Дмитирий Зинченко

Вспенивание колонны очистки газа от сероводорода

Recommended Posts

Уважаемые коллеги! 

 

Предлагаю обсудить проблему: вспенивание колонны очистки газа от сероводорода при использовании водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА). Какие основный пути по недопущению этого процесса - изменения режима работы абсорбера, концентрации МДЭА, и т.д.? Введение антивспенивателя конечно решает проблему, но интересует все таки начальные условия образования пены и методы борьбы с ней. У кого есть практический опыт то прошу комментариев, документации, полезных ссылок.

 

С уважением, Дмитрий

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Отличная тема. Наконец-то, появилась по русски.

Вспенивание абсорбентов (будь-то амин, будь-то гликоль) - это как повышение температуры у человека. Т.е. симптом, а не причина.

А антивспениватель - это так "что бы температуру сбить".

 

Литературы про амины (и про основной симптом недуга - вспенивание -  соответсвенно) так много, что даже не понятно, что посоветовать.

Если, что припомню ужасно специализированное, то выложу, а так ограничусь "copy - paste" из Fundamentals of Natural Gas Processing:

 

Solution Foaming - foaming of the liquid amine solution is a major problem because it results in poor vapor−liquid contact, poor solution distribution, and solution holdup with resulting carryover and off spec gas. Among the causes offoaming are suspended solids, liquid hydrocarbons, surface active agents, such as those contained in inhibitors and compressor oils, and amine degradation products, including heat stable salts. One obvious cure is to remove the offending materials; the other is to add antifoaming agents.

 

А, вот, что конкретно, из подчеркнутого крутиться в цикле абсорбента, как оно туда попало, как его оттуда вытащить и как недопустить образования вновь - это и есть суть темы, ИМХО.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

У нас вспенивание абсорбента всегда происходило после того, как на скважинах проводили работы с закачкой ПАВов на забой. После того, как нам удалось, объяснить руководству и господам геологам, что закачка ПАВ на забой скважины - плохой метод интенсификации добычи, эту порочную практику прекратили и вспенивание абсорбента прекратилось.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

В соседней ветке "Техника и технологии" поднимался вопрос откуда появилась на НПЗ практика держать температуру газа ниже или равной температуре аминового раствора. Алексей Панкин объяснил это необходимостью избегать возможной конденсации углеводородов (при контакте горячего газа с чуть более холодным абсорбентом).

 

Мои коллеги делали инспекцию аминовой очистки на УКПГ Карпенского. Там установка вроде бы нормально работала, а летом не справлялась. 

Сложно разбирались, на ошибки  производителя грешил (там АВО недоразмерен, здесь циркляции не хватает). В итоге выяснилось, что просто не тот фильтр-элемент в фильтр - коалесцере на входе.

Уж не знаю на сколько % выше рассказанное верно (у меня "из курилки" в голове детали остались), но факт, что я не раз читал и слышал, что недостаточная фильтрация на входе - это основная причина проблем абсорбционных установок.

 

НУ, и сам цикл может генерировать примеси: продукты коррозии оборудования и деградации абсорбента.

Здесь одно связано с другим, а заодно и важна химия конкретного используемого амина.

 

 

Вообще, вот такого материала (см. приложенный файл) навалом.

Можно почитать этот файл, а потом, поняв терминологию нагуглить сколь угодно специализированных материалов...

comtaminents_in_amine_gas_treating.pdf

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Добрый вечер!

Если абстрагироваться от того, что находится выше по потоку, то, конечно, важную (и, наверное, первостепенную) роль играет входной скруббер газа. Кроме того, нужно более внимательно относиться к регенерации амина (остаточному содержанию H2S и CO2), так как это может являться причиной коррозии и загрязнения раствора амина.

А также - стремиться к полнопоточной фильтрации как насыщенного, так и регенерированного растворов, зачастую имеет место только частичная.

В дополнение: как считается, силиконовые антивспениватели могут отрицательно сказываться на работе установки - быстро покрывают поверхность угольного фильтра, ухудшая, таким образом, фильтрацию, повышая перепад давления и заставляя байпасировать часть потока.

