Юрий Морошкин

Установки аминовой очистки

Recommended Posts

Золотые слова "работало 30 лет и нехай работает"...

Вопрос был простой МЭА или ДЭА или МДЭА. Видимо звезды не сошлись))) получилось 60 на 40. МЭА это 60, а 40 понятно два остальных. Вот вам и двигатель прогресса.))))

 

И  на  самом  деле  зачем  менять,  если  нет  проблем,  особенно  когда  в    газах  много  двуокиси углерода,  которую  надо тоже  извлечь...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Слушайте, а на данный момент кто еще эксплуатирует аминовые очистки с МЭА? И чем это обосновано реальным осознанным выбором (что кроме низкого (0-4 бар) давление может быть таким выбором?) или просто "работало 30 лет и нехай работает"?

Давление, состав, примеси, условия работы

Share this post


Link to post
Share on other sites

Давление, состав, примеси, условия работы

Я могу придумать только одно применение МЭА: неселективная очистка газа на низком давлении (0-4 бар). Собственно, так МЭА и применялся на старых советских газоперерабатывающих заводах. Считалось, что нужно снизить (совсем удалить на низком давлении не очень-то получалось) концентрации кислых компонентов перед подачей на компрессоры. Может верно, хотя, по нынешним временам, кажется, что просто компрессоры у советских инженеров были не "кислого исполнения".

 

Вполне вероятно, что даже и на это применение МЭА нынче не лучший кандидат - есть другой первичный амин DGA.

 

Какие еще применения именно МЭА можно придумать?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Низкое давление - это верно. Хотя и плохо моделируется, но на практике работает

Share this post


Link to post
Share on other sites

Существую ли новые технологии для усовершенствования аминовых установок. Для глубокой очистки от H2S и CO2.  

Поиск в интернете выдал только мембранный технологии.

 Интересует все! 

Share this post


Link to post
Share on other sites

Существую ли новые технологии для усовершенствования аминовых установок. Для глубокой очистки от H2S и CO2.  

Поиск в интернете выдал только мембранный технологии.

 Интересует все! 

Навалом. Модернизации установок путем подбора абсорбентов, изменения основного "железа" и режимов работы, целый ряд методов дополнительной очистки абсорбента...

Установка чего-либо перед или в параллель к аминовой очистке для достижения лучшего результата...

 

Аминовых очисток в мире десятки (если не стни) тысяч и, конечно, устранение проблем их работы и/или усовершенствование - это целая индустрия. Всего так много, что мне даже странно, что "интернет выдал только мембранные установки". Видимо, не так сформулирован запрос.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добрый день. В данный момент мы рассматриваем технологию использования аминовой абсорбции для очистки природного газа от СО2. Компьютерное моделирование с прикидкой МЭА и ДЕА растворов выдает на выходе из абсорбера влажный газ с высокой точкой росы. Как вариант, для уменьшения влагосодержания в газе до т.р. -8 С рассматривали установку после  аминового абсорбера гликолевых абсорберов или ПХУ. Подскажите, как решается эта проблема на ваших установках? Есть ли растворы аминов, которые могут минимизировать содержание воды в выходном потоке газа после абсорбера?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добрый день. В данный момент мы рассматриваем технологию использования аминовой абсорбции для очистки природного газа от СО2. Компьютерное моделирование с прикидкой МЭА и ДЕА растворов выдает на выходе из абсорбера влажный газ с высокой точкой росы. Как вариант, для уменьшения влагосодержания в газе до т.р. -8 С рассматривали установку после  аминового абсорбера гликолевых абсорберов или ПХУ. Подскажите, как решается эта проблема на ваших установках? Есть ли растворы аминов, которые могут минимизировать содержание воды в выходном потоке газа после абсорбера?

Это водные растворы этаноламинов...  Изначальный газ обычно имеет температуру значительно более низкую, чем температура водного раствора амина, подаваемого в контактор. В результате газ насыщается влагой и становиться (обычно) еще более "влажным" чем был изначально. Температура точки росы газа на выходе из контактора примерно равна температуре верхней секции контактора... Т.е. как не крути это будет +20...+45С.

 

А -8С ТТР - это требования газотранспортной компании, т.е. реально это очень сухой газ... 

