میلیارد متر مكعب آن به خارج صادر شده است. این میزان یك سال پس از آن به ۳/۱ میلیارد متر مكعب افزایش یافته است. با توجه به توان بسیار بالای ایران در تولید گاز طبیعی از فازهای آتی پروژه پارس جنوبی، بدیهی است باید برای یافتن بازارهای خارجی در این زمینه تلاش های گسترده ای صورت گیرد. نمونه ای از این اقدامات، صادرات گاز به كشور هند است كه در حال حاضر در دست بررسی است. از سوی دیگر با وجود ظرفیت نسبتا زیاد ایران برای صادرات گاز طبیعی، متاسفانه در این زمینه با مشكلات متعددی وجود دارد، به گونه ای كه بازار صادراتی این محصول به یك بازار مشتری مدار تبدیل شده است. نمونه ای از این مسائل، ابراز نارضایتی مقامات تركیه از كیفیت گاز تحویلی توسط ایران بود كه منجر به چند ماه توقف صادرات آن به كشور مذكور شد. خوشبختانه پس از انجام مذاكرات و رفع اختلاف، صادرات گاز دوباره آغاز شد.
ایران در نظر دارد علاوه بر پروژه های احداث خطوط لوله، تاسیسات تولیدگاز طبیعی مایع را گسترش دهد و همزمان امكان تبدیل گاز طبیعی به سوخت های نفتی مایع (GTL) را نیز فراهم آورد. ایران در این صورت قادر خواهد بود كه مقادیر عظیمی از گاز طبیعی حاصل از پروژه ی پارس جنوبی را بدون استفاده از خطوط لوله و از راه سوپر تانكرها به كشورهای دیگر صادر كند. به عنوان نخستین گام در این زمینه قرار است تجهیزات مورد نیاز تولید سالانه حدود ۸ میلیون تن گاز طبیعی مایع طی فازهای ۱۱ و ۱۲ پروژه پارس جنوبی در پالایشگاه عسلویه نصب گردد. جدول۱ نشانگر حداكثر ظرفیت پالایش گاز طبیعی كشور در پایان سال۸۱ به همراه درصد نیتروژن موجود در گاز خروجی و آنالیز كامل گازهای خروجی از پالایشگاه های گاز طبیعی است.
با توجه به این كه طبق استانداردهای جهانی موجود نسبت به جداسازی نیتروژن با غلظت بیش از چهار درصد در گازهای طبیعی اقدام می شود، لذا به نظر می رسد كه برای كاهش نیتروژن موجود در گاز طبیعی تصفیه شده باید بررسی های لازم صورت گیرد. این كار علاوه بر ایجاد صرفه جویی نسبتا زیاد در هزینه ی ساخت خطوط لوله ی انتقال، باعث افزایش ارزش حرارتی گاز طبیعی شده و با توجه به كم بودن نسبی ارزش گاز صادراتی ایران و وجود بازار رقابتی، در درازمدت دارای توجیه اقتصادی است.
وجود نیتروژن در گاز طبیعی معایب فراوانی دارد كه عمده ترین آنها عبارتند از:
•كاهش ارزش حرارتی سوخت.
•كاهش دمای شعله احتراق و افزایش اتلاف انرژی توسط گازهای احتراق.
•افزایش هزینه ساخت خطوط لوله انتقال و تاسیسات تقویت فشار مربوطه.
•افزایش میزان اكسیدهای نیتروژن در محصولات احتراق با اكسیژن خالص.
متوسط انرژی حرارتی گاز طبیعی در سطح جهانی در شرایط استاندارد حدود ۳۸هزار كیلو ژول بر متر مكعب است. گاز ایران با داشتن ۳۷هزار و۹۳۰ كیلو ژول بر متر مكعب ارزش حرارتی، دارای كیفیت نازل تری نسبت به حد متوسط جهانی است (جدول ۲). حذف یا كاهش تركیبات بی اثر موجود در سوخت ها یكی از راه های ساده اما مطمئن افزایش ارزش حرارتی آن است. با انجام این روش و جداسازی حدود ۵ درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود ۴۰هزار كیلو ژول بر متر مكعب افزایش داد.