Вот такие мысли пока пришли в голову. Всем хорошего вечера!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Димитрий

 

Уважаемые коллеги! 
 
Предлагаю обсудить проблему: вспенивание колонны очистки газа от сероводорода при использовании водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА). Какие основный пути по недопущению этого процесса - изменения режима работы абсорбера, концентрации МДЭА, и т.д.? Введение антивспенивателя конечно решает проблему, но интересует все таки начальные условия образования пены и методы борьбы с ней. У кого есть практический опыт то прошу комментариев, документации, полезных ссылок.
 
С уважением, Дмитрий

 

Дмитрий, извиняюсь за офф-топ. Почему Вас тема с МДЕА заинтересовала? Вы сменили работу (на Полтавщине, вроде бы, не было H2S)?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Димитрий

 

 

Дмитрий, извиняюсь за офф-топ. Почему Вас тема с МДЕА заинтересовала? Вы сменили работу (на Полтавщине, вроде бы, не было H2S)?

Периодически возникает необходимость бывать на одном из российских УКПГ где собственно и используется аминоочистка. На полтавщине радует таких проблемм пока нет. Интересная тема...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

В соседней ветке "Техника и технологии" поднимался вопрос откуда появилась на НПЗ практика держать температуру газа ниже или равной температуре аминового раствора. Алексей Панкин объяснил это необходимостью избегать возможной конденсации углеводородов (при контакте горячего газа с чуть более холодным абсорбентом).

 

Мои коллеги делали инспекцию аминовой очистки на УКПГ Карпенского. Там установка вроде бы нормально работала, а летом не справлялась. 

Сложно разбирались, на ошибки  производителя грешил (там АВО недоразмерен, здесь циркляции не хватает). В итоге выяснилось, что просто не тот фильтр-элемент в фильтр - коалесцере на входе.

Уж не знаю на сколько % выше рассказанное верно (у меня "из курилки" в голове детали остались), но факт, что я не раз читал и слышал, что недостаточная фильтрация на входе - это основная причина проблем абсорбционных установок.

 

НУ, и сам цикл может генерировать примеси: продукты коррозии оборудования и деградации абсорбента.

Здесь одно связано с другим, а заодно и важна химия конкретного используемого амина.

 

 

Вообще, вот такого материала (см. приложенный файл) навалом.

Можно почитать этот файл, а потом, поняв терминологию нагуглить сколь угодно специализированных материалов...

По опыту могу сказать, что с понижением температутры амина на входе в колонну абсорбер частота вспенивания уменьшалась, хотя при этом еще и расход амина уменьшали паралельно. При этом разницу с температурой газа опустили с 10 до 4 градусов.

 

О каком именно типе фильтра вы говорили? Какой там стоял ранее? Как к этому таки пришли?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

По опыту могу сказать, что с понижением температутры амина на входе в колонну абсорбер частота вспенивания уменьшалась, хотя при этом еще и расход амина уменьшали паралельно. При этом разницу с температурой газа опустили с 10 до 4 градусов.

 

О каком именно типе фильтра вы говорили? Какой там стоял ранее? Как к этому таки пришли?

 

По фильтру спрашивать надо.

Стоял какой-то фильтр-сепаратор от компании Peco Facet (аминка американская была, так что, то что Peco не удивительно) на фильтр-элемент этой же компании и сменили (должны были сменить). А, вот, в чем была ошибка в выборе типа фильтра-элемента  не знаю.

По возможности спрошу - сюда отпишусь.

 

А у Вас перед УКПГ компрессор стоит? Может, кроме всего прочего, именно он масла и подбрасывает?

 

P.S. А тема точно интересна, нам в ближайшее время наверное всем придется с амином сталкиваться. И чем дальше, тем больше.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

По фильтру спрашивать надо.

