<
X
تبلیغات
نماشا
رایتل
چهارشنبه 6 شهریور‌ماه سال 1387 @ 07:25

چگونه گاز طبیعی قابل مصرف می شود

چگونه گاز طبیعی قابل مصرف می شود

پردازش گازطبیعی

گازطبیعی که از زیرزمین تا سرچشمه بالا آورده می شود کاملا با گازطبیعی مصرف کنندگان متفاوت است. اگرچه پردازش گازطبیعی در بسیاری از جنبه ها ساده تر از پردازش و پالایش نفت خام است، اما به اندازه نفت، پردازش آن قبل از استفاده توسط مصرف کنندگان ضروری است.گازطبیعی که توسط مصرف کنندگان استفاده می شود، بیشتر از متان تشکیل شده است. اگرچه گازی که در سرچشمه یافت می شود و بیشتر ترکیبات آن متان است نیاز به پردازش زیادی ندارد و خالص است.گازطبیعی خام از سه نوع چاه استخراج می شود: چاه های نفت، چاه های گاز و چاه های متراکم. گازطبیعی که از چاه های نفت استخراج می شود عموما به نام «گاز همراه» شناخته می شود. این گاز می تواند جدا از نفت در تشکیلات وجود داشته باشد (گاز آزاد) یا این که در نفت خام حل شده باشد (گازمحلول).

گازطبیعی که از چاه های گاز و متراکم می آید، که در آن هیچ نفت خامی وجود ندارد یا اگر وجود دارد بسیار اندک است و با نام «گاز همراه» شناخته می شود. چاه های گاز عموما گازطبیعی خام تولید می کنند در حالی که چاه های متراکم گازطبیعی آزاد به همراه یک هیدروکربن نیمه مایع متراکم تولید می کنند. منبع گازطبیعی هرچه که باشد، وقتی از نفت خام (در صورت وجود) جدا شد، معمولا در ترکیب با دیگر هیدروکربن ها وجود دارد (عمدتا اتان، پروپان، بوتان و پنتانز). به علاوه، گازطبیعی خام حاوی بخار آب، سولفید هیدروژن (S2(H دی اکسیدکربن، هلیوم، نیتروژن و دیگر اجزا است.پردازش گازطبیعی شامل جداسازی تمام هیدروکربن ها و مایعات مختلف از گازطبیعی خالص است. به منظور تولید آن چه که گازطبیعی خشک به کیفیت خطوط لوله نامیده می شود، خطوط لوله اصلی حمل ونقل اغلب مقرراتی دارند که براساس آن گازطبیعی هنگام حمل ونقل با خطوط لوله باید ترکیبات و کیفیت خاصی داشته باشد. این بدین معناست که قبل از حمل ونقل، گازطبیعی باید تصفیه شود.

یا این که در مراحل تصفیه و پالایش، اتان، پروپان، بوتان و پنتانز باید از گازطبیعی جدا شوند،اما این بدین معنا نیست که آن ها ضایعات هستند.در واقع، هیدروکربن های همراه که تحت عنوان «مایعات گازطبیعی» شناخته می شوند (Natural Gas Liquids) NGL می توانند با محصولات حاصل از پردازش گازطبیعی بسیار ارزشمند باشند. NGL ها شامل اتان، پروپان، بوتان، ایزوبوتان و بنزین طبیعی می باشند. این NGL ها به طور جداگانه فروخته می شوند و مصارف متفاوتی دارند، مثل افزایش بازیافت نفت در چاه های نفت، فراهم آوردن موادخام برای پالایشگاه های نفت یا نیروگاه های پتروشیمی به عنوان منابع انرژی.