 

Мой ответ, скорее всего, гликолевая осушка Вам подходит (посмотрите здесь же на форуме разделы по осушкам - там есть разные точки зрения и достаточно детальные обсуждения). Но слишком куцая информация для принятия решения...так вам и мембрана подойдет, и адсорбционная установка... Сразу хочу Вас предупредить, что "моделировать" обе эти штуки у Вас не получиться.

 

Вообще, извините, за грубость, но моделировать нужно то, что примерно понимаешь и без моделирования. Иначе у нас появляется масса тех.специалистов с программами, что примерно эквивалентно пьяным или укуренным водителям... Им тоже кажется, что они ништяк рулять. Не всегда приводит к авариям, но как массовое явление - плохо.

 

P.S. Чисто академически. Были попытки, популярные в 50-80х, скомбинировать аминовую очистку и гликолевую осушку в одной установке... грубо говоря, просто заливали гликоль и амин в одну установку.  Так себе работает: не глубоко чистит, и не глубоко сушит. Скажем, если бы задача стояла собирать (а затем подавать на какой-то крупный УКПГ или ГПЗ для глубокой переработки) газ, содержащий большое кол-во кислых компонентов, то можно было бы подумать над такой штукой.  И то есть много контраргументов. 

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добрый день. В данный момент мы рассматриваем технологию использования аминовой абсорбции для очистки природного газа от СО2. Компьютерное моделирование с прикидкой МЭА и ДЕА растворов выдает на выходе из абсорбера влажный газ с высокой точкой росы. Как вариант, для уменьшения влагосодержания в газе до т.р. -8 С рассматривали установку после  аминового абсорбера гликолевых абсорберов или ПХУ. Подскажите, как решается эта проблема на ваших установках? Есть ли растворы аминов, которые могут минимизировать содержание воды в выходном потоке газа после абсорбера?

Вообще-то полезно сделать ТЭО т.к. все технологии имеют "оптимы" по применению в разных областях по параметрам исходного газа. При небольшой производительности и не "жирном" газе, скорее всего, адсорбция...http://tesiaes.ru/?p=8000

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добрый день. В данный момент мы рассматриваем технологию использования аминовой абсорбции для очистки природного газа от СО2. Компьютерное моделирование с прикидкой МЭА и ДЕА растворов выдает на выходе из абсорбера влажный газ с высокой точкой росы. Как вариант, для уменьшения влагосодержания в газе до т.р. -8 С рассматривали установку после  аминового абсорбера гликолевых абсорберов или ПХУ. Подскажите, как решается эта проблема на ваших установках? Есть ли растворы аминов, которые могут минимизировать содержание воды в выходном потоке газа после абсорбера?

Олег, добрый день!

Вам уже не мало ответили коллеги по вашему вопросу.

Полностью соглашусь с Михаилом на счет моделирования. Мы даже с ним это обсуждали недавно. Много развелось таких специалистов. С одной стороны, их просчеты дают нам работу, с другой стороны, жаль заказчика в этом случае. Но это отступление от темы.

По гликолевой осушке Михаил как специалист уже немного отписал. Но с ваших слов, я понимаю, что тут проблема в точке росы не только по воде. НТС - может и решит вашу проблему, но это нужно просчитывать по затратам, как уже писал Юрий.

Я вот только что хотел отметить. С природным газом есть несколько интересных вариантов адсорбционной осушки, которые могут стать очень интересны, так как ими можно понизить точку росы еще и по углеводородам. Витать в облаках не стоит - они вам отбензинивание фундаментальное не сделают, но вот если С3+ не так уж и много, то понизить ими можно, и существенно.  

Share this post


Link to post
Share on other sites

С природным газом есть несколько интересных вариантов адсорбционной осушки, которые могут стать очень интересны, так как ими можно понизить точку росы еще и по углеводородам. Витать в облаках не стоит - они вам отбензинивание фундаментальное не сделают, но вот если С3+ не так уж и много, то понизить ими можно, и существенно.  

Алексей добрый день,

Ну почему же адсорбенты отбензинивание не сделают??? Очень даже сделают! Все потоки Газпрома укомплектованы силикагелевыми адсорбентами для осушки и отбензинивания. Хотя нужно ТЗ посмотреть - от чего очищать придётся. Однако, в Газпроме и в Туркменистане всё работает на силикагелях. Можно даже расчёт сделать, за небольшие деньги.