Стоял какой-то фильтр-сепаратор от компании Peco Facet (аминка американская была, так что, то что Peco не удивительно) на фильтр-элемент этой же компании и сменили (должны были сменить). А, вот, в чем была ошибка в выборе типа фильтра-элемента  не знаю.

По возможности спрошу - сюда отпишусь.

 

А у Вас перед УКПГ компрессор стоит? Может, кроме всего прочего, именно он масла и подбрасывает?

 

P.S. А тема точно интересна, нам в ближайшее время наверное всем придется с амином сталкиваться. И чем дальше, тем больше.

Добрый вечер,

 

 Нет, компрессора нет. Перед аминовой очисткой блок первичной сепарации, давление позволяет безкомпрессионную подготовку газа...  На днях поеду на установку ту самую, будем делать тестирование завода (именно блока аминоочистки) по отдельным параметрам...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Уважаемые коллеги! 

 

Предлагаю обсудить проблему: вспенивание колонны очистки газа от сероводорода при использовании водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА). Какие основный пути по недопущению этого процесса - изменения режима работы абсорбера, концентрации МДЭА, и т.д.? Введение антивспенивателя конечно решает проблему, но интересует все таки начальные условия образования пены и методы борьбы с ней. У кого есть практический опыт то прошу комментариев, документации, полезных ссылок.

 

С уважением, Дмитрий

 

Тенденция  к  вспениванию  –  это  следствие  присутствия  жидких углеводородов,    задержанных    в    абсорбере    в    результате    конденсации жидких углеводородов в  абсорбере,  а  также  в результате  проникновения  жидких  углеводородов вместе с   сырьевым   газом.   Другие   сопутствующие   факторы   –   это   загрязнение  и разложением растворителя с течением времени.
Кол-во антивспенивателя надо контролировать, т.к. избыток антивспенивателя приводит к вспениванию. Для улавливания конденсата рекомендуется ставить фильтр-сепаратор перед абсорбером. Для предупреждения разложения раствора - необходимо не допускать кислород в систему.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

 

Тенденция  к  вспениванию  –  это  следствие  присутствия  жидких углеводородов,    задержанных    в    абсорбере    в    результате    конденсации жидких углеводородов в  абсорбере,  а  также  в результате  проникновения  жидких  углеводородов вместе с   сырьевым   газом.   Другие   сопутствующие   факторы   –   это   загрязнение  и разложением растворителя с течением времени.
Кол-во антивспенивателя надо контролировать, т.к. избыток антивспенивателя приводит к вспениванию. Для улавливания конденсата рекомендуется ставить фильтр-сепаратор перед абсорбером. Для предупреждения разложения раствора - необходимо не допускать кислород в систему.

 

Добрый день,

 

Спасибо за ответы!

 

Итак в ходе наблюдений за работой установки и по аминоочистке газа выделил возможные причины вспенивания раствора MDEA:

1. Унос жидких углеводородов в абсорбер в следствии плохого отбития влаги в сепараторе/фильтре перед абсорбером

2. Конденсация жидких углеводородов в абсорбере в следствии подачи раствора амина с температурой ниже температуры точки росы газа по углеводородам.

3. Недостаточная фильтрация амина после регенерации.

4. Наличие самого антивспенивателя в растворе бедного амина после регенерации (антивспепиватель не растворим в амине).

5. Увеличение расхода входящего газа в абсорбер в следствии большой скорости движения газа сквозь тарелки и поднятие амина.

 

Поскольку сама установка прошла плановую остановку и в ходе дополнительные тестов исключил некоторые возможные факторы вспенивания амина в данном случаи:

 

1. Унос жидких углеводородов в абсорбер в следствии плохого отбития влаги в сепараторе/фильтре перед абсорбером

 

Между входящим сепаратором и абсорбером расположен коалестцентынй фильтр сетчастого типа для улавливания мех примесей со секцией для удаление жидкости. Как таковой жидкости на выходе с фильтра нет, клапан регулирования уровня в фильтре продувает жидкость ну очень редко. 

 

2. Конденсация жидких углеводородов в абсорбере в следствии подачи раствора амина с температурой ниже температуры точки росы газа по углеводородам.

