CC BY
55ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ
УЛУЧШЕНИЕ ПРОЦЕССА ОЧИСТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ Макетов М.Т.
Макетов Максат Толеужанович - магистрант, кафедра химической технологии, Институт химических и биологических технологий
Казахский национальный исследовательский технический университет им. К. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан
Аннотация: в данной статье анализируется подход для улучшения процесса очистки углеводородных газов от кислых компонентов с помощью современного программно-вычислительного комплекса АспенТех Хайсис. Основной задачей является исследование метода подбора экономически эффективного растворителя с требуемым набором физико-химических свойств в целях применения в процессе очистки от нежелательных компонентов потоков газа. Рассмотрены различные типы химических, физических и адсорбционных растворителей. Преимуществом предлагаемой технологии является экономически эффективный метод поиска состава растворителя для использования в различных системах переработки газа. Ключевые слова: кислые компоненты, углеводородные газы, химические, физические и адсорбционные растворители, эффективность очистки.
В минувшее десятилетие в казахстанском обществе и соответственно в правительстве РК проблемы экологии вышли на ведущее место. Это было связано с непрерывным ростом темпов производства углеводородного сырья, включающего товарный газ, которое поставляется на экспорт. В силу того, что темпы роста сохраняются и даже наращиваются, воздействие на окружающую среду больше не может быть игнорировано и требуется принятие мер по понижению этого влияния. Сложившаяся ситуация требует пересмотра устоявшегося баланса процессов переработки газа, применения новых тактик и стратегий уменьшения выбросов сероводородов и других вредных примесей при производстве и транспортировке газа в окружающую среду.
По различным оценкам, было подтверждено, что до 70%-80% от всего объёма сырья для производства промышленной серы и производных химикатов приходится на долю отходящих газов различных производств, содержащих сероводород и диоксид серы. Данные газы очень токсичны, и с подписанием Казахстаном международных соглашений в сфере защиты экологии, которые устанавливают жёсткие значения ПДК, и высочайшие классы опасности, эта проблема становится все актуальней. В связи с этим, перед выбросом в атмосферу «кислые» газы должны быть утилизированы или обезврежены. В современном мире очистка и утилизация сероводородсодержащих газов является обязательным условием работы производственных объектов. Производство товарного газа из месторождений РК в обязательном порядке должно быть обеспечено переработкой сероводорода, так как она выполняет две функции - охраны окружающей среды от токсичных продуктов антропогенного происхождения, а также производства ценного продукта - чистой химической серы. Также, актуальность проблемы очистки газа от И28 усиливается требованиями обеспечения экологической безопасности при разработке запускаемых в РК сернистых месторождений.
Содержание компонентов Н^ и С02 и в природном газе может изменяться в широком диапазоне концентраций при различных концентрациях углеводородных
составляющих. Если содержание сероводорода превышает предельно допустимые нормы по спецификации товарного газа, избыток H2S должен быть выделен изданного газа. На технологическом жаргоне, за рубежом, удаление сероводорода из кислого газа, называется «подслащиванием» газа. Данный процесс является одним из основополагающих в процессе ценообразования товарного газа.
Выбор процесса очистки кислого газа зависит от общих условий, таких как [1, с. 78-79; 2, с. 78]:
- концентрации h2s меркаптанов в кислом газе, предельно допустимом содержании
в товарном газе;
- максимальной проектной пропускной способности (предельной скорости потока);
- давления поступающего неочищенного газа на входе;
- требование к допустимому уровню извлечение серы;
- приемлемых способов утилизации отходов производства.
Как показывает практика [3, с. 101-110; 4 с. 108; 5, с. 110-118], физические растворители обычно предпочтительнее химических растворителей в процессах с очень высокой концентрацией кислого газа для массового удаления кислого газа. Однако, когда требуется высокая степень извлечения тяжелых углеводородов, использование физических растворителей может не быть оптимальным решением, поскольку они обладают более высокой совместной абсорбцией углеводородов. Таким образом, большая часть исследований, посвященных выбору правильного типа растворителя, связана с выбором растворителя с высокой емкостью для кислого газа и низкой емкостью для углеводородов. Некоторые из преимуществ использования физического растворителя, такого как ДЭПЭГ, включают в себя более низкие требования к энергии регенерации растворителя, температура для разделения может быть близка к окружающей среде, и частичная дегидратация газа в процессе абсорбции. Другим преимуществом использования физического растворителя, такого как ДЭПЭГ, является то, что он является стабильным и не коррозионным, поэтому использование специальных металлов не требуется, что снижает базовые капитальные и эксплуатационные расходы.
