Вахит Казамбаев

Удаление меркаптанов из ПНГ

Recommended Posts

Данные по содержанию  (до 0.12 г/м3) меркаптанов уже в СОГ? Тогда до искомых 0.016 г/м3 еще очень далеко.

А отчего появилось желание исключить Merox? Операционные затраты существенно выше? Или,ну не знаю, аварийное состояние установки щелочной очистки?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Данные по содержанию  (до 0.12 г/м3) меркаптанов уже в СОГ? Тогда до искомых 0.016 г/м3 еще очень далеко.

А отчего появилось желание исключить Merox? Операционные затраты существенно выше? Или,ну не знаю, аварийное состояние установки щелочной очистки?

Добрый день!

 

Да, понимаем, что без Мерокса на данный момент не обойтись. Причины, по которым хотят выключить ее из схемы (на данный момент это не окончательное решение, выходили на пару компаний, процесс этот, сами понимаете, не такой быстрый): сложности, с которыми пришлось столкнуться за время эксплуатации - агрессивность среды (примеры приводить не буду, их достаточно), кислые стоки (даже при нормально работающей регенерации часть щелочи необходимо отправлять на дегазацию и, соответственно, утилизацию)...... Вот...... конечно, как и любая щелочная очистка, при стабильном режиме на аминовой установке удаление меркапатанов не становится трудной задачей, но проблемы с обслуживанием оборудования остаются. 

 

Если есть идеи или предложения, буду признателен за оказанную помощь.

 

Спасибо!

Share this post


Link to post
Share on other sites

Если процесс под давлением 4-5 МПа , то скорее всего можно заменить его на сульфинол, селексол и т.д. и отказаться от мерокса. Не пробовали ли вы обращаться к производителям сорбентов, Шелл, DOW, Клариант и т.д. наверняка у них есть что предложить.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Если процесс под давлением 4-5 МПа , то скорее всего можно заменить его на сульфинол, селексол и т.д. и отказаться от мерокса. Не пробовали ли вы обращаться к производителям сорбентов, Шелл, DOW, Клариант и т.д. наверняка у них есть что предложить.

Добрый день!

 

Да, обратились в некоторые компании по поводу наличия у них вариантов решения нашего вопроса. Пока результатов нет.

 

Спасибо за ответ!

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я не суперспец в очистках от меркаптанов - в моей практике были единичные столкновения с такими задачами.

Поэтому могу ошибаться, но пока мое понимание ситуации выглядит так:

 

Проект переделки щелочи в абсорбционную очистку с физ.растворителями Вам вряд ли предложат. Вам предложат новую установку, а после некоторых переговоров может быть выявиться возможность использовать контактор от щелочной очистки. На это всё. Лучше задействовать оборудование не удастся.

Контактор стоит пару сотен тысяч долларов максимум и его можно не брать во внимание, т.к. возможная оптимизация здесь не более 10% от стоимости всех затрат на установку очистки от меркаптанов (новую установку).

 

Мне, кажется, что на вашем предприятии не настолько устали от Мерокс, что бы потрать 3 - 5 млн. долларов на установку замены для него.

Разница между правильно работающим Мерокс'ом и любым другим предложенным методом, по логике, должна быть небольшой.

И даже если эта разница в пользу новой установки, то она должна быть мала и окупаемости в 3-5-7 лет не получиться. Получается, что вам ничего не нужно (ну, кроме мероприятий по снижению затрат Мерокса - это отдельный вопрос и, наверне, лучше уж разу к UOP).

 

Если у Вас все же осознанное желание покупать новую установку, то как сделает обзор рынка, то можете стукнуться в личку.

Дам координаты небольших компаний, специализирующихся на установках газоочистки

(Gas Treatment в противовес Gas Processing).

 

Пока же, у Вас сырой запрос. Чистый интерес, так сказать.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я не суперспец в очистках от меркаптанов - в моей практике были единичные столкновения с такими задачами.

Поэтому могу ошибаться, но пока мое понимание ситуации выглядит так:

 

Проект переделки щелочи в абсорбционную очистку с физ.растворителями Вам вряд ли предложат. Вам предложат новую установку, а после некоторых переговоров может быть выявиться возможность использовать контактор от щелочной очистки. На это всё. Лучше задействовать оборудование не удастся.

