Doğal gaz elde edildiği haliyle kullanıma verilemez. Ticari kullanım amaçlı doğal gaz çoğunluğu metan olan ve bir miktar da etan içeren bir gaz karışımıdır. Hidrokarbon bileşimi ne olursa olsun kuyudan çıkarılan doğal gaza su buharları ve katı kirlilikleri uzaklaştırmak için ön prosesler uygulanır.
Ham doğal gaz, petrol kuyularından, gaz kuyularından ve kondensat kuyularından olmak üzere üç farklı kaynaktan elde edilir ve kullanıcıya iletilmeden önce bir dizi prosesten geçirilir; bu prosesler hampetrolün rafinasyonuna kıyasla pek çok yönden daha az karmaşıktır.
Tüketiciye verilen doğal gaz hemen hemen saf metandır. Doğal gaz atmosferik basınçta –260°F dolaylarına kadar soğutulduğunda sıvılaşır; buna “Sıvılaştırılmış Doğal Gaz, LNG” denir. LNG özellikle doğal gazın taşınmasında çok avantajlı bir üründür; 1 hacim sıvı ürün, 600 hacim gaza eşdeğerdir. LNG elde edilmesi pahalı bir prosestir, ancak sıvılaştırma ve tekrar gazlaştırılabilme gibi taşımayı kolaylaştıran özellikleri önemli avantajlarıdır.
Petrol kuyularından alınan doğal gaz rezervuarda hampetrolde ayrı bir faz halinde (serbest gaz) veya hampetrol içinde çözünmüş (çözünmüş gaz) olarak bulunur.
Gaz veya kondensat kuyularından elde edilen doğal gaz hampetrol içermez, veya çok az içerir (nonassaciated). Gaz kuyularından alınan ham doğal gazda sıvı bileşikler yoktur, oysa kondensat kuyuları doğal gazı yarı-sıvı hidrokarbon kondensatlar içerir.
Ham doğal gazda su buharı, hidrojen sülfür, karbon dioksit, helyum, nitrojen v.s., gibi maddeler vardır. Ham doğal gaz boru hatlarına (pipe-line) verilmeden önce bir dizi işlemden geçirilerek saflaştırılır ve kurutulur; bunlar gazın içerdiği tüm hidrokarbonların ve akışkanların uzaklaştırılması aşamalarıdır.
Ham doğal gazla birarada bulunan ve gazın saflaştırılmasıyla elde edilen “Doğal Gaz Sıvıları, NGL” çok değerli yan ürünlerdir ve etan, propan, bütan, izobütan ve pentanlardan oluşan hidrokarbonlardır; bunlardan bazıları sıvılaştırılmış petrol gazı (LPG), bazıları da doğal benzin bileşenleridir. NGL doğal gazdan ayrı satılır ve çeşitli kullanım alanları vardır; bunlar arasında petrol kuyularının verimini artırma, rafineriler ve petrokimya fabrikalarında hammadde, enerji kaynağı olarak kullanılmalar sayılabilir. Şekil-1‘de bir gaz işleme prosesinin akım şeması görülmektedir.
1. Doğal Gazın Saflaştırılması
Doğal gaz işleme proseslerinin bazıları üretim kuyusunda veya kuyunun hemen yanında yapılabilirse de, prosesler esas olarak doğal gaz üretim bölgesinde kurulmuş olan merkezi proses fabrikalarında yapılır. Düşük basınçlı boru hatlarınındın oluşan binlerce mil uzunluğundaki hat sistemleriyle, bir sondaj bölgesindeki, örneğin 100 kuyunun ham doğal gazı bu fabrikalara taşınır.
Doğal gazın kuru ve kaliteli hale getirilmesi oldukça komplekstir; çeşitli safsızlıkların ayrılması ve giderilmesi genellikle dört temel prosese dayanır:
· Yağ ve kondensat uzaklaştırma,
· Su uzaklaştırma,
· Doğal gaz sıvılarını uzaklaştırma,
· Sülfür ve karbon dioksit uzaklaştırma.
