شیرین سازی گاز ترش

شیرین کننده گاز چیست؟

قبل از تزریق گاز طبیعی یا گاز محل دفن زباله به خط لوله یا استفاده در کاربردهای تجاری مانند CNG، تولید برق و غیره، باید الزامات خاصی را برای کیفیت برآورده کند. گاز طبیعی یا گاز محل دفن زباله بسته به میزان آلاینده های موجود می تواند شیرین یا ترش باشد. گاز شیرین برای حمل و نقل و فروش مطلوب است زیرا ارزش گرمایشی لازم را دارد، در حالی که گاز ترش باید برای پالایش بیشتر ارسال شود.

gas sweetening unit

گاز ترش چیست؟

شیرین سازی گاز ترش

گاز ترش گاز طبیعی حاوی سولفید هیدروژن (H 2 S) بیش از 5.7 میلی گرم یا 4 پی پی ام (قسمت در میلیون) حجمی تحت شرایط دما و فشار استاندارد است. با این حال، این مقدار بین کشورها و مناطق متفاوت است.

اصطلاح “گاز اسیدی” اغلب به جای گاز ترش استفاده می شود، اما آنها به یک معنی نیستند. گاز اسیدی گاز طبیعی است که حاوی سطح بالایی از گازهای اسیدی است، به عنوان مثال، CO 2 و H 2 S. علاوه بر H 2 S، گاز اسیدی ممکن است حاوی آلاینده هایی مانند دی اکسید کربن (CO 2 ) و اکسیدهای نیتروژن (محیط زیست شناخته شده) باشد. آلاینده ها). برای تنظیم انتشار گازهای گلخانه ای و انتشار گازهای سمی، مقامات تولیدکنندگان گاز طبیعی را موظف می کنند تا محتوای گوگرد در محصولات خود را به حداقل برسانند. بنابراین، گاز ترش باید قبل از ارسال از پالایشگاه یا کارخانه فرآوری گاز، شیرین شود.

گاز شیرین چیست؟

گاز طبیعی یا گاز محل دفن زباله اگر فقط حاوی مقادیر کمی از H2S و CO2 باشد را می توان «گاز شیرین» نامید. گاز شیرین در شکل خالص آن غیر خورنده است، نیاز به تصفیه کمی دارد و ما می توانیم آن را با خیال راحت حمل و به بازار عرضه کنیم.

شیرین کننده گاز چیست؟

شیرین کردن گاز فرآیند حذف سولفیدهای هیدروژن، دی اکسید کربن و مرکاپتان ها از گاز طبیعی است تا آن را برای حمل و نقل و فروش مناسب کند. گاز ترش باید شیرین شود زیرا H 2 S و CO 2 اثر خورنده بر خطوط لوله گاز دارند و همچنین برای انسان سمی هستند.

انواع روش های شیرین سازی گاز

روش های مختلفی برای شیرین سازی گاز وجود دارد. صنایع می توانند از میان طیف وسیعی از راه حل ها بر اساس ملاحظات کارایی، هزینه، مقیاس و فضا انتخاب کنند.

شیرین سازی گاز ترش

موثرترین فرآیند شیرین سازی گاز از غشایی با پیش تصفیه استفاده می کند که بر اساس ترکیب گاز خوراک طراحی شده است.

شیرین سازی گاز ترش با فناوری غشایی

فناوری غشایی را می توان برای جداسازی بخار آب، . H2S و CO2 در سطوح غلظت پایین تر در جریان های گاز طبیعی، مایعات گاز طبیعی (NGLs) و گاز مایع (LPG) استفاده کرد شیرین کردن گاز طبیعی با غشاها ممکن است از چندین ستون برای جداسازی موثر و توالی خودکار برای دستیابی به عملکرد مداوم استفاده کند.

شیرین کننده گاز طبیعی مقرون به صرفه و کارآمد با GENERON

سیستم های GENERON برای CO 2 از گاز طبیعی گزینش پذیری بالایی برای دی اکسید کربن و متان برای بازیابی بهینه گاز طبیعی خالص ارائه می دهند. GENERON غشایی ، گاز تغذیه را فیلتر می‌کنند تا به طور موثر CO 2 و H 2 S را از متان پس از فیلتر کردن جدا کنند. ما همچنین راه حل های مقرون به صرفه و سفارشی را متناسب با نیازهای مشتریان ارائه می دهیم.