Моделирование системы очистки, как для химических, так и для физических растворителей начинается с проектного решения технологической линии. Требуется определить базовые элементы, вспомогательные устройства, продумать адекватность пропускной способности к моделируемому оборудованию и т.п. аспекты моделируемой системы очистки. После составления полного списка элементов, требуется определиться с теми элементами, которые будут влиять на состояние системы в любой из её точек. Элементами системы, которые не оказывают на систему влияния во время эксплуатации системы нужно пренебречь и не включать в предварительную модель. После составления базовой технологической схемы (рисунок 1) [7, с. 88; 8, с. 239-242], ее требуется перенести в специализированное программное обеспечение по моделированию систем очистки газа от кислых примесей. В этой работе было утилизировано ПО АспенТехХайсис (рисунок 2).
Рис. 1. Типовая технологическая схема процесса очистки, основанная на аминовомрастворе
Рис. 2. Система, переведенная в ПО АспенТехХайсис
Газожидкостное равновесие, температура раствора, теплоемкость, а также данные по концентрации частиц при широком диапазоне давлений и температур были использованы для разработки и проверки различных систем [10, с. 696-706; 11, с. 6081-6091; 12, с. 265].
В настоящей работе представлены следующие системы:
МДЭА-И2O-CO2
PZ-МДЭА-И2O-CO2
МДЭА-И20-И^
PZ-МДЭА-И2O-И2S
Диапазоны температур и давлений, используемых при проверке, представлены в таблицах 1-3. Аппроксимация парциального давления СО2 по сравнению растворенным С02 в водных растворах МДЭА и ПЗ-МДЭА показаны на рисунке 3.
Таблица 1. Схема проверки абсорбера с использованием 45, и 12,7% вес МДЭА для спецификации различных питающих газов
Поток Параметр Случай 1 Случай 2 Случай 3
Подаваемый газ T, °Ф 100 130 90
P, кПа 6300 6400 1400
Q, фунтов/час 14000 14000 5600
H2S, частей на миллион (ppm) 998,1 9,972 2,335
CO2 моль % 12,98 9,972 2,335
51000 13000 32000 (этап 9)
Чистые Амины Q, фунтов/час 23000 109000 (этап 12)
Амины(МДЭА вес%) 45 46 44 (этап 12) 12,7 12,7 (этап 9)
Очищенный Газ H2S, частей на миллион (ppm) 1,11 5,8 7,6
CO2, моль % 8,01 1,3 1,3
Очищенный Газ (HYSYS eff) H2S, частей на миллион (ppm) 1,6 3,0 6,8
CO2, моль % 6,7 0,14 0,66
Очищенный Газ (HYSYS adv) H2S, частей на миллион (ppm) 1,3 4,4* -
CO2, моль % 6,8 0,42 -
Таблица 2. Технологическая схема проверки абсорбционной колонны с помощью 33% вес. концентрации МДЭА для спецификации различных подаваемых газов
Поток Параметр Случай 4 Случай 5 Случай 6
Подаваемый газ Т, °Ф 84 85 90
Р, кПа 5500 5500 5500
Q, фунтов/час 58000 58000 62000
Н2Б, частей на миллион (ррт) 49,99 58,02 56,12
С02, моль % 3,520 3,471 3,471
Чистые Амины Q, фунтов/час 36000 43000 51000
Амины(МДЭА вес%) 33 33 33
Очищенный Газ Н2Б, частей на миллион (ррт) 0,6 0,6 0,5
С02, моль % 1,85 1,58 1,16
Очищенный Газ (HYSYS eff) Н2Б, частей на миллион (ррт) 1,11 0,93 0,46
С02, моль % 1,71 1,6 1,7
Очищенный Газ (HYSYS adv) И2Б, частей на миллион (ррт) 0,63 0,53 0,29
С02, моль % 1,82 1,74 1,72
Таблица 3. Технологическая схема проверки абсорбционной колонны, используя 7% вес МДЭА для спецификации различных питающих газов
Поток Параметр Кейс 7 Кейс 8
Подаваемый газ T, °С 92 92
P, кПа 5500 5500