Bu dört prosese ilaveten kuyu başlarına veya yakınına ısıtıcılar ve sıyırıcılar yerleştirilerek çekilen gazın sıcaklığının belirli sınırlar altına düşmesi önlenir. Bunun nedeni, düşük sıcaklıklarda, doğal gazda bulunabilecek az miktardaki su ile katı veya yarı-katı doğal gaz hidratların oluşmasına engel olmaktır; bu hidratlar biraraya toplanarak gazın akışını engeller veya bozarlar. Doğal gaz >%4 (mol) azot içerir. Nitrojen-metan ayırma prosesi oldukça yeni bir teknolojidir; bu nedenle de henüz az sayıda doğal gaz fabrikasında bulunur.)
Yağ ve Kondensat Ayırma
Farklı coğrafik bölgelerden çıkarılan kuru doğal gazların (bunlara boru hattı kalitesinde gaz denir) birbirleriyle eşdeğer kalitede olmalarına karşın, ham doğal gaz bulunduğu bölgelere göre değişik bileşimlerdedir, dolayısıyla petrolde çözünmüş olarak bulunan doğal gazın işlenebilmesi ve taşınması için öncelikle içinde çözündüğü petrolden ayrılması gerekir. Bu işlem genellikle petrol çıkarma sahalarında veya yakınlarında kurulan sistemlerde yapılır. Ayırma proseslerinde çeşitli teknolojiler ve değişik ekipmanlar kullanılır.
Hampetrol yeryüzüne çıkarılırken üzerindeki basınç kalkacağından, gaz ve petrolün birbirlerinden ayrılması oldukça kolaydır. İşlem basit bir kapalı tanktan oluşan bir konvensiyonal bir separatörde yapılır. Ayırma hafif (doğal gaz gibi) ve ağır hidrokarbonların (petrol) gravite farkıyla gerçekleşir. Bunu takiben gaz ve sıvı fazlar ayrı yollardan gerekli proseslere verilirler.
Bazı hallerde gaz ve sıvı fazların ayrılması için, örneğin “Düşük Sıcaklık Separatörü” gibi, özel ekipmanlara gerek olur. Böyle ayırmalar, hafif petrol veya kondensat yanında yüksek basınçlı gazların üretildiği kuyularda uygulanır. Ayırma işleminde önce normal bir separatöre giren ıslak doğal gaz bir ısı değiştirici yoluyla hafifçe soğutulur, bir yüksek basınçlı sıvı fazla çarpıştırılarak yol alır (bu sırada gazdaki bazı sıvı fraksiyonlar ayrılır) ve bir genleştirici mekanizmadan geçerek düşük sıcaklık separatörüne gönderilir. Gazın aniden genişlemesiyle separatörün sıcaklığı düşer ve gaz bağlı olduğu sıvı bileşiklerden ayrılır. Sıvı kısımlar ayrılır, kuru gaz tekrar ısı değiştiriciden geçirilerek yeni giren ıslak gaz akımını soğuturken kendisi de ısınır. Separatörün değişik bölümlerinde gazın basıncı değiştirilerek sıcaklıkları da değiştirmek mümkün olduğundan ıslak gaz akımındaki su ve ağır bileşikleri yoğunlaştırmak mümkündür. Sıvı petrol fraksiyonlarından gazları ekstrakt etmek için temel basınç-sıcaklık ilişkisi tersine çalışır.
Su Ayırma
Doğal gazda nemin belirli seviyelere indirilmesi hidrat oluşumuna engel olmak bakımından önemlidir. Hidratlar, gaz boru hatlarındaki basınç ve sıcaklıklarda hidrokarbon gazları ve su arasında fiziksel-kimyasal reaksiyonla oluşan beyaz, katı bileşiklerdir.
Ham doğal gazda su serbest sıvı veya buhar halinde bulunur. Serbest sıvı suyun ayrılması basittir, ancak gaz çözeltisinde bulunan su buharının uzaklaştırması karmaşıktır. Bu “dehidrasyon” işleminde uygulanan iki proses absorbsiyon veya adsorbsiyon prosesleridir. Su buharının bir dehidrasyon maddesi ile çekilmesi absorbsiyon, yoğunlaşarak bir yüzey üzerinde toplanması da adsorbsiyon prosesidir.
a. Glikol Dehidrasyon
Bu proseste glikol gibi suya karşı kimyasal ilgisi (benzerliği) olan bir sıvı desikant (kurutucu) kullanılır; böyle bir madde ıslak bir doğal gaz akımıyla karşılaştığında akımdaki suyu “çalar”. Proseste genellikle dietilen glikol (DEG) veya trietilen glikol (TEG) kullanılır. Islak gaz ve desikant “kontaktör”denilen bir kap içinde birbirleriyle temas ederler. Suyu absorblayan glikol tanecikleri ağırlaşır ve kontaktörün dibine çökerek sistemden ayrılır. İçerdiği suyun çoğundan arındırılmış olan doğal gaz akımı dehidratörden çekilir.