Контактор стоит пару сотен тысяч долларов максимум и его можно не брать во внимание, т.к. возможная оптимизация здесь не более 10% от стоимости всех затрат на установку очистки от меркаптанов (новую установку).

 

Мне, кажется, что на вашем предприятии не настолько устали от Мерокс, что бы потрать 3 - 5 млн. долларов на установку замены для него.

Разница между правильно работающим Мерокс'ом и любым другим предложенным методом, по логике, должна быть небольшой.

И даже если эта разница в пользу новой установки, то она должна быть мала и окупаемости в 3-5-7 лет не получиться. Получается, что вам ничего не нужно (ну, кроме мероприятий по снижению затрат Мерокса - это отдельный вопрос и, наверне, лучше уж разу к UOP).

 

Если у Вас все же осознанное желание покупать новую установку, то как сделает обзор рынка, то можете стукнуться в личку.

Дам координаты небольших компаний, специализирующихся на установках газоочистки

(Gas Treatment в противовес Gas Processing).

 

Пока же, у Вас сырой запрос. Чистый интерес, так сказать.

Добрый вечер! Спасибо за ответ!

Хотел бы сделать несколько заявлений. Во-первых, я только начинающий process engineer, поэтому опыта решения подобных проблем у меня нет. Во-вторых, в моем понимании, одной из функций форума и является обмен знаниями, следовательно, поднимая данный вопрос, мне бы хотелось услышать разные мнения, в том числе советы, от людей, которые возможно сталкивались с подобными ситуациями. Ну и в-третьих, всесторонний подход в такого рода мероприятиях имеет место быть априори. Рассмотрение всех возможно потенциальных вариантов - их неотъемлемая часть. Мы обратились в uop, basf, рассматриваем вариант с сульфинолом. Но, вне зависимости от этого, просто интересно выслушать разные точки зрения.

А если в нашей ситуации появится что-то новое и, возможно, мы получим интересные предложения, результаты (хотя до них очень далеко) я с удовольствием поделюсь ими с Вами.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добрый вечер! Спасибо за ответ!

Хотел бы сделать несколько заявлений. Во-первых, я только начинающий process engineer, поэтому опыта решения подобных проблем у меня нет. Во-вторых, в моем понимании, одной из функций форума и является обмен знаниями, следовательно, поднимая данный вопрос, мне бы хотелось услышать разные мнения, в том числе советы, от людей, которые возможно сталкивались с подобными ситуациями. Ну и в-третьих, всесторонний подход в такого рода мероприятиях имеет место быть априори. Рассмотрение всех возможно потенциальных вариантов - их неотъемлемая часть. Мы обратились в uop, basf, рассматриваем вариант с сульфинолом. Но, вне зависимости от этого, просто интересно выслушать разные точки зрения.

А если в нашей ситуации появится что-то новое и, возможно, мы получим интересные предложения, результаты (хотя до них очень далеко) я с удовольствием поделюсь ими с Вами.

 

Вахит, все правильно - и вопросы задавать, и ответами делиться, и искать ответы в разных местах и разными способами.

Я все это не писал не к тому, что Вы что-то неправильно делаете.

Просто мне кажется, что вне зависимости от технологии примерный ответ уже может быть сформулирован. И, в принципе, моно составить бюджет для того что бы понять стоит ли прорабатывать его дальше.

 

По сути сейчас вариантов два (ну, три, если хотите):

- адсорбция

- абсорбция (которая в свою очередь делиться на добавление "присадок" в аминку и установку новой установки).

Какой бы  абсорбент (или адсобент) не предложили стоимость решения должна быть примерно (+/- 20%) одинаковой.

Есть еще варианты - настроить Мерокс (если он вдруг хуже заявленного работает) или поэксперементировать с добавками в амин.

 

У небольших компаний, которые специализируются на чем-то (в данном случае на газопереработке) нет огромного штата продажников, инженеров поддержки продаж и пр. И проработкой ответов в них занимаются те же люди, которые занимаются основной работой - по уже подписанным контрактам.

Поэтому  и написал, что готов Вам дать координаты таких компаний, но на следующем этапе когда Вы разберетесь поконкретней, что вам требуется.

 

 

P.S. Качните книгу, выдержку из которой я прикладывал выше. Ну, или Кэмбелла, или Engineering Data Book.

Все варианты в них изложены.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Нельзя

при таких количествах что были тут указаны, единственный способ (из дешевых) химически удалить.

