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

Вспенивание колонны очистки газа от сероводорода


 Share
Followers 2

Recommended Posts

Добрый день,

 

Если будем держать температуру держать ниже то выпадут углеводороды, это так

Больше газа - это вопрос. Вот вчера мы дали нагрузку на колонну амина 300 000 м3/сутки в добавок сверх расчетной 1 млн м3/сутки. И это при том, что сам амин имеет больше воды чем необходимо, около 60 % воды и 40 % амина по массе.

Конечно на извлечение это дает эффект но на пену расход пока нет. Ну может когда дадим слишком много гага пена пойдет но это впереди. 

То есть пена то идет потихоньку но стабильно. 

 

Дмитрий

 

Вот, собственно, посидел почитал, что есть про растворимость углеводородов в аминах. И, в целом пришел к выводу, что ничего совсем кошмарного происходить не может. Хотя, как выясняться у MDEA растворимость в нем углеводородов самая большая (из ряда MEA-DEA-DGA-MDEA). Однако, все это интересно лишь для НПЗ, где много не параффиновых углеводородов в газе, да с точки зрения экологии, когда изучается вопрос как меньше BTEX сбрасывать в атмосферу.

 

Тем не менее, если есть улучшение работы при снижении температуры газа, ухудшение работы пр повышении объема газа и улучшение работы при снижении концентрации амина, то это, ИМХО, именно то к чему я клоню. Тяжелые угеводороды в амине.

 

Я думаю, что Вам и в дальнейшем придется снижать концентрацию амина в Вашей попытке загрузить аминку сверх расчетных значений.

Интересно, что можно предпринять, чтобы не сильно отклоняться от спецификаций по газу? 

 

У Вас, кстати, какие показатели по CO2/H2S на выходе были при 50/50 растворе, а какие стали при 60/40? 

Link to post
Share on other sites

Вот, собственно, посидел почитал, что есть про растворимость углеводородов в аминах. И, в целом пришел к выводу, что ничего совсем кошмарного происходить не может. Хотя, как выясняться у MDEA растворимость в нем углеводородов самая большая (из ряда MEA-DEA-DGA-MDEA). Однако, все это интересно лишь для НПЗ, где много не параффиновых углеводородов в газе, да с точки зрения экологии, когда изучается вопрос как меньше BTEX сбрасывать в атмосферу.

 

Тем не менее, если есть улучшение работы при снижении температуры газа, ухудшение работы пр повышении объема газа и улучшение работы при снижении концентрации амина, то это, ИМХО, именно то к чему я клоню. Тяжелые угеводороды в амине.

 

Я думаю, что Вам и в дальнейшем придется снижать концентрацию амина в Вашей попытке загрузить аминку сверх расчетных значений.

Интересно, что можно предпринять, чтобы не сильно отклоняться от спецификаций по газу? 

 

У Вас, кстати, какие показатели по CO2/H2S на выходе были при 50/50 растворе, а какие стали при 60/40? 

Поясните про снижение концентрации амина в растворе и увеличение пропускной способности? Больше амина в растворе то есть больше реакции и лучше абсорбция...

По СО2 не более 2,5 % мол.

По H2S не более 4 ppmv, либо 7 мг/м3

 

Дмитрий

Link to post
Share on other sites

Поясните про снижение концентрации амина в растворе и увеличение пропускной способности? Больше амина в растворе то есть больше реакции и лучше абсорбция...

По СО2 не более 2,5 % мол.

По H2S не более 4 ppmv, либо 7 мг/м3

 

Дмитрий

 

У меня прямо сейчас в работе проработка проекта, где на входе CO2 4%, а H2S 0.17%. Только давление планируется 7.5 МПА, а не 5.5 МПА как у Вас. Мы там за селективность боремся (требований по содержанию СO2 в товарном газе нет) и вот интересно, какие параметры по содержанию CO2 и H2S в подготовленном газе в зависимости от концентрации раствора. Не можете такими данными поделиться?

 

Кстати, еще интересно, а что на этой УКПГ с кислыми газами делают? 

 

По концентрации амина. 

Я писал о том, что снижая концентрацию амина мы снижаем кол-во растворенных углеводородов. (Я сейчас рассуждаю, так как будто мы уже 100% решили, что именно углеводороды вызывают пенообразование). Естественно, что извлечение кислых компонент при этом тоже падает.

Что с этим делать - не знаю. Могу только фантазировать. Может какие-то добавки?(пиперазин используете?)

Link to post
Share on other sites

У меня прямо сейчас в работе проработка проекта, где на входе CO2 4%, а H2S 0.17%. Только давление планируется 7.5 МПА, а не 5.5 МПА как у Вас. Мы там за селективность боремся (требований по содержанию СO2 в товарном газе нет) и вот интересно, какие параметры по содержанию CO2 и H2S в подготовленном газе в зависимости от концентрации раствора. Не можете такими данными поделиться?

 

Кстати, еще интересно, а что на этой УКПГ с кислыми газами делают? 