Kontaktör dibinden alınan glikol çözeltisi, suyun 212 0F ve glikolün 400 0F olan kaynama noktaları arasındaki büyük farklılık nedeniyle özel bir kapta kaynatılarak suyu kolaylıkla buharlaştırılır ve sonra tekrar prosese gönderilir.
b. Katı Desikant (Kurutucu) Dehidrasyon
Doğal gazdaki su buharının adsorbsiyonla uzaklaştırılmasında katı-desikant dehidrayon prosesi uygulanır; sistem, katı desikant doldurulmuş iki veya daha fazla adsorbsiyon kolonundan oluşur. Tipik desikantlar aktif alumina veya silikajeldir. Islak doğal gaz kolonlara üstten beslenir, desikant yatağını boydan boya geçer, gaz akımındaki nemin hemen hemen tamamını desikant tanecikleri üzerinde bırakır ve dipten kuru gaz akımı çıkar. Kullanılmış desikant yatağından yüksek sıcaklıklara ısıtılmış gaz akımı geçirilerek desikant rejenere edilir ve tekrar kullanıma alınır. Katı-desikant dehidratörler, glikol dehidratörlerden daha etkindir; nem miktarını 1 ppm değerine kadar düşürür.
Doğal Gaz Sıvılarını (NGL) Ayırma
NLG, doğal gazlardan ve hampetrolde çözünmüş olarak bulunan gazlardan yoğunlaştırılan, etandan pentanlara kadar olan hidrokarbonlardan oluşur. Petrol rezervlerinin çoğunda hampetrol içinde çözünmüş doğal gaz sıvıları (NGL) bulunur. NGL atmosfer basıncında petrolle beraber taşınırlar. Orta doğudan çıkarılan hampetrollerin hemen hepsinde NGL vardır. Bu gazların en önemli özelliği yüksek konsantrasyonlarda etan içermesidir; etan, etilen üretiminde kullanılan önemli bir ham maddedir.
NGL üretim teknolojisi seçilirken genel olarak üç kriter dikkate alınır,
- Propan + NGL öncelikli olabilen seçimli proses
- Etan + NGL öncelikli olabilen seçimli proses
- C4’ler veya diğer hidrokarbonlar öncelikli olabilen esnek seçimli proses.
Hammadde doğal gazın özellikleri (giriş basıncı, içerdiği CO2, su veya nem, ağır hidrokarbonlar ve diğer kirlilikler gibi) ile, elde edilecek sıvı ve gaz ürünlerin türleri, miktarları ve şartnameleri, teknoloji seçiminde önemli kriterlerdir.
Propan üretim teknolojileri 1950’lerden buyana önemli değişiklikler ve gelişmeler göstermiştir. İlk kurulan fabrikalarda NGL uygun bir absorblayıcı yağla (normal şartlar altında) hammaddeden çekilerek alındı, veya hammadde doğrudan soğutularak ağır sıvı fraksiyonların sıvılaşarak ayrılmasını (absorbentsiz) sağlandı.
1960’larda absorbsiyon veriminin artırılması için daha hafif ve soğutulmuş absorblayıcı yağ kullanıldı 1960’lı yıllarda kriyojenik turbo-genleştiricilerin uygulamaya alınmasıyla yeni bir teknoloji dönemine girildi. 1970’lerde yüksek verimlerle çalışan Ortloff Engineers, Inc ve ABB Randall Corporation teknolojileri kullanılmaya başlandı. Bunları kalıntı refluks sistemli, iki-kolonlu sistemli ve resaykıl split buhar sistemli prosesler izledi.
1997’de Advanced Extraction Technologies, Inc., solvent olarak C5+ NLG bileşenlerinin kullanıldığı yeni bir solvent-absorbsiyon sistemi geliştirdiPropan ve diğerlerinin elde edildiği proseslerde “iki kolonlu” kriyojenik prosesler kullanılır; prosesin 1200 psi den büyük giriş basınçlarında yapılması halinde absorbsiyon proseslerine göre önemli avantajlar sağlanır. Düşük basınçlı gazlar için absorbsiyon prosesinde ısıtma ve sıkıştırma için gereken toplam enerji, eşdeğeri kriyojenik proses için gerekenle aynıdır; absorbsiyon prosesinde daha az sıkıştırma uygulandığından gereken sıkıştırma gücü düşüktür.