По аминовой очистке. Лучше к лицензиарам обращаться, так как сейчас предлагаются селективные решения, когда можно оставить допустимые по регламенту концентрации СО2. Для этого нужны специальные амины. Досушить после аминов можно и на молекулярных ситах, это совсем не сложная задача.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Алексей добрый день,

Ну почему же адсорбенты отбензинивание не сделают??? Очень даже сделают! Все потоки Газпрома укомплектованы силикагелевыми адсорбентами для осушки и отбензинивания. Хотя нужно ТЗ посмотреть - от чего очищать придётся. Однако, в Газпроме и в Туркменистане всё работает на силикагелях. Можно даже расчёт сделать, за небольшие деньги.

По аминовой очистке. Лучше к лицензиарам обращаться, так как сейчас предлагаются селективные решения, когда можно оставить допустимые по регламенту концентрации СО2. Для этого нужны специальные амины. Досушить после аминов можно и на молекулярных ситах, это совсем не сложная задача.

Иван, так я же от тебя эту информацию и имею, когда планировали делать отбензинивание еще на том же Новом Уренгое. Тут сложность в другом - адсорбентами, то есть селикагелями, не решишь задачу, если много углеводородов С3+, так как задача адсорбентов, убирать доли процента, максимум несколько процентов, а не десятки процентов. Если точка росы по углеводородам выше 0 при давлении до 40 бар - С3+ там не мало.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Рост перепада давления по реактору гидроочистки, по-видимому, связан с переносом отложений из теплообменников и трубопроводов в реактор из-за повышенной моющей способностью МДЭА, кроме того амин близок по строению к комплексонам, возможно образование комплексных хелатных соединений с продуктами коррозии.

 

В реакторе МДЭА разлагается  с образованием аммиака. Аммиак при температурах ниже 140 оС ( в зависимости от концентрации NH3 и HCl  в ГПС гидроочистки образует соль - хлористый аммоний, который отлагается на стенках аппаратов по ходу начиная с последнего теплообменника). Соль является очень гигроскопичной  и поглощает пары воды. При этом под отложениями усиливается коррозия).

 

При накоплении отложений солей  соль может переносится в отпарную колонну гидрогенизата и далее. 

 

На гидроочистках риформинга и гидроочистках дистиллатов обычно подают воду для растворения и удаления хлористого аммония.

 

В последнее время на установках гидроочистки бензинов из-за увеличения содержания азота, связанное с переработкой вторичных бензинов висбрекинга и коксования отложения хлористого амммония приводят к преждевременным остановкам из-за увеличения перепада давления, если нет водной промывки низкотемпературного оборудования реакторного блока.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Коллеги, вопрос для обсуждения - насколько актуально для производственников мобильная или малогабаритная установка (40-футовый контейнер на расход 5 м3/сут исходного раствора) для дистилляции этаноламинов. Решение без использования вакуума, поэтому пар и сложное вакуумное оборудование не требуется. Через водный раствор прогоняется инертный газ в замкнутом виде в два этапа - на первом удаляется вода, на втором этаноламин. Процесс идет при атмосферном давлении, Экспериментировали с МЭА, ДЭА и МДЭА и получили дистилляты без термической деструкции.

Насколько нам известно - 80-100 м3 раствора МДЭА, которые хранятся на производствах, полностью обновляются на новый раз в год. При таких объемах установка полностью окупается за 2-4 обновления.

Может при наличии такой установки объем хранения можно сократить или улучшить технологический процесс? Может есть какие то подводные камни?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик, немного не то. Как раз чтобы удалить отложения из амину нужна:

1. Дистилляция под вакуумом или повышенной температурой - чтобы отогнать амин от остатка.

2. Фильтрация-адсорбция-ионообмен

 

Только этим можно немного очистить. Отпарка азотом - тоже вариант. Но в целом эти схемы сейчас реализуют на заводах. 

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик, немного не то. Как раз чтобы удалить отложения из амину нужна:

1. Дистилляция под вакуумом или повышенной температурой - чтобы отогнать амин от остатка.

2. Фильтрация-адсорбция-ионообмен

 

Только этим можно немного очистить. Отпарка азотом - тоже вариант. Но в целом эти схемы сейчас реализуют на заводах. 