آشنایی با فرآیندهای شیرین سازی گاز

گاز طبیعی تولید شده در میدان‌های گازی مخلوطی از هیدروکربن‌ها، عمدتاً C1 تا C6+، گازهای بی‌اثر (N2، He، H2، Ar، O2)، گازهای اسیدی (CO2 و/یا H2S)، گونه‌های گوگرد آلی (RSH، RSR، RSSR) و سایر ناخالصی ها. محتوای H2S در گاز طبیعی ترش بسته به محل مزارع و سن چاه‌ها بین 0.1 vol% تا 5 vol% است، در حالی که غلظت دی اکسید کربن (CO2) از 0.6 vol% تا بیش از 15% متغیر است.

گازهای اسیدی موجود در گاز طبیعی باید در یک واحد شیرین کننده حذف شوند تا مشخصات گاز فروش را برآورده کند یا با نیازهای کیفیت خوراک LNG باشد. H2S سمی است. زمانی که غلظت آن به 0.01ppm تا 1.5ppm می رسد بویی شبیه بوی تخم مرغ فاسد دارد. در ppm 100-150 ppm باعث از بین رفتن بویایی می شود و در غلظت های بالاتر از 1000 ppm باعث مرگ تقریباً آنی با یک نفس می شود. مشخصات گاز فروش معمولاً مستلزم آن است که محتوای H2S کمتر از 4 ppm در حجم باشد.

CO2 غیر سمی است. با این حال، اگر در غلظت های بالا وجود داشته باشد، ممکن است ارزش حرارتی بالای گاز طبیعی (HHV) را کاهش دهد. برای دستیابی به گاز قابل فروش، محتوای CO2 باید در محدوده 1٪ تا 4 vol٪ نگه داشته شود. در واحدهای برودتی CO2 می تواند منجمد شود و باعث مشکلات عملیاتی شود. بنابراین، LNG نمی تواند بیش از 50 ppm CO2 داشته باشد.

از زمان پیدایش صنعت فرآوری گاز، ده ها فناوری شیرین سازی توسعه یافته است. این مقاله متداول‌ترین فناوری‌های حذف گاز اسیدی را با تمرکز بر جذب گاز در آلکانولامین‌ها مورد بحث قرار می‌دهد.

شیمی گازهای اسیدی

طبق تعریف اسید برونستد، H2S یک اهداکننده پروتون است، در حالی که CO2 یک گیرنده الکترون یا یک اسید لوئیس است. هر دو اسید ضعیف هستند و CO2 کمی قوی تر از H2S است. حلالیت تعادل CO2 در شرایط جاذب، بنابراین، بالاتر از H2S است. با این حال، هنگامی که H2S در آب حل می شود، بسته به pH محلول آبی، همانطور که در معادله نشان داده شده است، به سرعت آب را با یک یا دو پروتون پروتونه می کند. 1-2:

H2S + H2O ↔ HS – + H3O + (1)

HS – + H2O ↔ S 2– + H3O + (2)

CO2 به آرامی با آب واکنش می دهد و اسید کربنیک تشکیل می دهد، که به طور متوالی به یون های بی کربنات/کربنات تجزیه می شود، همانطور که در معادله نشان داده شده است. 3-4:

CO 2 + 2H 2 O ↔ HCO 3 – + H 3 O + (3)

HCO 3 – + H 2 O ↔ CO 3 ² – + H 3 O + (4)

در محدوده 8 تا 10، که شرایط معمولی pH برای آلکانول آمین ها است، اولین واکنش های یونیزاسیون (معادل 1 و 3) واکنش های غالب هستند. بنابراین، غلظت S2 – و به میزان کمتر، CO 3 2 ناچیز – است. علاوه بر این، جذب H2S توسط نرخ انتشار از طریق فیلم گاز در سطح مشترک مایع-گاز کنترل می شود. برعکس، جذب CO2 با انتقال جرم از طریق فاز مایع، که مرحله کنترل پدیده انتقال CO2 است، کنترل می شود. به طور کلی، جذب H2S سریعتر از جذب CO2 است. تحت شرایط جذب صنعتی، این منجر به جذب بیشتر از حد انتظار H2S، تنها بر اساس تعادل شیمیایی می‌شود.

سینتیک جذب CO2 را می توان با افزودن یک فعال کننده به محلول آبی بهبود بخشید. این اثر شبیه به یک کاتالیز همگن است. شکل. 1 یک مکانیسم ساده از محلول آبی فعال شده MDEA را نشان می دهد.