Etan+NLG teknolojileri, propan+NLG teknolojilerinin aksine, yakıt ekonomileri dikkate alınarak uygulanan proseslerdir. Bazan bir kimyasal madde üretimi için metanın saflaştırılması gerektiği hallerde yan ürün olarak elde edilir, veya petrokimya endüstrisinde etilen üretimi hammaddesi olarak üretilir. Kullanım alanlarına göre çok farklı etan prosesi dizayn edilir. %60-80 aralığında etan verimi elde edilmesi için kriyojenik prosesler çok avantajlıdır.
Diğer yandan absorbsiyon proseslerinin, hammadde doğal gazdaki CO2miktarına göre absorbent seçme gibi esnekliği vardır.
Her iki prosesin seçiminde de her tür değişken dikkate alınarak en ekonomik olan tercih edilir.
Doğal gazdan hidrokarbon sıvılar dört farklı prosesle çekilir; bunlar,
- Absorbsiyon metodu
- Refrijerasyon
- Kriyojenik genleşme
- Kuru-yatak adsorbsiyonu prosesleridir
a. Absorbsiyon Metodu
Doğal gaz sıvılarının absorbsiyonla çekilmesi, su giderme prosesine benzer; aradaki önemli fark glikol yerine, NGL ye karşı seçimli absorblayıcı özelliği olan bir yağ kullanılmasıdır. Doğal gaz absorbsiyon kulesinden geçerken soğuk “zayıf (lean)” absorbsiyon yağıyla temas eder ve içerdiği sıvı hidrokarbonları bu yağda bırakır. NGL ile zenginleşen yağ kuleyi dibinden terk eder. Bu “zengin” absorbsiyon yağı, etan, propan, bütanlar, pentanlar ve diğer daha ağır bazı hidrokarbonların bir karışımını içerir.
Şekil-2: Çevre şartlarında yapılan bir absorbsiyon prosesi
Zengin yağ zayıf yağ kazanlarına beslenir ve NGL’lerin kaynama sıcaklıklarının üstünde, fakat absorbsiyon yağınınkinden daha düşük sıcaklıklarda ısıtılır. Bu proses kriyojenik proses kadar etkin değildir, doğal gazdaki propanın sadece %70 i ile bütan ve doğal benzinin tamamı kazanılır (Şekil-2). Proseslerde doğal gazdaki CO2 miktarına göre absorbent seçme esnekliği vardır.
Absorbsiyon veriminin artırılması için daha hafif ve soğutulmuş absorblayıcı yağların kullanıldığı proseslerle, 1997’de geliştirilen ve solvent olarak C5+NLG bileşenlerinin kullanıldığı solvent-absorbsiyon teknolojileri de vardır. Bu tip proseslerde propan verimi %95 lere kadar çıkar (Şekil-3).
Şekil-3: Soğutularak yapılan bir absorbsiyon prosesi
b. Refrijerasyon
Doğal gaz sıvıları, doğal gazı sıvı bileşikler yoğunlaşıncaya kadar soğutarak elde edilir. Soğutma işleminde freon, propan veya etilen kullanılır (Şekil-4).
Proseste iki soğutma (refrijerasyon) çevrimi bulunur: hammaddeyi ön-soğutma ve sıvılaştırma. Ön soğutma çevriminde azalan derecelerde dört değişik basınç ve sıcaklık (soğutucu gaz yoluyla) uygulanan hammadde doğal gaz buradan kriyojenik ısı değiştiriciye verilir. Burada daha fazla soğutulur, yoğunlaştırılır ve basıncı düşürülerek (1.08 bar ve –163.1 0C de) NGL depo tankına gönderilir.
Şekil-4: Soğutma yöntemiyle NLG üretimi
c. Kriyojenik Genleşme Prosesi
Kriyojenik proses düşük sıcaklıklarda yapılır. Gaz proses fabrikalarının çoğunda kriyojenik teknoloji bulunur. Propan üretimi hedefli proseslerde yüksek gaz giriş basınçlarında %95, etan hedefli proseslerde ise %92 etan verimi elde edilebilir.