وجود نیتروژن یا هر ناخالصی غیر قابل احتراق در گاز طبیعی باعث می شود تا هنگام احتراق، تركیب مذكور بخشی از انرژی حاصل از سوختن گاز را جذب كرده و باعث كاهش نسبی دمای شعله گردد. انرژی جذب شده توسط تركیبات غیر قابل احتراق، همراه با محصولات احتراق از دودكش خارج شده و عملا هدر می رود. همچنین با یك حساب بسیار ساده می توان محاسبه نمود كه پس از حذف نیتروژن از گاز طبیعی در محل تولید، به میزان قابل توجهی بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز كشور اعم از خطوط انتقال، مراكز تقویت فشار و شبكه های توزیع افزوده می شود. همچنین با توجه به بالا بودن دمای شعله احتراق گاز طبیعی با اكسیژن خالص، وجود نیتروژن موجود در گاز باعث تولید انواع اكسیدهای نیتروژنی شده كه آثار سوء زیست محیطی آن كاملا محرز است. این نكته در مورد احتراق گاز طبیعی با هوا صادق نیست؛ زیرا مقدار نیتروژن موجود در هوای احتراق به مراتب بیش از نیتروژن همراه گاز است.
•بررسی روش های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی
مهمترین فرآیندهای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی عبارت از روش های سردسازی ، غشایی، استفاده از جاذب های محلول و غیر محلول و جذب سطحی است. اگرچه فرآیندهای مذكور در محدوده گسترده ای از نظر شدت جریان گاز و غلظت نیتروژن می تواند مورد استفاده قرار گیرد اما معمولا فقط در یك شرایط خاص اقتصادی است. جدول ۳ نمایانگر محدوده كاربرد روش های مذكور است.
با توجه به این جدول،میزان گاز تولیدی پالایشگاه های ایران عمدتا بسیار زیاد بوده و غلظت نیتروژن در آن ها نسبتا پایین است، لذا فرآیندهای جذب سطحی و جذب توسط حلال برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی ایران مناسب نبوده و باید از فرآیندهای غشایی یا سردسازی استفاده كرد. مقایسه ی اجمالی هزینه های سرمایه گذاری و عملیاتی برای فرآیندهای جداسازی به روش های سردسازی، جذب سطحی و غشایی در جدول ۴ آمده است. مقادیر مذكور برای شدت جریان های كم خوراك و غلظت پایین نیتروژن در گاز طبیعی است.
هرچند با توجه به اعداد ارائه شده در جدول ۴ به نظر می رسد كه فرآیند غشایی در تمامی موارد مناسب تر از فرآیندهای دیگر باشد اما باید توجه داشت كه ارقام مذكور برای شدت جریان های كم خوراك و غلظت پایین نیتروژن(حدود ۸ درصد) ارائه شده كه برای فرآیند غشایی مناسب است. در حالت كلی باید با در نظر گرفتن شدت جریان گاز طبیعی و میزان غلظت نیتروژن موجود در آن به بررسی فنی و اقتصادی فرآیندهای جداسازی اقدام كرد و در نهایت فرآیند بهینه را انتخاب نمود. به این منظور تصمیم گرفته شد تا نسبت به انجام بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای غشایی و سردسازی در جداسازی نیتروژن از گاز خروجی پالایشگاه فجر(كنگان) اقدام شود.• بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیند سردسازی
فرآیند سردسازی تنها حاوی یك فرآیند فیزیكی تبخیر ناگهانی در دمای بسیار پایین است، لذا تعیین شرایط بهینه عملیاتی از حیث دما و فشار برای نیل به حداكثر بازیافت اجزای هیدروكربنی به ویژه متان و در نتیجه حفظ نسبی ارزش حرارتی سوخت دارای بیشترین اهمیت است. به همین دلیل قبل از طراحی سیستم سرمایشی مورد نیاز نسبت به انجام محاسبات تفصیلی جهت تعیین شرایط بهینه جداسازی اقدام گردید. در هر مورد دما و فشار بهینه به گونه ای انتخاب شده كه میزان نیتروژن موجود در محصول پالایش شده خروجی كمتر از ۴درصد باشد. با توجه به محاسبات انجام شده، قرار شد به منظور تحصیل راندمان مناسب از فرآیند سردسازی در فشار ۷۰۰ kPa و دمای۱۳۸.۱!C استفاده شود. چكیده ی طراحی های به عمل آمده همراه با بررسی های اقتصادی فرآیند سردسازی در جدول۵ آمده است.