все существующие на рынке химикаты работают долго, если система связана с осушкой, то скорости реакции реально не хватит.

вам то нужно убрать все меркаптаны, вне зависимости от молекулярной массы, а они бывают затрудненными, так что ничего не работает.

Мы с этой проблемой тоже столкнулись.

сделали решение после почти пяти лет работы,

эффект 100% вне зависимости от температуры, давления, обводненности.

инфа тут desulf.com

будем делать еще ряд ОПИ, интерес есть уже у кучи компаний со всего мира,

если кому нужно можем сделать лабораторку и ОПИ на местах, чтобы сами убедились,

везти пробы к нам в Алматы долго, результат будет не тот.

 

сейчас придумал на основе новой технологии сделать новый типа систем для очистки от меркаптанов и сероводорода.

для газа и жидкости.

реакция будет идти при комнатной температуре,

исключаются - клаус и мерокс,

есть на рынке прямое окисление, но там проблема при больших объемах, по моим расчетам новая технология это решает, тут нет вообще нагрева.

с уважением,

Адиль.

Share this post


Link to post
Share on other sites

А мембранами меркаптаны удалять можно?

 

Для мемьран из эластомеров меркаптаны достаточно "быстрые" и извлекать их можно. но добиться высокой чистоты газа (а ведь нужны уж совсем неольшие концентрации меркаптанов) не удастся.

Т.е. как основной метод мембраны  не вариант. Как элемент комбинации с абсорбцией или адсорбцией - да.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добрый день!

 

Да, понимаем, что без Мерокса на данный момент не обойтись. Причины, по которым хотят выключить ее из схемы (на данный момент это не окончательное решение, выходили на пару компаний, процесс этот, сами понимаете, не такой быстрый): сложности, с которыми пришлось столкнуться за время эксплуатации - агрессивность среды (примеры приводить не буду, их достаточно), кислые стоки (даже при нормально работающей регенерации часть щелочи необходимо отправлять на дегазацию и, соответственно, утилизацию)...... Вот...... конечно, как и любая щелочная очистка, при стабильном режиме на аминовой установке удаление меркапатанов не становится трудной задачей, но проблемы с обслуживанием оборудования остаются. 

 

Если есть идеи или предложения, буду признателен за оказанную помощь.

 

Спасибо!

Уважаемый Вахит, добрый день,

Если речь идет только об утилизации щелочи, то можно поставить блок регенерации щелочного раствора каталитическим окислением. Данными разработками в этой области более 40 лет занимается Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья г.Казань)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Уважаемый Вахит, добрый день,

Если речь идет только об утилизации щелочи, то можно поставить блок регенерации щелочного раствора каталитическим окислением. Данными разработками в этой области более 40 лет занимается Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья г.Казань)

Это и есть, по сути, Merox, со упоминания о котором начинается пост Вахита. Можете глянуть на реакции процесса расписанные под картинкой здесь:

http://en.wikipedia.org/wiki/Merox

Казанцы действительно работают и имеют внедрения (не тысячи как UOP, но все же): http://ahmadullins.com/implementations/current

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это и есть, по сути, Merox, со упоминания о котором начинается пост Вахита. Можете глянуть на реакции процесса расписанные под картинкой здесь:

http://en.wikipedia.org/wiki/Merox

Казанцы действительно работают и имеют внедрения (не тысячи как UOP, но все же): http://ahmadullins.com/implementations/current

ОАО "ВНИИУС" (бывший Всесоюзный институт углеводородного сырья) не имеет  никого отношения к частному предпринимателю Ахмадуллиной А.Г. Многие внедрения, указанные на сайте Ахмадуллиной были осуществлены во время работы во ВНИИУСе.  Сайт ВНИИУС - http:\\vniius.com  и референс-лист на нем более внушительный.

Share this post


Link to post
Share on other sites

ОАО "ВНИИУС" (бывший Всесоюзный институт углеводородного сырья) не имеет  никого отношения к частному предпринимателю Ахмадуллиной А.Г. Многие внедрения, указанные на сайте Ахмадуллиной были осуществлены во время работы во ВНИИУСе.  Сайт ВНИИУС - http:\\vniius.com  и референс-лист на нем более внушительный.

Я так понимаю, что Ахмадуллина бывший сотрудник ВНИИУС, поэтому, даже если допустить, что например, у них не очень хорошие взаимоотношения, то все равно логично предположить, что технологии одни и теже (близкие).