Bazı hallerde hafif NGL ürünlerinin doğal gaz akımında bırakılması daha ekonomik. Yine de etan ve diğer hafifler bu proseste çok düşük sıcaklıklara inilebildiğinden istenmesi halinde elde edilebilir.
Gaz akımını –150 0F gibi derecelere kadar soğutmanın çeşitli yolları vardır. Bunlardan en çok uygulanan ve etkin olanlardan biri turbo-expander (genleştirici) prosesidir. Proseste doğal gazı dış refrijerantlarla önce soğutulur, sonra soğutulmuş gazlar bir genleştirici türbine verilerek hızla genleştirilir, dolayısıyla gazın sıcaklığı daha da düşer. Bu hızlı sıcaklık düşmesiyle gazakımındaki etan ve diğer hidrokarbonlar yoğunlaşırken, metan gaz halini korur.
Doğal gazın genleştirilmesi sırasında açığa çıkan enerji, gaz metan akımının tekrar sıkıştırılmasında kullanılır (Şekil-5).
Şekil-5 : Bir turbo genleşme prosesi akım şeması (Ortloff GSP)
d. Kuru-yatak adsorbsiyon prosesleri
Bu proseslerde doğal gazdaki su ve bazı NGL bileşikleri, örneğin silikajel gibi katı bir desikant yüzeyinde adsorblanarak ayrılır. Doğal gaz akımından ayrılan NGL bir seri distilasyon kolonundan geçirilerek etan, propan, bütanlar ve doğal benzin elde edilir.
e. Doğal Gaz Sıvılarını Fraksiyonlama
Doğal gaz akımından ayrılan NGL, fraksiyonlama işlemleriyle içerdiği bileşiklere ve istenilen karışımlara ayrılır. Fraksiyonlama karışımda bulunan hidrokarbonların kaynama noktalarına bağlı bir ayırma yöntemidir. Tüm fraksiyonlama prosesi akımdaki en hafif bileşiklerden başlayarak kademe kademe daha ağır bileşiklerin ayrılmasına kadar ilerler. Özel fraksiyon kolonları ayrılan fraksiyonun adıyla tanımlanır.
Şekil-6 : Doğal gaz sıvılarının fraksiyonlanması
Deetanizör, NGL akımından etanı ayırır, Depropanizör, propanı ayıran kademedir, Deetanizör, kademesinde bütanlar buharlaştırılarak ayrılırken geride NLG akımındaki pentanlar ve daha ağır fraksiyonlar kalır. Bütan Splitter veya Deizobütanizörde ise normal ve izobütanlar ayrılır. (Şekil-6)
Sülfür ve Karbon Dioksit Ayırma
Doğal gazdaki asit gazlar hidrojen sülfür ve karbon dioksittir; bunlar, doğal gazın, kolaylıkla rejenere edilebilen bazik bileşiklerle işlemlendirilmesiyle uzaklaştırılırlar.
Bu amaçla en çok kullanılan bazlar mono ve dietanolaminlerdir (MEA ve DEA). Acı gaz amin çözeltisi içinden geçirilerek içerdiği hidrojen sülfür ve karbon dioksit, sülfürler, karbonatlar ve bikarbonatlara dönüşür; sonra etanolaminler buharla işlemlenerek rejenere edilirler. Bu aminlerden dietanol amin daha çok kullanılır; nedeni, korozyon hızının ve amin kaybının düşük, işletme masrafının az olmasıdır. Ancak, DEA ile çalışıldığında karbonil sülfürün (COS) %75’i (tersinir reaksiyon) parçalanarak atılırken, monoetanolaminle %95’i (tersinmez reaksiyon) atılır. (Bak. Bölüm Rafineri Prosesleri).
Diğer çok kullanılan bir proses kostik çözeltisiyle yapılan ekstraksiyon prosesidir. Burada örnek olarak alınan proseste üç kademeli bir kombine kolon kullanılmıştır; kademeler, aşağıdan yukarıya doğru, ön yıkama, ekstraksiyon ve suyla yıkamadır. Ayrıca kullanılmış kostik çözeltisinin rejenere edildiği bir kostik rejenerasyon ünitesi vardır.
