Jump to content
Российский ТЭК: объявления и форум
Продвижение научных статей
сервис для специалистов ТЭК
Выбрать категорию
Для использования TEK-ADS необходимо войти или зарегистрироваться!

Recommended Posts

Я запутался или неправильно изначально представлял схему:

9 часов назад, Дмитрий Малеев сказал:

 

Вы говорите попробовать снизить температуру газа или раствора ДЭА?, в принципе температуру раствора снизить у меня все равно не получится, а вот температуру входящего газа можно байпасируя теплообменник, но тогда вырастет температура на НТС, которая в свою очередь отбивает некоторую часть меркаптановой серы(в среднем около 30мг\м3) за счет низкой температуры -32С  и -36С до 14мг/м3. 

 

Предполагал "классику", т.е. аминовая очистка, а затем НТС (или осушка + НТС, если установка без впрыска ингибитора гидратообразования). Теплообменник, о котором речь это рекуперативный теплообменник "входной газ - СОГ"? Под СОГ'ом имею ввиду газ из холодного сепаратора.

У Вас как-то по-другому устроено. Расскажите? 

Share this post


Link to post
Share on other sites

По порядку, газоконденсатная смесь приходит в горизонтальный трехфазный сепаратор с давлением 25,8кгс/см2 и темп. 11 С , далее газ проходит колленисцирующий фильтр и поподает на блок аминовой очистки, газ приходит на блок в скруббер и далее еще один колленисцирующий фильтр, далее газ заходит в затруб рекуперативного кожухотрубного теплообменника с температурой 11,8С, выходит с темп 30С и давлением 23,8кгс/см2, далее заходит в абсорбер(контактор) где происходит абсорбция Н2S, CO2 и меркаптановой серы раствором ДЕА темп. 37С. После прохода 20  колпачковых тарелок газ выходит с темп. 40С и попадает в трубное пространство того же рекуперативного теплообменника, после теплооб. темп. 23С, далее газ уходит на установку НТС, где газ охлаждается в чиллере пропановым потоком до -32С, далее газ заходит в сепаратор с давлением 21,5кгс/см2 где отбиваются легкие углеводороды и влага до показателей СТО Газпром

Данные по содержанию сероводорода и меркаптановой серы:

1) газ до аминовой очистки                                                                                                                                                          

№ п\п Наименование компонента Химическая формула Молекулярная масса Концентрация компонента, мг/м3 Массовая доля серы в компоненте Массовая доля серы в смеси
1 Сероводород H2S 34,08 505,8 0,9408 475,8794

2

Карбонилсульфид COS 60,075 75,74 0,5337 40,4249
3 Метилмеркаптан CH3SH 48,107 36 0,6665 23,9945
4 Этилмеркаптан C2H5SH 62,134 37,54 0,5160 19,3724
5 Изопропилмеркапатн i-C3H7SH 76,161 46,99 0,4210 19,7829
6 Трет-бутилмеркапатн трет-C4H9SH 90,188 15,47 0,3555 5,5000
7 Пропилмеркаптан н-C3H7SH 76,161 1,33 0,4210 0,5599
8 Изобутилмеркапатн i-C4H9SH 90,188 30,25 0,3555 10,7546
9 Втор-бутилмеркаптан втор- C4H9SH 90,188 0,18 0,3555 0,0640
10 Бутилмеркапатн н-C4H9SH 90,188 0,62 0,3555 0,2204
          Без Н2S и СОS 80,2487

 

 

        596,5531

 

2)газ после аминки

№ п\п Наименование компонента Химическая формула Молекулярная масса Концентрация компонента, мг/м3 Массовая доля серы в компоненте Массовая доля серы в смеси

              1

Сероводород H2S 34,08 3,3 0,9408 3,1048
2 Карбонилсульфид COS 60,075 2,9 0,5337 1,5478
3 Метилмеркаптан CH3SH 48,107 8,6 0,6665 5,7320
4 Этилмеркаптан C2H5SH 62,134 14,5 0,5160 7,4827
5 Изопропилмеркапатн i-C3H7SH 76,161 28,3 0,4210 11,9144
6 Трет-бутилмеркапатн трет-C4H9SH 90,188 7,1 0,3555 2,5242
7 Пропилмеркаптан н-C3H7SH 76,161 0,6 0,4210 0,2526
8 Изобутилмеркапатн i-C4H9SH 90,188 12,9 0,3555 4,5863
9 Втор-бутилмеркаптан втор- C4H9SH 90,188 0,6 0,3555 0,2133
10 Бутилмеркапатн н-C4H9SH 90,188 0,5 0,3555 0,1778
          Без Н2S и СОS 32,8832
            37,5358