 

ТТР по углеводородам даже если принята по температуре входящего газа +35 С  всегда ниже температуры регенерированого амина +42 С.

 

3. Недостаточная фильтрация амина после регенерации.

 

Возможно, но с очисткой фильтров пены стало немного менее, но процесс пенообразования идет. Фильтра можно и заменить/добавить.

 

На данный момент наиболее опасение вызывает фактор №5, немного №4

 

4. Наличие самого антивспенивателя в растворе бедного амина после регенерации (антивспепиватель не растворим в амине).

 

5. Увеличение расхода входящего газа в абсорбер в следствии большой скорости движения газа сквозь тарелки и поднятие амина.

 

Ниже параметры по аминке при реальном расходе на проектной мощьности:

 

Расход газа (дизайн) 1000 000 ст.м.куб/сутки

H2S вход  - 5,89 % моль

CO2 вход - 0,16 % моль

Расход (MDEA 48% масс.) - 50 м.куб/час (дизайн 80 м.куб./час)

H2S вход  - 1,2 % моль (норма не более 2,5 % моль)

CO2 вход - 1,9 ppmv  (норма не более 4 ppmv)

Как видно блок имеет запас и теоретически запроектирован на 150 - 180 %. Это подтверждено моделированием в Hysys с использованием пакета аминов и в Promax.

 

Именно последний фактор вызывает наибольшее опасение так как увеличение расхода газа будет невозможным! Что если мы хотим перейти границу расчетного расхода газа для абсорбера?

Расчитав мат баланс абсорбера и сравнив текущие показатели по извлечению сереводорода и диокиси углерода выяснилось, что сам блок аминоочистки имеет весьма неплохой запас по удалению кислых компонентнов. Пугает то, что само ограничение по размером тарелок не позволит пропустить больше газа. Данные опыты еще не делали но тенденция на 130 % от дизайна приводит к пене быстрее чем при 100 % загрузке по газу.

 

У кого есть какие соображение именно по увеличению расхода газа на абсорбер сверх дизайна? Спасибо!

 

Дмитрий

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

У кого есть какие соображение именно по увеличению расхода газа на абсорбер сверх дизайна? Спасибо!

 

Дмитрий, вы не упомянули про деградацию раствора... Какого типа тарелки установлены?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Дмитрий, вы не упомянули про деградацию раствора... Какого типа тарелки установлены?

Дмитрий,

 

Тарелки клапанного типа однопроходные (1-pass, FLEXITRAY valve)

Можете расписать подробно о деградации раствора?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Дмитрий, а можете привести состав газа?

Интересует детальная раскладка С6+ и, например, наличие кислорода.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Дмитрий, а можете привести состав газа?

Интересует детальная раскладка С6+ и, например, наличие кислорода.

Вот анализ по газу на входе

 

Components

Content

wt %

mol %

H2S

0,293

0,158

Helium

0,001

0,006

Hydrogen

0,007

0,066

CO2

14,107

5,893

Nitrogen

0,371

0,243

Methane

79,238

90,803

Ethane

3,394

2,075

Propane

0,882

0,368

Iso-butane

0,262

0,083

Н -butane

0,214

0,068

Iso-pentane

0,134

0,034

Н- pentane

0,073

0,019

psC6

0,136

0,030

psC7

0,339

0,065

psC8

0,364

0,063

psC9

0,138

0,021

С10+

0,048

0,007

Total:

100,00

100,00

Standard density, kg/m3

0,766

Molar weight, g/mole

18,38

Relative density (against air)

0,636

Дмитрий

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

 

Вот анализ по газу на входе

 

Components

Content

wt %

mol %

H2S

0,293

0,158

Helium

0,001

0,006

Hydrogen

0,007

0,066

CO2

14,107

5,893

Nitrogen

0,371

0,243

Methane

79,238

90,803

Ethane

3,394

2,075

Propane

0,882

0,368

Iso-butane

0,262

0,083

Н -butane

0,214

0,068

Iso-pentane

0,134

0,034

Н- pentane

0,073

0,019

psC6

0,136

0,030

psC7

0,339

0,065

psC8

0,364

0,063

psC9

0,138

0,021

С10+

0,048

0,007

Total:

100,00

100,00

Standard density, kg/m3

0,766

Molar weight, g/mole

18,38

Relative density (against air)

0,636

Дмитрий

 

 

А давление подскажите?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Давление на входе в аминку 5,5 МПа, температура 38 град С.