همان گونه كه در جدول۷ می بینید، میزان هزینه های سرمایه گذاری اولیه و جاری برای كاهش نیتروژن از كل گاز خروجی از پالایشگاه فجر توسط فرآیند سردسازی به مراتب بیش از فرآیند غشایی است. بدیهی است این هزینه ی بالا باعث می شود كه چنین فرآیندی از نظر اقتصادی به هیچ وجه توجیه پذیر نباشد. چنانچه به هر دلیلی از فرآیند سردسازی برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی استفاده شود، به دلیل جدا شدن نیتروژن از گاز به میزان دو درصد بر ارزش حرارتی هر متر مكعب از گاز تصفیه شده افزوده می شود. بدیهی است این كار علاوه بر افزایش ظرفیت انتقال كه در اثر كاهش میزان دبی حجمی گاز حاصل می شود، باعث افزایش ارزش اقتصادی آن نیز می گردد.
• بررسی كاهش اندازه ی خط انتقال گاز IGAT-II و تاسیسات جانبی مورد نیاز
متوسط ناخالصی نیتروژن در منابع گاز طبیعی ایران حدود پنج درصد است، لذا می توان انتظار داشت كه پس از حذف این مقدار ناخالصی از گاز طبیعی در محل تولید، تقریبا به همین میزان بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز كشور اعم از خطوط انتقال، مراكز تقویت فشار و شبكه های توزیع افزوده شود. گفتنی است به علت حجم زیاد سرمایه گذاری انجام شده در هر یك از بخش های یاده شده افزایش ظرفیت مذكور از نظر اقتصادی قابل توجه خواهد بود.
با توجه به اطلاعات موجود در مورد بخش مركزی خط لوله IGAT-II تصمیم گرفته شد تا نسبت به مشابه سازی حدود ۶۰۰ كیلومتر از خط لوله مذكور از پالایشگاه فجر تا ایستگاه تقویت فشار S۴ واقع در استان اصفهان، منطقه پل كله اقدام شود. نتایج حاصل از این شبیه سازی ها بیانگر میزان تغییرات به وجود آمده در توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان كمپرسور واحدهای تقویت فشار در اثر جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی است. در آخرین بخش از شبیه سازی انجام شده، با انجام تصحیح مورد نیاز دبی گاز پالایشی ورودی به خط لوله IGAT-II، به گونه ای عمل شده كه توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان كمپرسورهای موجود در ایستگاه های تقویت فشار بین راه تا حد امكان برابر با مقادیر فعلی پارامترهای مذكور باشد. بدین ترتیب با مقایسه دبی های وضعیت موجود و شرایط جدید می توان میزان افزایش ظرفیت به وجود آمده در سیستم انتقال گاز مورد نظر را تعیین نمود. همچنان كه در جدول ۸ آمده است چنانچه ایستگاه تقویت فشار با دبی پس از جداسازی عمل نماید، صرفه جویی قابل توجهی در توان كمپرسورهای مربوطه به وجود می آید.
وضعیت case ۲ مربوط به حالتی است كه دبی گاز ورودی چنان افزایش یافته كه تمام مقادیر فشارها و توان های كمپرسورها تقریبا به حالت اولیه یعنی قبل از جداسازی نیتروژن بازگردد. نتایج محاسبات انجام شده حاكی از آن است كه در صورت كاهش مقدار نیتروژن به روش غشایی، تقریبا به میزان ۲۰درصد در توان كمپرسورها صرفه جویی شده و حدود پنج درصد نیز بر مقدار ظرفیت خط لوله سراسری دوم نسبت به حالت پس از جداسازی نیتروژن افزوده می شود.
• بررسی خلوص و موارد مصرف صنعتی نیتروژن استحصالی
به دلیل كم بودن میزان نیتروژن در اكثر گازهای طبیعی استحصالی از میدان های گازی ایران و بالا بودن هزینه ی جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی،پالایش گاز طبیعی از نیتروژن در بسیاری موارد فاقد توجیه اقتصادی مناسب است. از سوی دیگر به دلیل آن كه گازهای طبیعی ایران عمدتا سرشار از متان و نسبتا تهی از هیدروكربن های سنگین تر است (جدول ۱)، لذا ارزش حرارتی گاز ایران در مقایسه با گاز طبیعی بسیاری از كشورهای دیگر كمتر بوده و همین امر می تواند باعث كاهش رغبت خریداران خارجی نسبت به خرید گاز ایران باشد. یكی از راههای مطمئن افزایش ارزش حرارتی سوخت ها، حذف یا كاهش تركیبات بی اثر موجود در آن ها مانند نیتروژن، دی اكسید كربن و بخار آب است. با انجام این روش و جداسازی حدود پنج درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود ۴۰هزار كیلو ژول بر متر مكعب افزایش داد.