 

3) газ после НТС

№ п\п Наименование компонента Химическая формула Молекулярная масса Концентрация компонента, мг/м3 Массовая доля серы в компоненте Массовая доля серы в смеси
1 Сероводород H2S 34,08 0,6 0,9408 0,5645
2 Карбонилсульфид COS 60,075 2,7 0,5337 1,4411
3 Метилмеркаптан CH3SH 48,107 7,2 0,6665 4,7989
4 Этилмеркаптан C2H5SH 62,134 8,2 0,5160 4,2316
5 Изопропилмеркапатн i-C3H7SH 76,161 9,5 0,4210 3,9995
6 Трет-бутилмеркапатн трет-C4H9SH 90,188 1,2 0,3555 0,4266
7 Пропилмеркаптан н-C3H7SH 76,161 1 0,4210 0,4210
8 Изобутилмеркапатн i-C4H9SH 90,188 0,7 0,3555 0,2489
9 Втор-бутилмеркаптан втор- C4H9SH 90,188 0,2 0,3555 0,0711
10 Бутилмеркапатн н-C4H9SH 90,188 0,8 0,3555 0,2844
          Без Н2S и СОS 14,4820
            16,4876

 

Р.S. концентрация раствора ДЭА = 42%, расход газа 40 000м3/ч

Вопрос: 1) Как повлиять на снижение Изопропила, может понизить температуру входящего газа в абсорбер за счет частичного открытия байпаса затрубного пространства рекуперативного теплообменника?; 2)Может поиграть с концентрацией раствора ДЭА? 3) Может у нас давление низкое для абсорбции или сепарации на НТС?

Share this post


Link to post
Share on other sites

1) При такой конфигурации, когда мы подогреваем газ перед подачей в аминовую очистку - снижать температуру амина можно. Т.е можно отойти от правила выдерживания дельты температуры газ-амин в 5С.

По сути, точка росы по углеводородам входного газа не более 11С@25,8 кг/см2.  Амин, наверняка, охлаждается с помощью АВО, в холодное время года можно уйти на 25-30С. 

2) Можно и попробовать чуть-чуть снизить температуру амина. Но чуть-чуть. Я сейчас не подскажу для 40% р-ра ДЭА, но например для 50% MДЕА при температуре ниже 25С вязкость раствора становится слишком высокой для качественного контакта в абсорбере. Для ДЭА это "пороговое" значение, по логике, пониже.

В целом, именно из-за низкой температуры входного газа (11С) и используется предварительный прогрев.

3) Если мы считаем, что основной механизм удаления меркаптанов - это физическая абсорбция, то безусловно чем выше парциальное давление, тем больше растворимость компонентов в растворителе (ну, и чем ниже температура, кстати). Если есть возможность поднять давление, то все станет лучше. И выход жидкости в холодном сепараторе НТС подрастет. Вы, кстати, какой жидкий продукт(ы) получаете? 

Думаю, что НТС и последующее фракционирование(стабилизацию?) жидкости холодного сепаратора можно прикинуть в Хайсисе. Результатам можно будет доверять.

4) Остается еще один инструмент, с которым можно поиграть - концентрация амина. Делать ли это без предварительных расчетов на работающей установке? Затрудняюсь ответить... опыта не хватает, поэтому есть ощущение что при незначительных изменениях просто не удастся понять тенденцию, а при значительных изменениях - просто страшновато).

Проблема в том, что предварительно симулировать это процесс (и поверить в результаты симуляции) в том же распространенном Хайсисе не выйдет. Считается, что его аминовый пакет привирает (охотно верю, т.к. скажем, гликолевый пакет - у них весьма серьезно расходится с реальностью). ProMax и ProTreat считаются более надежными инструментами для симуляции аминок. Хотя, возможно, я просто повторяю общепринятые заблуждения и принижаю/превышаю достоинства той или иной программы. 

В целом, вопрос более специфичный, чем процессы в НТС и для уверенности нужно попробовать симуляции 2-х (3-х) программах.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Create an account or sign in to comment

You need to be a member in order to leave a comment

Create an account

Sign up for a new account in our community. It's easy!

Register a new account

Sign in

Already have an account? Sign in here.

Sign In Now

Другие наши проекты
×
×
  • Create New...
Яндекс.Метрика