 

По концентрации амина. 

Я писал о том, что снижая концентрацию амина мы снижаем кол-во растворенных углеводородов. (Я сейчас рассуждаю, так как будто мы уже 100% решили, что именно углеводороды вызывают пенообразование). Естественно, что извлечение кислых компонент при этом тоже падает.

Что с этим делать - не знаю. Могу только фантазировать. Может какие-то добавки?(пиперазин используете?)

Ну мы с вами решили, что температура газа (40 С ) выше точки конденсации углеводородов (+27 С)..... Значить это не причина пенообразования, применимо к данной ситуации...

 

Кислый газ с колонны десорбера идет на термический окислитель, где сгорает при высокой температуре 820 С примерно. При его сгорании идет термической разложении, вообщем так..

 

Дмитрий

Link to post
Share on other sites

Ну мы с вами решили, что температура газа (40 С ) выше точки конденсации углеводородов (+27 С)..... Значить это не причина пенообразования, применимо к данной ситуации...

 

Кислый газ с колонны десорбера идет на термический окислитель, где сгорает при высокой температуре 820 С примерно. При его сгорании идет термической разложении, вообщем так..

 

Дмитрий

 

Я уже про захват тяжелых углеводородов в газовой фазе. Это копейки, но чем тяжелее углеводороды тем копейки больше.

Как я вверху упоминал в интернете полно материала по поглощению тяжелых (С6+) углеводородов в аминах, однако, упор на НПЗ (где в газе есть олефины/ароматика, растворимость которых выше), а также на содержание BTEX (ароматика, БТК, по нашему) в отходящих газах (по причине жесткого контроля БТК в атмосфере в Северной Америке).

В Вашем газе бросается в глаза относительно большой хвост из С9+. Думаю, что, в нем дело. О чем и писал.

 

А сколько CO2 у Вас в очищенном газе? И как менялась его (CO2) концентрация, когда вы на 40% раствор переходили?

 

И интереса ради, а какая у Вас высота свечи? (Вот тут уже вопросом таким задавались.

Именно по текущему проекту: http://www.oilforum.ru/topic/94970-%D0%BA%D0%B0%D0%BA-%D0%BD%D0%B0-%D0%BF%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%86%D0%B0%D1%85-%D0%BF%D1%80%D0%B8%D0%BA%D0%B8%D0%BD%D1%83%D1%82%D1%8C-%D0%B2%D1%8B%D1%81%D0%BE%D1%82%D1%83-%D1%82%D1%80%D1%83%D0%B1%D1%8B-%D0%B4%D0%BB%D1%8F-%D1%80%D0%B0%D1%81/

Link to post
Share on other sites
  • 2 years later...

Всем привет!,

 

Давно не заходил в эту тему, вообщем отчитаюсь за пару этих лет. Игрались мы с параметрами и расходами, стабильность  была лишь когда всем мозговым потенциалом изменяли параметры на лету: концентрация амина, расход амина, температура амина, температура газа. В итоге заменили амин на идентичный (МДЕА) но с повышенной стойкостью к спениванию, уже работаем несколько месяцев, пока полет нормальный, даже при 130% нагрузке по газу.

 

П.С. за это время удалось поработать на Middle East, в том числе и на их GTU (Установки по переработки газа) в состав которых входит аминка. Так что если какие вопросы то могу поделиться опытом... 

 

Всех с наступившим 2016 годом!

Link to post
Share on other sites

Всем привет!,

 

Давно не заходил в эту тему, вообщем отчитаюсь за пару этих лет. Игрались мы с параметрами и расходами, стабильность  была лишь когда всем мозговым потенциалом изменяли параметры на лету: концентрация амина, расход амина, температура амина, температура газа. В итоге заменили амин на идентичный (МДЕА) но с повышенной стойкостью к спениванию, уже работаем несколько месяцев, пока полет нормальный, даже при 130% нагрузке по газу.

 

П.С. за это время удалось поработать на Middle East, в том числе и на их GTU (Установки по переработки газа) в состав которых входит аминка. Так что если какие вопросы то могу поделиться опытом... 

 

Всех с наступившим 2016 годом!

Дмитрий, а что такое "MDEA с повышенной стойкостью к вспениванию"?

Link to post
Share on other sites
  • 1 year later...
В 28.05.2017 в 18:05, Илларион Романов сказал:

Доброго времени суток коллеги. 6-й месяц ищем проблему уноса (растворения ) МДЭА в СУГ, далее все попадает в товарные парки. Включили три подряд отстойника - все равно летит, не отстаивается. Что делать дальше ?

Расход СУГ (С2...С4)  22 т/ч

Температура в абсорбере 40 гр.

Расход МДЭА 3 м3/ч

Давление в абсорбере 2,8...3,0 МПа

Абсорбер с засыпной насадкой (два слоя, кольца )

Илларион, вам же дали ответ (и не один) в теме пераработка газа. Зачем баламутите народ?

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