در حالی که بعضی از اوقات پردازش موردنیاز می تواند در سرچشمه یا نزدیکی آن (پردازش حوزه) انجام شود،پردازش کامل گازطبیعی در یک نیروگاه پردازش گازطبیعی که معمولا در منطقه تولیدی گازطبیعی قرار دارد، انجام می شود.گازطبیعی استخراج شده به این نیروگاه های پردازش از طریق یک شبکه خطوط لوله جمع آوری انتقال داده می شود. این خطوط لوله قطر کوچک و فشار کمی دارند.یک سیستم جمع آوری پیچیده می تواند از لوله تشکیل شود که نیروگاه پردازش را به بیش از صدچاه در منطقه ارتباط می دهد. براساس گزارش انجمن گاز آمریکا در سال 2000 حدود 36100 مایل سیستم گردآوری خط لوله در آمریکا وجود داشت.علاوه بر پردازش انجام شده در سرچشمه و در نیروگاه های پردازش متمرکز، برخی پردازش های نهایی نیز در «نیروگاه های دو منظوره استخراج» انجام می شود. این نیروگاه ها بر روی سیستم های اصلی خط لوله قرار دارند. اگرچه گازطبیعی که به این نیروگاه ها می رسد آماده کیفیت خط لوله است، در موارد خاص بازهم مقادیر بسیار کمی از NGLها در آن جا وجود دارد که دراین نیروگاه ها از گازطبیعی جدا می شوند.

عمل واقعی پردازش گازطبیعی به گازطبیعی خشک، کیفیت خط لوله می تواند بسیار پیچیده باشد، اما معمولا شامل چهار پردازش اصلی است تا ناخالصی های مختلف از آن جدا بشود:

•از میان برداشتن نفت و گاز متراکم
•از میان برداشتن آب
•جداسازی مایعات گازطبیعی
•از میان برداشتن دی اکسید کربن و سولفور
علاوه بر چهار مرحله پردازش بالا، هیترها و ساینده هایی معمولا در سرچشمه یا در نزدیکی آن نصب می شوند. ساینده ها در درجه اول برای برداشتن شن و دیگر ناخالص های بزرگ به کار می روند. هیترها تضمین می کنند که درجه حرارت گاز زیاد پایین نیفتد. گازطبیعی که حاوی حتی مقادیر بسیار کمی از آب باشد، هنگام افت درجه حرارت، هیدرات های گازطبیعی در آن شکل می گیرند. این هیدارت ها دارای ترکیبات جامد یا نیمه جامدی می باشند که شبیه کریستال های یخ هستند. با شکل گیری این هیدارت ها در گازطبیعی مانعی در راه، عبور گازطبیعی از میان دریچه ها و سیستم های گردآوری ایجاد می شود. برای کاهش تشکیل هیدرات ها، واحدهای گرمایی با سوخت گازطبیعی عموما در امتداد خط لوله جمع آوری نصب می شوند جایی که به نظر می رسد هیدارت ها ممکن است تشکیل شوند.

• از میان برداشتن نفت و گاز متراکم

به منظور پردازش و حمل ونقل گازطبیعی محلول همراه، گاز باید از نفتی که در آن حل شده است، جدا شود. این جداسازی گازطبیعی از نفت بیشتر با ابزاری که در سرچشمه یا نزدیکی آن نصب می شود، انجام می شود. پردازش عملی برای جدا کردن نفت از گازطبیعی استفاده می شود و ابزاری که برای این کار استفاده می گردد می تواند به طور گسترده ای فرق کند. اگرچه گازطبیعی خشک کیفیت خط لوله در مناطق جغرافیایی مختلف در عمل یکسان هستند، اما گازطبیعی خام از مناطق مختلف ممکن است ترکیبات و نیازمندی های جداسازی مختلف داشته باشند. در بسیاری از موارد، گازطبیعی در نفت زیرزمینی به علت فشاری که تشکیلات تحمل می کند محلول است. وقتی این نفت و گازطبیعی تولید می شود، ممکن است به علت کاهش فشار خودبه خود گاز از نفت جدا شود. مثل بازکردن سر قوطی نوشابه که به محض بازشدن مقداری از گازهای محلول در نوشیدنی آزاد می شود.در این موارد، جداسازی نفت و گاز کاملا آسان است و این دو هیدروکربن برای پردازش بیشتر به راه های مجزایی فرستاده می شوند. ابتدایی ترین نوع جدا کننده «جدا کننده سنتی» نامیده می شود.این دستگاه شامل یک مخزن در بسته شده است جایی که نیروی گرانش برای جدا کردن مایعات سنگین تر مثل نفت و گازهای سبک تر مثل گازطبیعی به کار می رود.