گازهای پس ماند خروجی از واحدهای جداسازی غشایی و سردسازی اگرچه غنی از نیتروژن است اما سرشار از متان بوده و به همین دلیل مناسب ترین مورد مصرف برای آن ها استفاده در توربین های احتراقی برای تامین توان مورد نیاز كمپرسورهای فرآیند است.نتایج محاسبات انجام شده در مورد فرآیند غشایی حاكی از آن است كه ارزش كل حرارتی گاز اتلافی برابر با ۷.۷۶E+۱۰ kJ/d یا معادل ۸۹۸ MW است.
با احتساب ۳۰درصد راندمان حرارتی برای توربین های گازی و ۹۰درصد راندمان برای كمپرسورهای موجود در فرآیند، گاز اتلافی فرآیند مذكور می تواند تا بیش از ۲۴۰ MW توان جهت چرخاندن كمپرسورهای فرآیند غشایی ایجاد كند. طبق محاسبات تفصیلی انجام شده، در مجموع ۲۲۷ MW توان برای تمام كمپرسورهای موجود در فرآیند غشایی مورد نیاز است.در نتیجه اندكی از گازهای اتلافی تولید شده مازاد بر نیاز توان كمپرسورها بوده و می توان با توجه به موارد مصرف احتمالی آن نسبت به تعیین درصد خلوص نیتروژن و انتخاب روش مناسب جداسازی اقدام نمود.
مهم ترین موارد مصارف این گاز در صنایع شیمیایی مانند تولید آمونیاك برای تهیه كودهای شیمیایی یا ملامین، صنایع نفت و گاز مانند استخراج و پالایش، صنایع الكترونیك مانند تولید نیمه هادی ها، صنایع فلزی همچون تولید فلزات و عملیات فلز كاری، صنایع غذایی برای منجمد نمودن سریع مواد غذایی و صنایع شیشه گری و پلیمر یعنی تولید انواع شیشه، لاستیك و پلاستیك است. چنانچه از گاز پس ماند واحد نیتروژن زدایی برای بهره برداری ثانویه در تزریق به چاه های نفت استفاده شود، نیاز به هیچ گونه جداسازی متان از نیتروژن نیست و به همین صورت قابل استفاده است. زیرا متان همراه نیتروژن علاوه بر تامین فشار مورد نیاز مخزن در نفت سنگین حل شده و راندمان بهره برداری را افزایش می هد. در صورتی كه از گاز پس ماند برای استفاده در صنایع غذایی مانند منجمد نمودن محصولات غذایی استفاده شود لازم است میزان خلوص نیتروژن آن بیش از ۹۹.۹درصد باشد. در سایر موارد مصرف نیتروژن نیز مانند تهیه آمونیاك و استفاده از آن به عنوان عامل خنثی در عملیات حرارتی فلزات باید میزان خلوص گاز حداقل برابر ۹۰درصد انتخاب شود.
مراجع:
۱.http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/pdf/nat_gas.pdf
۲. A.Tehrani,سEvaluation and analysis of natural gas ratesس,Oil Ministry, Tehran,Iran, http://www.iranenergy.org.ir/English /df/secend%۲۰energy%۲۰congress/EVALUATION %۲۰ANALYSIS %۲۰۰F%۲۰NATURAL%۲۰GAS %۲۰RATES.pdf
۳. Linda E. Doman, زTrends in world Energy:Preliminary Projections from the International Energy Outlook ۲۰۰۳س. Engergy Information Administration, ۲۰۰۳. http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/conf/doman/NEMS%۲۰talk%۲۰ieo ۲۰۰۳%۲۰wo%۲۰talking%۲۰points.ppt
۳. http://www.nigc.org/pajohesh/html/irangas.htm
۴.M.S. Peters and K.D. Timnerhaus, زPlant Design and Economcs for Chemical Engineersس, McGraw Hill,۱۹۹۰.

منبع : پایگاه اطلاع رسانی عسلویه