از نکات کلیدی این کاتالیز می توان به سرعت بالای واکنش فعال کننده با CO2، سرعت انتقال بالای محصول واکنش فعال کننده CO2- از فیلم به توده مایع و واکنش هیدرولیز سریع اسید آلی تشکیل شده به فعال کننده اشاره کرد. و یون های بی کربنات در اصل، فعال‌کننده NH به‌عنوان یک «شاتل سریع» عمل می‌کند و CO2 را از فیلم به توده مایع می‌برد و سرعت انتشار CO2 را در محلول آبی افزایش می‌دهد. نتیجه این است که با افزودن حجم کمی از فعال‌کننده‌ها، می‌توان به سرعت بالایی از جذب CO2 دست یافت و در عین حال انرژی مورد نیاز برای بازسازی حلال را محدود کرد.

دسته بندی فرآیندهای شیرین سازی گاز

دسته های اصلی شیرین سازی گاز در جدول 1 است. جذب احیا کننده در یک عامل مایع رایج ترین روش است. عوامل مایع را می توان به حلال های شیمیایی، حلال های فیزیکی و حلال های مخلوط یا ترکیبی دسته بندی کرد.

انتخاب حلال مورد استفاده برای یک کاربرد خاص باید نوع گاز طبیعی، همراه با خواص حلال کلیدی را در نظر بگیرد: سمیت، اشتعال پذیری، فراریت، پایداری شیمیایی، واکنش پذیری، خورندگی، در دسترس بودن بازار و قیمت.

انتخاب یک فناوری نتیجه مبادله تعدادی از متغیرها است، مانند فشار گاز، دما، ترکیب، مقدار گونه‌های گوگرد (H2S، COS و CS2 و مرکاپتان‌ها) و CO2 که باید حذف شوند. چارچوب و موقعیت میدان های گازی

حلال های شیمیایی

آلکانول آمین ها پرمصرف ترین محیط جذب برای شیرین کردن یا حذف گازهای اسیدی هستند. این مواد شیمیایی بازهای آلی هستند که از آمونیاک با جایگزینی یک، دو یا سه اتم هیدروژن با یک گروه آلکیل، هیدروکسی آلکیل یا آریل به دست می‌آیند.

آلکانولامین ها را می توان به عنوان اولیه (مونو اتانول آمین، MEA)، ثانویه (دی اتانول آمین، DEA و دی ایزوپروپیلامین، DIPA) و سوم (متیل دی اتانول آمین، MDEA و مشتقات مورفولین)، بسته به تعداد اتم های هیدروژن جابجا شده در گروه عاملی آمینه طبقه بندی کرد. قلیائیت آمین ها از آمین های اولیه به آمین های سوم کاهش می یابد. کاهش قلیاییت مستلزم کاهش گرمای واکنش است. بنابراین، MDEA به انرژی بازسازی کمتری نسبت به MEA نیاز دارد.

آمین های اولیه و ثانویه به سرعت و به طور مستقیم با CO2 واکنش می دهند و نمک های کارباماتی را تشکیل می دهند (R1R2NCOO – ) که نسبتاً پایدار هستند زیرا واکنش هیدرولیز آنها به بی کربنات بسیار کند است. MDEA، یک آمین سوم، به هیچ وجه کاربامات را تشکیل نمی دهد و جذب CO2 فقط از طریق تشکیلات یون بی کربنات انجام می شود. مکانیسم دوم یک فرآیند بسیار کند است، که توضیح می دهد که چرا MDEA در جذب H2S نسبت به MEA و DEA انتخابی تر است.

گروه های هیدروکسیل (-OH) آلکانول آمین ها حلال را در آب و با نقطه جوش بالا (فشار بخار کم) محلول می کنند. در انجام این کار، آنها به کاهش تلفات حلال و هزینه های شیرین کننده کمک می کنند.

آمین‌های پایه شیرین سازی گاز ترش

اغلب با افزودنی‌های مختلف – فعال‌کننده‌ها، پروموترها، بافرها، بازدارنده‌های خوردگی و کاهنده کف – برای کاربردهای خاص، به عنوان حذف عمیق CO2 در بخش تصفیه گاز یک کارخانه LNG، مخلوط می‌شوند. افزودنی های مورد استفاده برای فرمولاسیون را می توان به اسیدها (فسفریک، سیتریک و غیره) و گونه های آلی حامل گروه عاملی –NH (پیپرازین، MEA، DEA و غیره) گروه بندی کرد.

ترکیب این آمین های فرموله شده به طور کلی اختصاصی در نظر گرفته می شود. نمودارهای جریان فرآیند بر اساس این حلال ها معمولاً توسط تامین کننده حلال ارائه می شود. با این حال، خواص فیزیکی/شیمیایی برخی آمین های فرموله شده در شبیه سازهای فرآیند تجاری برای استفاده عمومی تعبیه شده است. علائم تجاری برخی از آمین های فرموله شده در جدول 1 .