در موارد خاص اگرچه ابزار آلات تخصصی خاص برای جداسازی نفت از گازطبیعی مورد نیاز است، یک نمونه از این نوع ابزار آلات «جدا کننده با درجه حرارت پایین» ( LTX) است. این دستگاه بیشتر برای چاه های تولیدی گاز فشار بالا با نفت خام یا تراکم سبک به کار می رود. این جدا کننده ها از متمایزهای فشار برای خنک کردن گازطبیعی مرطوب و جدا کردن نفت وگاز متراکم استفاده می کنند. گاز مرطوب وارد جدا کننده با درجه حرارت پایین می رود، سپس این گاز به درون جدا کننده با درجه حرارت پایین از طریق یک مکانیسم مسدود جریان پیدا می کند که گاز را هنگام ورود به جدا کننده منبسط می کند.

این انبساط سریع گاز امکان پایین آوردن درجه حرارت در جدا کننده را فراهم می کند. بعد از جدا کردن مایع، گاز خشک به «تعویض کننده گرما» برمی گردد و توسط گاز مرطوب ورودی گرم می شود. با تغییر فشار گاز در بخش های مختلف جدا کننده امکان تغییر درجه حرارت نیز پدید می آید که باعث می شود نفت و آب از جریان گاز مرطوب جدا شوند. این ارتباط اولیه با درجه حرارت بالا می تواند برای استخراج گاز از یک جریان مایع نفت استفاده شود.از میان برداشتن آبعلاوه بر جداسازی نفت و دیگر گازهای متراکم از جریان گاز مرطوب، لازم است که بیشتر آب همراه با گاز از آن جدا شود. بیشتر آب آزاد همراه با گازطبیعی استخراج شده توسط روش های جداسازی ساده در سرچشمه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. اگر چه برداشتن بخار آب موجود در محلول گازطبیعی نیازمند عملیات پیچیده تری است. این عملیات شامل رطوبت زدایی از گازطبیعی است که معمولا در دو مرحله انجام می شود. مرحله جذب با گرفتن بخار آب توسط ماده نم زدا انجام می شود. مرحله (جذب سطحی) زمانی اتفاق می افتد که بخار آب متراکم و در سطح جمع آوری می شود.

• نم زدایی یا رطوبت زدایی گلایکول

یک نمونه از نم زدایی جذب (absorption) تحت عنوان نم زدایی گلایکول شناخته می شود. در این فرایند، یک مایع نم زدای خشک کننده برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. گلایکول، ماده اصلی در این فرایند، شباهت شیمیایی به آب دارد. این بدین معناست که وقتی در تماس با یک جریان گازطبیعی حاوی آب قرار می گیرد، گلایکول آب را از جریان گاز می رباید.

اساسا نم زدایی گلایکول شامل استفاده از حلال گلایکول معمولا دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) می باشد که در یک تماس دهنده با جریان گاز مرطوب تماس پیدا می کند. حلال گلایکول آب را از گاز مرطوب جذب می کند. وقتی جذب شد، ذرات گلایکول سنگین تر می شوند و در انتهای تماس دهنده جمع می شوند جایی که آن ها به بیرون از نم زدا برده می شوند. گازطبیعی که بدین شکل بیشتر ترکیبات آب خود را از دست می دهد، به بیرون از نم زدا انتقال می یاید. حلال گلایکول به همراه تمام آبی که از گازطبیعی جذب کرده است از میان یک دیگ بخار تخصص یافته که به منظور بخار کردن آب باقیمانده طراحی شده است، عبور می کند. وقتی آب موجود در این دیگ بخار به حرارت 212درجه فارنهایت می رسد بخار می شود، در حالی که گلایکول تا 400 درجه فارنهایت بخار نمی شود. این تفاوت درجه جوش جدا کردن آب از محلول گلایکول را آسان می سازد و امکان استفاده دوباره از آن در فرایند نم زدایی را فراهم می کند.نوآوری جدید در این فرایند، اضافه کردن خازن های جدا کننده فلاش تانک است. علاوه بر جذب آب از جریان گاز مرطوب، محلول گلایکول گاه گاهی با خود مقادیر کوچکی از متان و دیگر ترکیبات موجود در گاز مرطوب حمل می کند. درگذشته این متان به سادگی از دیگ بخار خارج می شد. علاوه بر هدربخشی از گازطبیعی که استخراج شده بود، این خروج گاز به آلودگی هوا و تأثیر گاز گلخانه ای کمک می کرد. به منظور کاهش میزان متان و دیگر ترکیبات هدر رفته، خازن های جدا کننده فلاش تانک استفاده می شوند تا این ترکیبات را قبل از رسیدن محلول گلایکول به دیگ بخار از محلول جدا کنند.