 

Дмитрий

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

А давление подскажите?

 

При данном составе газе и 10 бар изб. точка росы уже ,близка к температуре амина.

Использовал Peng-Robinson в Hysys.

post-37514-0-03398600-1379770914_thumb.jpg

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

При данном составе газе и 10 бар изб. точка росы уже ,близка к температуре амина.

Использовал Peng-Robinson в Hysys.

 

ИМХО, не зачем лесть в дебри. 99%, что вы кушаете амином С9+.

(Судя по описанию аминка свежая и накорродировать так, что уже сама подкидывает мусор в цикл она еще не могла).

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Давление на входе в аминку 5,5 МПа, температура 38 град С.

 

Дмитрий

 

ТТР по УГ@ 5.5 МПа: +52.23C

Можете "ухудшить" симуляцию и развернуть С10+ как  80/15/5 в пользу С10-С11-С12.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

ТТР по УГ@ 5.5 МПа: +52.23C

Можете "ухудшить" симуляцию и развернуть С10+ как  80/15/5 в пользу С10-С11-С12.

Михаил,

 

ТТР по УГ при 5,5 МПа составили +26,7  С

Тоже использовал ПР пакет. Странно, что у нас разные результаты

Из этого следует при температуре на входе в аминовый контактор около 40 С вопросов о выпадении жидкой фазы не должно быть. Перед колонной у нас есть теплообменник, там мы и греем газ с +27 до +40 С.

Что скажете?

Дмитрий

post-21237-0-06902400-1379822201_thumb.jpg

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Михаил,

 

ТТР по УГ при 5,5 МПа составили +26,7  С

Тоже использовал ПР пакет. Странно, что у нас разные результаты

Из этого следует при температуре на входе в аминовый контактор около 40 С вопросов о выпадении жидкой фазы не должно быть. Перед колонной у нас есть теплообменник, там мы и греем газ с +27 до +40 С.

Что скажете?

Дмитрий

 

Тут все должно совпасть. Значит ошибка в наборе состава газа (?).

Тот факт, что у вас теплообменник с входной температурой близкой к Вашей расчетной ТТР говорит, что ошибся, скорее, я.

Перенаберу с Вашего скриншота как доберусь до компа.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Тут все должно совпасть. Значит ошибка в наборе состава газа (?).

Тот факт, что у вас теплообменник с входной температурой близкой к Вашей расчетной ТТР говорит, что ошибся, скорее, я.

Перенаберу с Вашего скриншота как доберусь до компа.

 

Да, где-то у меня был косяк. ТТР=27.66С. 

Приношу извинения за "ложный след".

 

Но слишком большой хвост в С9-С10, который  меня уверил в высокой точке росы по УГ, меня и сейчас смущает.

 

Симптомы:

 а) ниже температура газа - меньше пены

 б) больше газа - больше  пены.

 

Верно?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Да, где-то у меня был косяк. ТТР=27.66С. 

Приношу извинения за "ложный след".

 

Но слишком большой хвост в С9-С10, который  меня уверил в высокой точке росы по УГ, меня и сейчас смущает.

 

Симптомы:

 а) ниже температура газа - меньше пены

 б) больше газа - больше  пены.

 

Верно?

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

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Создайте аккаунт или войдите для комментирования

Вы должны быть пользователем, чтобы оставить комментарий

Создать аккаунт

Зарегистрируйтесь для получения аккаунта. Это просто!

Зарегистрировать аккаунт

Войти

Уже зарегистрированы? Войдите здесь.

Войти сейчас