Но, для "чистоты эксперемента" нужно и референс ВНИИУС'а выложить: http://vniius.com/vnedreniya.html

 

В сухом остатке, ну хоть по этой позиции можно процесс делать в РФ))).

Share this post


Link to post
Share on other sites

Здравствуйте коллеги!

Собираемся строить на предприятии (НПЗ) установку по демеркаптанизации потока СУГ (рефлюкс) от установки УЗК (клаус), объем не большой -10 т/час, базовый проект от UOP.

Какие "подводные камни" при проектировании, строительстве, интеграции с коммуникациями, ну и в процессе эксплуатации (продукт оч.неприятный)  - могут возникнуть. Вопрос наверное больше к эксплутационщикам, чем к теоретикам. Может какое дополнительное оборудование стоит предусмотреть и т.п.

Если у кого есть что по данному вопросу, то будьте добры - поделитесь.

-С уважением... 

Share this post


Link to post
Share on other sites

Здравствуйте коллеги!

Собираемся строить на предприятии (НПЗ) установку по демеркаптанизации потока СУГ (рефлюкс) от установки УЗК (клаус), объем не большой -10 т/час, базовый проект от UOP.

Какие "подводные камни" при проектировании, строительстве, интеграции с коммуникациями, ну и в процессе эксплуатации (продукт оч.неприятный)  - могут возникнуть. Вопрос наверное больше к эксплутационщикам, чем к теоретикам. Может какое дополнительное оборудование стоит предусмотреть и т.п.

Если у кого есть что по данному вопросу, то будьте добры - поделитесь.

-С уважением... 

UOP не самая дешевая компания, и конечно же квалифицированная. Вы считаете, что они что то не доделают и не додумают? так вы же у них не первый, наверняка такие проекты они уже делали, вот пусть вас, как заказчика отвезут и покажут по факту. Это нормальная практика и она приветствуется.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ничего против UOP - не имею, но всетаки проект привязанный и реализованный в неком ареале это нагляднее (у нас повторюсь -Базовый).

Ну а съездить посмотреть - это да...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ответов мало...

Андрей, вот веточка про УЗК: http://www.oilforum.ru/topic/7103-замедленное-коксование/

 Посмотрите может кого из нее в личку дернуть? 

 

Чисто теоритическое предположение:  не расширить ли  вопрос до  опыт работы Merox (и отечественные аналогов) на непредельных  СУГ? 

Неужели у уже выделенного из газа СУГа УЗК есть какие-то принципиальные особенности, кроме того что СУГ непредельный?

Share this post


Link to post
Share on other sites

На ЛУКОЙЛ-ННОС внедрен процесс очистки бутановой фракции - сырья получения изобутана для алкилирования от серы в процессе демеркаптанизации Ахмадулиной.

Процесс проходит на стационарном катализаторе, (фталоцианат кобальта нанесенный на полипропилен). Меркаптаны эстрагируется щелочью -раствор КОН (~20%). Щелочь окисляется  на катализаторе продувкой воздухом. Полученные дисульфиды удаляются из щелочи промывкой фракций 85_180, которая отдается на риформинг.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Расход щелочи - примерно 1 т в год - единовременная загрузка, Степень удаления меркаптанов в районе 50 %. Блок очистки работает с 2009 года. Отхода отработанной щелочи нет. Аналогичный процесс для очистки  ББФ КК применяется на Московском НПЗ. По сравнению с процессами ЮОПИ и ВНИУСА нет постоянной подпитки щелочи и сброса отрабоанной, не требуется постоянная добавка катализатор.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Расход щелочи - примерно 1 т в год - единовременная загрузка, Степень удаления меркаптанов в районе 50 %. Блок очистки работает с 2009 года. Отхода отработанной щелочи нет. Аналогичный процесс для очистки  ББФ КК применяется на Московском НПЗ. По сравнению с процессами ЮОПИ и ВНИУСА нет постоянной подпитки щелочи и сброса отрабоанной, не требуется постоянная добавка катализатор.

Николай, есть ссылка на подробное описание этой технологии? И вам бы в тему переработка нефти http://www.oilforum.ru/topic/58429-сероочистка-сжиженных-газов-и-легких-углеводо/  сюда например, тут бы оно точно было к месту

Share this post


Link to post
Share on other sites

Здравствуйте уважаемые коллеги!