اساسا یک جدا کننده فلاش تانک شامل وسیله ای است که فشار محلول گلایکول را کم می کند و به متان و دیگر هیدروکربن ها اجازه بخار شدن (فلاش) می دهد. محلول گلایکول سپس به دیگ بخار می رود که ممکن است با خازن های خنک کننده هوا یا آب مجهز شود. این کار برای جذب هرگونه ترکیبات ارگانیک باقی مانده است که ممکن است در محلول گلایکول باقی مانده باشد.این سیستم ها در عمل نشان داده اند که می توانند 90 تا 99 درصد از متان را بازیافت کنند.

• نم زدایی ماده خشک کننده جامد

نم زدایی ماده خشک کننده جامد اولین شکل نم زدایی گازطبیعی با استفاده از جذب سطحی است و معمولا شامل دو یا بیشتر برج جذب سطحی است که با یک ماده خشک کننده جامد پرشده است. مواد خشک کننده معمولی شامل آلومینیوم یا یک ماده ژل مانند سیلیکا دانه دانه است.گازطبیعی مرطوب از میان این برج ها، از بالا تا پایین عبور می کنند. همان طوری که گازطبیعی از اطراف ذرات ماده خشک کننده عبور می کند آب به سطح ذرات ماده خشک کننده می چسبد با عبور از میان کل بستر خشک کننده تقریبا تمام آب به درون ماده خشک کننده جذب می شود و اجازه می دهد که گاز خشک از انتهای برج خارج شود.نم زداهای ماده خشک کننده جامد معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند و معمولا به عنوان یک نوع از سیستم دو منظوره در طول خطوط لوله گازطبیعی نصب می شوند. این انواع از سیستم های نم زدایی برای مقادیر زیاد گاز تحت فشار بالا بسیار مناسب هستند و معمولا در انتهای یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این مورد به دو برج یا بیشتر نیاز است چون بعد از دوره خاصی از استفاده ماده خشک کننده در یک برج خاص با آب اشباع می شود. برای تولید دوباره ماده خشک کننده، یک هیتر با درجه حرارت بالا برای گرم کردن گاز تا درجه حرارت بالا استفاده می شود. عبور این گاز گرم شده از میان یک بستر خشک کننده اشباع شده آب موجود در آن را در برج جاذب بخار می کند و آن را خشک می کند و امکان نم زدایی بیشتر گازطبیعی را فراهم می کند.

در بسیاری از موارد مایعات گازطبیعی (NGL) ارزش بیشتری نسبت به محصولات جدا شده دارند و بنابراین اقتصادی و به صرفه است که آنها را در جریان گاز جدا کنیم. جدا کردن مایعات گازطبیعی معمولا در یک نیروگاه پردازش نسبتا متمرکز انجام می شود و از تکنیک های مشابه به آن هایی که در نم زدایی گازطبیعی به کار می رفت استفاده می شود.دو قدم اولیه برای عمل آوری مایعات گازطبیعی وجود دارد. اول مایعات باید از گازطبیعی استخراج شود دوم این مایعات گازطبیعی باید از خودشان جدا شوند و به اجزای پایه شان تبدیل شوند.

• استخراج NGL

دو تکنیک اساسی برای جداسازی NGLها از جریان گازطبیعی وجود دارد. روش جذب و روش انبساطی کریوژنیک. این دو فر ایند می توانند تا 90درصد از کل مایعات گازطبیعی را تولید کنند.