Q, фунтов/часедизм приведите в наш стандарт!!! 55000 57000
H2S, частей на миллион (ppm) 58,02 55,01
CO2, моль % 3,471 3,481
Чистые Амины Q, фунтов/час 59000 63000
Амины(МДЭА вес%) 7 7
Очищенный Газ H2S, частей на миллион (ppm) 0,5 0,5
CO2, моль % 1,16 1,13
Очищенный Газ (HYSYS eff) H2S, частей на миллион (ppm) 0,59 0,22
CO2, моль % 1,46 1,47
Очищенный Газ (HYSYS adv) H2S, частей на миллион (ppm) 0,49 0,18
CO2, моль % 1,5 1,5
7000 йООО
£ 5000
| 4000
1Л
1Л
S 3ÜOO
J 2000 1000 о
О 0.5 1 2 2,5
H,S loading, mol H?S/(mol PZ + mol MDEA)
Рис. 3. VLE из PZ-МДЭА-H2O-H2S при 353 К (концентрация PZсоставляет 12 мас. %, концентрация МДЭА составляет 17 мас %): о- экспериментальные данные; линии - расчет
На основании проведенного математического компьютерного моделирования сделаны следующие основные выводы:
- разработан систематический к улучшению метода очистки углеводородных газов от кислых компонентов путем математического компьютерного моделирования с помощью современного программно-вычислительного комплекса АспенТех Хайсис;
- методом подбора экономически эффективного растворителя предложен новый вариант использования комбинаций аминных растворителей;
- установлена система ограничения параметров для обеспечения безопасности очистки углеводородных газов от кислых компонентов.
Список литературы
1. Смит Р.С. Улучшение процессов очистки Газа. Журнал «Нефть и Газ», 1975. 73 (Март). С. 78-79.
2. Теннисом Р.Н. и Шаф Р.П. Руководство по выбору метода очистки Газа, 1977. Журнал «Нефть и Газ» 75 (2). С. 78.
3. КингДж.С. и др. Тщательный отбор позволяет произвести выбор метода очистки. Журнал «Нефть и Газ», 1986. 84 (36). С. 101-110.
4. Батвел К.Ф., Кубэк Д.Ж., Сигмунд П.В. Алкоаминовая очистка углеводородов, 1982 (Март). С. 108.
5. Фитжеральд К.Дж. Ричардсон Дж.А. Новые выявленные зависимости усиливают значение моноэтиламинового процесса. Журнал «Нефть и Газ», 1966. 64 (43). С. 110-118.
6. Фрайрихь Е. Теннюсон Р.Н. Процесс улучшает качество отделения кислотных компонентов, снижает затраты, и устраняет побочные эффекты. Журнал «Нефть и Газ», 1976. 74 (34). С. 130-132.
7. Лав Д. Таблицы для разработки диэтиламиновых установок очистки. Журнал «Нефть и Газ», 1972. 70 (январь). С. 88.
8. Гоар Б.Г. Избирательная очистка позволяет получить лучшую отдачу Клаусса. Журнал «Нефть и Газ», 1980. 78 (18). С. 239-242.
9. Маддокс Р.Н. Горячий углерод — Еще одна возможность. Журнал «Нефть и Газ», 1967. (Октябрь). С. 167-173.
10. Кампс А.П.-С., Балабан А., Жо'декке M., Куранов Ж., Смирнова Н.А., Маурер Ж. Растворимость газов - двуокиси углерода и сульфида водорода в водных растворах N-Диэтиламина при температурах от 313 до 393 К и давлениях до 7,6 МПа: Новые экспериментальные данные и дальнейшее моделирование. Технология химического производства, 2001. 40. С. 696-706.
11. Ермачков В., Кампс А.П. -С., Маурер Ж. Растворимость газов - двуокиси углерода в водных растворах N-Метилдиэтиламина в точках слабого скопления. Технология химического производства, 2006. С. 45. С. 6081-6091.
12.Матонат С. Калориметрия потока смеси, при повышенных температурах. Применение метода к исследованию очистки диоксида углерода с использованием водных растворов алканоламинов. Университет Блеза Паскаля. Париж, 1995. С. 265.