Вы наверное не поняли, у нас как-раз таки реализуется дистилляция этаноламинов, а не удаление абсорбированных продуктов из этаноламинов. Исключение вакуума позволяет реализовать процесс без заводской инфраструктуры с вакуумсоздающими системами. Фактически, дистилляция идет при той же температуре, что и под вакуумом, только при давлении, близком к атмосферному.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик,я вас понял. Поэтому и написал про 2 технологии, так как они применяются для постоянного применения в процессе. Предлагаемый вами реклаймер - далеко не новшество. Намного интереснее была бы регенерация именно под вакуумом, так как это значительно снизит разложение амина. В вашей производительности проблем в создании вакуума абсолютно нет, так как при таким производительностях применяются механические вакуумные насосы, а не струйные.

Share this post


Link to post
Share on other sites

1) Насколько мне известно, дистилляция при атмосферном или повышенном давлении возможна только для первичных аминов (МЭА или ДГА),  более сложные амины разлагаются при температурах атмосферной дистилляции. Поэтому для очистки ДЭА, МДЕА используют вакуумную дистилляцию (или альтернативные дистилляции методы).

 

Могу предположить, что вы не корректно детектируете  разложение MDEA в лабораторных опытах. Ну, или у Вас секретная технология, которая, строго говоря, и не дистилляция, вообще.

(Посмотрел в литературе:

   - при атмосфере  MDEA кипит ок. 247С. А обсуждаемые нами установки никогда не нагревают больше 204С.... Как же Вы без вакуума?)

 

 

2) На постоянной основе установки очистки аминов (удаление термически стабильных солей (ТСС), в первую очередь) для MDEA не являются нормой. При правильной работе в абсолютном большинстве задач скорость накопления ТСС  достаточна мала. Хотя, мобильный сервис весьма распространён.

Думаю, что если среди 8000 - 15000 пользователей MDEA по миру - этот блок не является стандартом, то и 10-20 установок в российском нефтегазе в нем не нуждаются.

 

 

3) Как мобильный сервис такая штука интересна. И мы этим вопросом интересовались.

    В текущей ситуации и при наших знаниях бизнес - план не получился. Возможно, вернемся к этой затее в будущем.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик,я вас понял. Поэтому и написал про 2 технологии, так как они применяются для постоянного применения в процессе. Предлагаемый вами реклаймер - далеко не новшество.

Алексей, не смогли бы вы дать ссылки на подобные решения

Share this post


Link to post
Share on other sites

1) Насколько мне известно, дистилляция при атмосферном или повышенном давлении возможна только для первичных аминов (МЭА или ДГА),  более сложные амины разлагаются при температурах атмосферной дистилляции. Поэтому для очистки ДЭА, МДЕА используют вакуумную дистилляцию (или альтернативные дистилляции методы).

 

Могу предположить, что вы не корректно детектируете  разложение MDEA в лабораторных опытах. Ну, или у Вас секретная технология, которая, строго говоря, и не дистилляция, вообще.

Михаил, технология не секретная - сбросьте почту отправлю вам статью по экспериментальной дистилляции при атмосферном давлении тяжелых нефтяных остатков до неокисленного битума с пенетрацией 47

Но суть не в технологии, а в актуальности мобильной установки, для которой подвел электричество, энергоноситель, перегнал продукт и отправил установку на другой объект или пусть стоит себе - когда надо опять включил в любой момент. Насколько я знаю подобного сервиса в России, Казахстане никто не предлагает.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик, в личку могу дать уже реализованное.

В презентациях реклаймеры видел в технологиях

AdvaCap от IFP and Prosernat 

Sulfinol process от Jacobs Comprimo Sulfur Solutions и др.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик,  это случайно не история с перегонкой с азотом нефтяных остатков? Очень смахивает на это

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик, в личку могу дать уже реализованное.

В презентациях реклаймеры видел в технологиях

AdvaCap от [/size]IFP and Prosernat [/size]

Sulfinol process от [/size]Jacobs Comprimo Sulfur Solutions[/size] и др.[/size]

Алексей, сбросьте пожалуйста на мою почту 434@mail.ru

Share this post


Link to post
Share on other sites

Радик,  это случайно не история с перегонкой с азотом нефтяных остатков? Очень смахивает на это

Все правильно, из той же серии

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ну, тогда скажу одно - в случае применения вакуумного насоса - экономика будет в разы лучше, особенно по операционным расходам.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.