• روش جذب

نفت جاذب از نظر ترکیب با NGLها شباهت دارد مثل گلایکول که در ترکیب با آب شباهت داشت. قبل از این که نفت هیچ گونه NGL را بربگیرد با نام نفت جاذب فقیر نامیده می شود. هنگامی که گازطبیعی از میان یک برج جذب عبور کند در تماس با نفت جاذب، مایعات همراهش در این جاذب حل می کند. «نفت جاذب غنی» در این موقعیت حاوی NGL یا همان مایعات گاز است که در برج جذب از انتها قرار دارد. این ماده در این مرحله ترکیبی از نفت جاذب،پروپان، بوتان، پنتانز و دیگر هیدروکربن های سنگین تر است. نفت غنی به دستگاه های تقطیر نفت فقیر تغذیه می شود. این فرایند امکان بازیافت حدود 75 درصد از بوتان 85 تا 90 درصد از پنتانز و ملکول های سنگین تر از جریان گازطبیعی را فراهم می کند.فرایند جذب اولیه که در بالا توضیح داده شد می تواند برای افزایش تأثیرش اصلاح شود یا استخراج NGLهای خاص را هدف گیرد. در روش جذب نفت سرد شده جایی که نفت فقیر از طریق سرد سازی سرد می شود، بازیافت پروپان می تواند تا 90درصد باشد و حدود 40 درصد از اتان می تواند از جریان گازطبیعی استخراج شود. استخراج دیگر مایعات سنگین تر در این روش نزدیک به صد درصد است.

• فرایند انبساط کریوژنیک

مراحل کریوژنیک هم چنین برای استخراج NGLها از گازطبیعی به کار می رود. در حالی که روش های جذب می تواند تقریبا تمام NGLهای سنگین تر را استخراج کند، هیدروکربن های سبک تر مثل اتان اغلب در بازیافت از جریان گازطبیعی مشکل دارند. در موارد خاص، به صرفه تر و اقتصادی تر است تا NGLهای سبک تر را در جریان گازطبیعی باقی بگذاریم. اگر استخراج اتان و دیگر هیدروکربن های سبک تر به صرفه باشد، فرایند کریوژنیک برای میزان بازیافت بالا مورد نیاز است.اساسا فرایند کریوژنیک شامل پایین آوردن درجه حرارت گاز تا حدود 120- درجه فارنهایت است. راه های متفاوتی برای سرد کردن گاز تا این درجه حرارت وجود دارد. اما یکی از مؤثرترین آن ها به عنوان فرایند انبساطی توربو شناخته می شود. در این فرایند، سرد کننده های خارجی برای سرد کردن جریان گاز استفاده می شوند که باعث کاهش سریع دمای گاز می شوند. این افت سریع درجه حرارت اتان و دیگر هیدروکربن های موجود در جریان گاز را متراکم می کند در حالی که متان در شکل گاز باقی می ماند. این فرایند اجازه بازیافت حدود 90تا 95 درصد از اتان را از گازطبیعی می دهند. به علاوه وقتی جریان گازطبیعی به درون فشرده سازی ضایعات متان گازی شکل توسعه پیدا می کند انبساط توربین قادر به تبدیل برخی انرژی آزاد شده است، بنابراین هزینه های صرفه جویی انرژی با استخراج اتان همراه است.استخراج NGLها از جریان گازطبیعی هم گازطبیعی خالص تر و پاک تری تولید می کند و هم هیدروکربن های ارزشمندتر را جدا می کند.

• شکنش کردن مایعات گازطبیعی

زمانی که NGLها از جریان گازطبیعی جدا شدند، باید به اجزای تشکیل دهنده شان که مفید هستند تجزیه و شکسته شوند. یعنی جریان ترکیب NGLهای مختلف باید جدا شوند. فرایندی که برای انجام این کار استفاده می شود، شکنش کردن نامیده می شود. کارهای شکنش براساس نقاط جوش مختلف هیدروکربن های مختلف در جریان NGL پایه گذاری شده است. اساسا شکنش کردن در مراحلی شامل جوشاندن هیدروکربن ها یک به یک اتفاق می افتد. کل فرایند شکنش به مراحلی تقسیم می شود که با برداشتن NGLهای سبک تر از جریان گاز آغاز می شود. اعمال شکنش خاص در ترتیب زیر استفاده می شوند:

•جدا کردن اتان: در این مرحله اتان از جریان NGL جدا می شود.

•جدا کردن پروپان: مرحله بعدی پروپان را جدا می کند.

•جدا کردن بوتان: این مرحله بوتان را به حد جوش می رساند و پنتانز و هیدروکربن های سنگین تر را در جریان NGL باقی می گذارد.

•جدا کردن ایزو بوتان: این مرحله بوتان معمولی و ایزو را جدا می کند.

با شروع کار از هیدروکربن های سبک تر تا هیدروکربن های سنگین تر امکان جداسازی مایعات مختلف به سادگی وجود دارد.