Позвольте поздравить Вас с наступившим Новым 2016 Годом!

Благодарю Николая Васильевича Гаврилова за лестный отзыв о работе нашей технологии демеркаптанизации бутановой фракции в ООО "ЛУКОЙЛ-ННОС". 

Подробная ссылка технологии очистки газа от меркаптанов представлена на сайте: http://ahmadullins.com/tech/demerus/ochistka-prirodnogo-gaza

Касательно темы: амины довольно эффективно удаляют меркаптаны из газов при малой нагрузке по сероводороду. При этом МЭА лучше ДЭА лучше МДЭА.

Наша организация готова изучить проблемы, возникающие при эксплуатации блока Мерокс и предложить свое решение или посоветовать как минимизировать существующие проблемы. 

Всегда готовы и рады к сотрудничеству.

ahmadullinr@gmail.com

Share this post


Link to post
Share on other sites

Коллеги, добрый день!

Кто может ответить на вопрос: Как влияет дельта температур входящего неочищенного газа и температуры диэтаноламина в абсорбер(контактор) на абсорбцию меркаптанов? У нас на данный момент температура вх. газа = 30С, температура диэтаноламина = 36С

 

Share this post


Link to post
Share on other sites
13 часа назад, Дмитрий Малеев сказал:

Коллеги, добрый день!

Кто может ответить на вопрос: Как влияет дельта температур входящего неочищенного газа и температуры диэтаноламина в абсорбер(контактор) на абсорбцию меркаптанов? У нас на данный момент температура вх. газа = 30С, температура диэтаноламина = 36С

 

Дельта температур напрямую не влияет.  В указанных вами диапазонах температур, грубо говоря, чем холоднее контактор - тем лучше удаление кислых компонент (всех кислых компонент - Н2S и СO2, на удаление которых, вероятно и рассчитана ваша аминовая очистка; и меркаптанов, удаление которых аминами не эффективно, но все же имеет место как "побочный" эффект).  Разницу в 5 - 10С по температуре между газом и амином держат для избежания конденсации углеводородов и пенообразования. Можете попробовать снизить температуру, но не советую).

Меркаптаны - это слабые кислоты, значительно более слабые по сравнению с H2S и СO2. Кислотность меркаптанов уменьшается по мере роста их мол.веса (легкие меркаптаны более кислые, тяжелые -  менее). Аминовый р-р будет "нагружаться"  H2S, затем  CO2 (причем для ДЭА (вторичного амина) разницы, считай и нет) и лишь затем  метил-меркаптаном, этил-меркаптаном и т.д.

По этой логике: если бы в газе не было H2S и СO2 совсем (или если циркуляция амина огромная), то эффект удаления легких меркаптанов был бы выше. 

Есть и второе соображение. Аминовый раствор - это смесь органического соединения (амина) и воды; меркаптан - это "сероводород + углеводород". Чем тяжелее меркаптан, тем он больше похож на обычный углеводород. Углеводороды плохо растворяются в воде, но хорошо в органике.

По этой логике: чем выше концентрация амина, тем лучше удаляются амины. Причем в обратном порядке - сначала тяжелые, потом легкие.

 В реальности сочетание "нагруженности" амина, концентрации амина и состав меркаптанов (есть газы с доминирующим этил-меркаптаном, есть газы с доминирующим метил-меркаптаном, если мы о газах природного происхождения) и определяет степень удаления меркаптанов. Как я понимаю, природа амина (первичный (МЭА, ДГА), вторичный(ДЕА), третичный (МДЕА), если и влияет, то незначительно по сравнению с вышеперечисленными факторами.

 

В целом, CO2 и H2S обычно в огромных кол-вах (доли процента, проценты, десятки процентов), а меркаптаны в мизерных - десятки и сотни промилей. Поэтому, реальные коэф. извлечения меркаптанов на уровне 10 - 50%. Исходя из этого, делать аминовую установку на удаление меркаптанов не принято. Отдельно исключение - это ДГА. Это первичный амин (т.е. аналог МЕА), который применяется в концентрациях а-ля третичный (МДЕА): - 50%, реже даже выше - до 70%. Вот с ДГА установки на удаление химически малоактивных серосодержащих компонент делают. Хотя и тут основное применение - это COS, а не меркаптаны. По меркаптанам с ДГА, в отдельных случаях, можно ожидать удаления до 90%.