آمین‌های دارای مانع استریک، زیرمجموعه دیگری از آلکانولامین‌ها، مولکول‌هایی هستند که به‌طور خاص برای کاهش قلیایی بودن آمین‌های اولیه و ثانویه از طریق محافظت از اتم نیتروژن با گروه‌های آلیفاتیک بزرگ طراحی شده‌اند. این واکنش سریع منجر به تشکیل کاربامات را سرکوب می کند. ممانعت از تشکیل کاربامات، جذب CO2 را کند می کند، در نتیجه رد CO2 بالا در بالای ستون جاذب بدون تاثیر بر سرعت حذف H2S تضمین می شود. دفع CO2 زیاد زمانی مطلوب است که نسبت CO2/H2S در گاز خوراک برای پردازش در واحد Claus بسیار بالا باشد.

این آمین های اختصاصی

گزینش پذیری بیشتری نسبت به H2S و بنابراین بارگذاری H2S بالاتر در مقایسه با آمین های بازی ارائه می دهند. قیمت بالای تصور شده آنها علیرغم صرفه جویی در انرژی در بخش بازسازی، آنها را از پذیرش عمومی صنعت گاز طبیعی دور نگه داشته است. با این حال، این آمین ها می توانند تا حد زیادی هزینه عرضه بالای اولیه خود را جبران کنند.

به طور کلی، آلکانول آمین ها در معرض تجزیه حرارتی و شیمیایی هستند. اولی در جوشاننده برج احیا اتفاق می افتد و منجر به تشکیل نمک های محلول و نامحلول، خورنده و پایدار در برابر حرارت می شود. تخریب شیمیایی توسط آلاینده های موجود در گاز طبیعی ایجاد می شود: O2، SO2، COS، CS2، RSH و HCN. آمین های اولیه و ثانویه نسبت به آمین های سوم آسیب پذیرتر از تخریب هستند.

با گذشت زمان، محصولات تخریب بر عملکرد فرآیند تأثیر منفی می‌گذارند، نه تنها به این دلیل که غلظت حلال را کاهش می‌دهند و علت اصلی تشکیل کف هستند، بلکه به این دلیل که تعادل یونی محیط شیمیایی آبی را تغییر می‌دهند. محصولات تجزیه نامحلول معمولاً با استفاده از فیلترهای مکانیکی و کربن فعال نصب شده در انتهای سرد مدار حلال بدون چربی از جریان فرآیند حذف می شوند. هنگامی که غلظت تجزیه محلول فراتر از حد محافظ ایجاد می شود، حلال باید بازیابی شود.

حلال های فیزیکی شیرین سازی گاز ترش

حلال های فیزیکی معمولاً محلول های آبی گونه های قطبی هستند که گازهای اسیدی ترجیحاً در آنها حل می شوند. هنگامی که H2S و CO2 بخش قابل توجهی از کل گاز ترش را تشکیل می دهند، این حلال ها بر حلال های شیمیایی ترجیح داده می شوند. یعنی زمانی که گازهای اسیدی دارای فشار جزئی نسبتاً بالایی هستند. در طول جذب با واکنش های شیمیایی، بار گاز اسیدی (مول گازهای اسیدی / مول حلال) توسط استوکیومتری محدود می شود. در جذب فیزیکی، بار گاز اسیدی تنها تحت تاثیر فشار جزئی گاز قرار می گیرد. هرچه فشار جزئی گاز اسیدی بیشتر باشد، غلظت گاز اسیدی در فاز مایع بیشتر می شود.

از آنجایی که حلالیت گاز یک محرک کلیدی برای جذب فیزیکی است، فرآیند جذب در فشار نسبتاً بالا انجام می شود، در حالی که بازسازی حلال را می توان با جدا کردن H2S و CO2 با گاز بی اثر (معمولا گاز سوخت یا N2) در یک محیط تقریباً جوی به دست آورد. فشار، یا صرفاً با کاهش فشار در چشمک زدن یک یا چند مرحله ای. با این حال، هنگامی که H2S در گاز ترش با غلظت قابل توجهی وجود دارد، برای دستیابی به خلوص H2S مورد نیاز به بازسازی حرارتی (برهنه کردن) نیاز است.

گرمای بازسازی برای یک حلال فیزیکی به طور قابل توجهی کمتر از یک حلال شیمیایی است زیرا هیچ پیوند شیمیایی نباید شل شود. علاوه بر این، از آنجایی که بارهای گاز اسیدی توسط استوکیومتری محدود نمی‌شوند، گردش یک حلال فیزیکی کمتر است (با ثابت ماندن سایر شرایط).