• برداشتن دی اکسیدکربن و سولفور

علاوه بر جداسازی آب، نفت و NGLهای دیگر، یکی از مهم ترین قسمت های پردازش گاز شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفور است. گازطبیعی بعضی چاه ها حاوی مقادیر مهمی از سولفور ودی اکسیدکربن است. این گازطبیعی به علت بوی زننده سولفور بیشتر «گاز ترش» نامیده می شود. گاز ترش غیرمطلوب است چون ترکیبات سولفوری که دارد می تواند بسیار مضر باشد حتی برای تنفس هم مرگ آور است. گاز ترش می تواند هم چنین بسیار فرساینده باشد. به علاوه سولفوری که در جریان گازطبیعی وجود دارد می تواند استخراج شود و به طور جداگانه وارد بازار شود. در واقع براساس گزارش ها و مطالعات انجام شده تولید سولفور از این طریق می تواند حدود 15درصد از تولید کل سولفور را در بربگیرد. سولفوری که در گازطبیعی وجود دارد به شکل سولفید هیدروژن (H2S) است و معمولا اگر میزان سولفید هیدروژن از 5.7 میلی گرم در هر مترمکعب گازطبیعی بیشتر شود این گاز، گاز ترش نامیده می شود. فرایند جداسازی سولفید هیدروژن از گازترش، به شیرین کردن گاز نامیده می شود.

فرایند اولیه شیرین کردن گاز ترش بسیار به فرایند نم زدایی گلایکول و جذب NGL شباهت دارد. اگرچه در این مورد از محلول های آمین برای جدا کردن سولفید هیدروژن استفاده می شود. به این فرایند،«فرایند آمین» می گویند و در 95 درصد از شیرین کردن گازهای ترش به کار می رود. گاز ترش از میان یک برج حرکت می کند که دارای محلول آمین است. ترکیب این محلول بسیار به ترکیب سولفور شباهت دارد و همان طوری که گلایکول آب را جذب می کند، سولفور را جذب می کند. دو محلول آمین اساسی وجود دارد که در این فرایند مورد استفاده قرار می گیرد: مونواتالونامین(MEA) و دی اتالونامین ((DEA هر کدام از این ترکیبات در شکل مایع ترکیبات سولفور را از گازطبیعی هنگام عبور جذب خواهد کرد. گاز باقی مانده به راستی عاری از ترکیبات سولفور است بنابراین آن وضعیت ترش را از دست می دهد. مثل فرایند استخراج NGL و نم زدایی گلایکول محلول آمین استفاده شده می تواند دوباره تولید شود (یعنی زمانی که سولفور جذب شده جدا شود) و به آن اجازه می دهد تا دوباره برای عمل آوری گازهای ترش بیشتر استفاده شود.

اگر چه بیشتر شیرین سازی گاز ترش شامل فرایند جذب آمین است امکان استفاده از جاذب های جامد مثل اسفنج های آهنی برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید وجود دارد.سولفور می تواند جداگانه فروخته شود اگر که شکل پایه آن کاهش پیدا کند. سولفور پایه یک پودر زرد روشن است و می تواند اغلب در تپه های بزرگی نزدیک نیروگاه های عمل آوری گاز دیده شود. به منظور بازیافت سولفور پایه از نیروگاه پردازش گاز، سولفوری که ناخالص دارد و از فرایند شیرین سازی به دست می آید باید بیشتر عمل آوری شود. فرایند مورد استفاده برای بازیافت سولفور با نام فرایند «کلاوس» شناخته می شود و واکنش های گرمایی و کاتالیزی استفاده می شود تا عنصر پایه از محلول سولفید هیدروژن استخراج شود.به طور کلی فرایند کلاوس معمولا قادر به بازیافت 97 درصد از سولفور موجود در گازطبیعی است. از آن جایی که این یک ماده مضر و آلاینده است باز هم تصفیه می شود.پردازش گاز یک قطعه ابزاری از زنجیره با ارزش گازطبیعی است این عمل در تضمین این که گازطبیعی به شکل پاک و خالص استفاده شود کاربردی و حیاتی است. وقتی گازطبیعی به طور کامل پردازش شد و برای مصرف آماده شد باید از مناطق تولید و پردازش به مناطق مورد نیاز منتقل شود.