Doğal gaz kombine kolonun dibinden (ön-yıkama bölümü) verilir, tepsilerde geçerek yukarı doğru yükselirken sirküle eden kostik çözeltisiyle temas eder ve içerdiği H2S ve CO2’i çözeltide bırakır. Ön yıkama bölümünden ekstraksiyon bölümüne yükselen gaz, buraya üstten beslenen rejenere edilmiş kostik çözeltisiyle temas ederek kalan asidik gazlarını (ve merkaptanları) bırakır. En üstte suyla yıkama bölümü bulunur; buraya yükselen gaz akımı suyla yıkanarak içerdiği eser miktardaki kostikten temizlenir. Kombine kolonun dibinden çıkan kullanılmış kostik çözeltisi rejenerasyona gönderilir; burada asidik gazlarla doygun haldeki kostik çözeltisi katalizörlü ortamda rejenere edilerek sisteme döndürülür.
Ekstraksiyon:
RSH + NaOH ® RSNa + H2O
Oksidasyon ve kostik rejenerasyonu:
2 RSNa + ½ O2 + H2O ® 2 NaOH + R-SS-R
Toplam reaksiyon:
2 RSH + ½ O2 ® R-SS-R + H2O
Şekil-7: Kostik prosesiyle asidik gazların ayrılması (UOP)
Başka bir proses, aynı zamanda çok kullanılan bir kimyasal madde olan elementel sülfürün elde edildiği Claus prosesidir. Proseste, çok kademeli katalitik oksidasyonla doğal gaz akımındaki H2S oksitlenir. Ham doğal gaz amin ekstraksiyon işleminden geçirildikten sonra Claus prosesine verilir. Proses iki temel aşamadan oluşur,
Termal aşamada 1000-1400 0C’de H2S havayla kısmen oksitlenir, bir kısmı hala H2S olarak kalırken ortamda oksidasyon sonucu oluşan SO2 gazı da bulunur.
2H2S + 3O2 ® 2SO2 + 2H2O + ısı
Katalitik aşamada akımda kalan H2S, katalizörlü ortamda ve 200-350 0C’lerde sülfür dioksitle reaksiyona girerek elementel sülfürü meydana getirir.
2H2S + SO2 ¬® 3S + 2H2O+ ısı
Toplam reaksiyon:
2H2S + O2 ® 2S + 2H2O
Bu reaksiyonlar yanında ayrıca bazı yan reaksiyonlar da meydana gelir,
CO2 + H2S ® COS + H2O
COS + H2S ® CS2 + H2O
2COS ® CO2 + CS2
Katalitik kademelerin her birinde giren akımdaki sülfür bileşiğinin yarısı ile dörtte üçü kadarı oksitlenir; bu nedenle yüksek sülfür verimi elde edilmesi için ikiden fazla oksidasyon kademesine gerek vardır. Bu yöntemle doğal gaz akımındaki sülfürün %98’i kazanılmaktadır (Şekil-8).
Şekil-8: Tipik bir Claus sülfür üretim ünitesi akım şeması
2. Doğal Gazın Sıvılaştırılması (LNG)
Sıvılaştırılacak doğal gazda katı absorbentler kullanılarak su buharı 10 ppm, karbon dioksit 100 ppm ve hidrojen sülfür 50 ppm’e düşürülür. Sıvılaştırma işleminde iki yöntem uygulanır; genleşmeli çevrim prosesi ve mekanik soğutma çevrimi prosesi.
Genleşmeli çevrimde gazın bir kısmı yüksek geçiş basıncından düşük basınca genleştirilir, gazın sıcaklığı düşer ve ısı değiştiriciler vasıtasıyla bu soğuk gaz, gelen gazı soğutur. İşleme metanın sıvılaşma sıcaklığına ulaşılıncaya kadar benzer şekilde devam edilerek LNG elde edilir.
Sıvılaştırılmış doğal gaz üretiminde mekanik soğutma çevrimi prosesi daha çok kullanılır. Proseste üç ayrı sıvı soğutucu bulunur; propan, etilen ve metan; bir kaskad çevrim içindedirler. Bu sıvılar buharlaşırken gereken ısıyı, sıvılaştırılacak doğal gazdan alırlar. Soğutucu gazlar tekrar sıkıştırılır, soğutulur ve sıvı soğutucular olarak çevrime geri alınırlar (Şekil-9).
GERİ (hampetrolden petrokimyasallara)