 

P.S. Вообще, я так понимаю, что удаление меркаптанов аминами изучалось в основном с целью понять "как же их не удалять и не засорять меркаптанами вход Клауса". В газопереработке, если нужно удалять меркаптаны, то ставят отдельную установку на удаление меркаптанов. Ну, или комбинируют адсорбционнную осушку с удалением меркаптанов, если по ситуации есть куда деть засоренный меркаптанами поток газов регенерации.

 

 

Share this post


Link to post
Share on other sites
10 часов назад, Михаил Болдырев сказал:

Дельта температур напрямую не влияет.  В указанных вами диапазонах температур, грубо говоря, чем холоднее контактор - тем лучше удаление кислых компонент (всех кислых компонент - Н2S и СO2, на удаление которых, вероятно и рассчитана ваша аминовая очистка; и меркаптанов, удаление которых аминами не эффективно, но все же имеет место как "побочный" эффект).  Разницу в 5 - 10С по температуре между газом и амином держат для избежания конденсации углеводородов и пенообразования. Можете попробовать снизить температуру, но не советую).

Меркаптаны - это слабые кислоты, значительно более слабые по сравнению с H2S и СO2. Кислотность меркаптанов уменьшается по мере роста их мол.веса (легкие меркаптаны более кислые, тяжелые -  менее). Аминовый р-р будет "нагружаться"  H2S, затем  CO2 (причем для ДЭА (вторичного амина) разницы, считай и нет) и лишь затем  метил-меркаптаном, этил-меркаптаном и т.д.

По этой логике: если бы в газе не было H2S и СO2 совсем (или если циркуляция амина огромная), то эффект удаления легких меркаптанов был бы выше. 

Есть и второе соображение. Аминовый раствор - это смесь органического соединения (амина) и воды; меркаптан - это "сероводород + углеводород". Чем тяжелее меркаптан, тем он больше похож на обычный углеводород. Углеводороды плохо растворяются в воде, но хорошо в органике.

По этой логике: чем выше концентрация амина, тем лучше удаляются амины. Причем в обратном порядке - сначала тяжелые, потом легкие.

 В реальности сочетание "нагруженности" амина, концентрации амина и состав меркаптанов (есть газы с доминирующим этил-меркаптаном, есть газы с доминирующим метил-меркаптаном, если мы о газах природного происхождения) и определяет степень удаления меркаптанов. Как я понимаю, природа амина (первичный (МЭА, ДГА), вторичный(ДЕА), третичный (МДЕА), если и влияет, то незначительно по сравнению с вышеперечисленными факторами.

 

В целом, CO2 и H2S обычно в огромных кол-вах (доли процента, проценты, десятки процентов), а меркаптаны в мизерных - десятки и сотни промилей. Поэтому, реальные коэф. извлечения меркаптанов на уровне 10 - 50%. Исходя из этого, делать аминовую установку на удаление меркаптанов не принято. Отдельно исключение - это ДГА. Это первичный амин (т.е. аналог МЕА), который применяется в концентрациях а-ля третичный (МДЕА): - 50%, реже даже выше - до 70%. Вот с ДГА установки на удаление химически малоактивных серосодержащих компонент делают. Хотя и тут основное применение - это COS, а не меркаптаны. По меркаптанам с ДГА, в отдельных случаях, можно ожидать удаления до 90%.

 

P.S. Вообще, я так понимаю, что удаление меркаптанов аминами изучалось в основном с целью понять "как же их не удалять и не засорять меркаптанами вход Клауса". В газопереработке, если нужно удалять меркаптаны, то ставят отдельную установку на удаление меркаптанов. Ну, или комбинируют адсорбционнную осушку с удалением меркаптанов, если по ситуации есть куда деть засоренный меркаптанами поток газов регенерации.

 

 

Большое спасибо, очень емкий ответ!

Из предыдущих обсуждений у меня сложилось впечатление, что для более эффективного удаления меркаптанов нужно раствор ДЭА делать менее концентрированным, по вашему мнению нужно делать на оборот, короче надо пробовать экспериментировать.

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. 

Да между прочим, основную часть меркаптановой серы занимает изопропилмеркаптан, этилмеркаптан и метилмеркаптан, причем этил и метил отбиваются НТС-й гораздо лучше чем изопропил, хотя должно быть на оборот

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.