علاوه بر H2S، حلال‌های فیزیکی می‌توانند گونه‌های گوگرد آلی (COS، CS2 و RSH) و هیدروکربن‌های سنگین، به‌ویژه مواد آروماتیک را با هم جذب کنند. مورد اخیر نه تنها ممکن است منجر به از دست دادن احتمالاً قابل توجهی در تولید شود، بلکه منجر به مشکلات عملیاتی در واحدهای بازیافت گوگرد پایین دست شود.

SELEXOL (Dow)، Purisol (Lurgi/Air Liquide)، حلال Fluor، Morphysorb (Uhde) و Rectisol (Lurgi/Air Liquide) پرمصرف ترین حلال های فیزیکی در کاربردهای میدان گازی هستند. از آنجایی که Rectisol در دمای کمتر از محیط کار می کند و فرآیندی نسبتاً پیچیده است، کاربرد آن در صنعت گاز طبیعی محدود است.

حلال های هیبریدی

این حلال ها مخلوط های آبی حلال های شیمیایی (آمین ها) و حلال های فیزیکی هستند. حلال های ترکیبی قابلیت حذف حجمی حلال های فیزیکی را با قابلیت پیرایش حلال های شیمیایی ترکیب می کنند. نیروی محرکه عمیق تر برای جذب حلال های شیمیایی به دلیل واکنش های شیمیایی امکان افزایش مشخصات گاز را فراهم می کند.

علاوه بر حذف گاز اسیدی، حلال مخلوط می تواند برای جذب مشترک گونه های گوگرد آلی استفاده شود. با این حال، حلال های ترکیبی، که مقادیر قابل توجهی از هیدروکربن ها را جذب می کنند، دارای همان معایب حلال های فیزیکی هستند.

فرمول‌بندی حلال‌های ترکیبی را می‌توان برای نیازهای کاربردهای خاص تنظیم کرد – به عنوان مثال، برای حذف H2S، CO2، COS و CS2، یا حذف انتخابی H2S در حضور CO2 با حذف جزئی COS.

سولفینول یک حلال مخلوط شناخته شده است. این مخلوطی از آب، MDEA یا DIPA، و سولفولان [(CH2)4SO2] است – یک گونه آلی حلقوی که میل ترکیبی بالاتری نسبت به H2S و CO2 نسبت به آب دارد. HySWEET، یک حلال مناسب برای حذف H2S/CO2 و مرکاپتان ها (RSH) با جذب کم هیدروکربن، یک حلال ترکیبی است که توسط توتال توسعه یافته است.

طرح های جریان فرآیند

تنظیم فرآیند تعمیم یافته برای عملیات شیرین سازی یک واحد جذب و یک عملیات واحد بازسازی را ترکیب می کند، همانطور که در شکل نشان داده شده است. 2 . گاز طبیعی خام توسط حلال آبی (حلال بدون چربی) در برج جذب تماس می گیرد، جایی که CO2 و H2S موجود در گاز را می گیرد. حلال غنی، مملو از گازهای اسیدی، از ته جاذب استخراج می شود و پس از فلاش در درام فلاش، در برج استریپینگ با حرارت دادن دوباره تولید می شود. حلال بدون چربی خارج شده از ستون بازسازی، که عموماً در P <2 barg و در حدود 125 درجه سانتیگراد کار می کند، در جاذب خنک شده و بازیافت می شود. گاز شیرین استخراج شده از بالای جاذب به واحد آبگیری هدایت می شود، در حالی که جریان گاز اسیدی که از سربار احیاء کننده KOD خارج می شود به یک واحد بازیابی گوگرد تحویل داده می شود.

وجود یک درام فلاش در مدار حلال غنی به حلالیت هیدروکربن ها در حلال بستگی دارد. حلال های شیمیایی (MEA، DEA، MDEA) معمولاً به درام فلاش نیاز ندارند، در حالی که حلال های فیزیکی و ترکیبی به آن نیاز دارند. همانطور که قبلا ذکر شد، طرح‌های فرآیند برای حلال‌های فیزیکی ممکن است دارای درام‌های فلش متعدد بین جاذب و ستون استریپر باشد.

فناوری مشخص شده در شکل. 2 در عملیات پردازش گاز نسبتاً بزرگ برای حذف حداقل 20 تن در روز گوگرد از گاز طبیعی استفاده می شود. با این حال، برای مقادیر کمتر H2S و زمانی که حذف عمیق گازهای اسیدی مورد نیاز است، این فرآیند ممکن است غیر اقتصادی باشد. در چنین مواردی، جذب روی مواد جامد (جاذب)، تبدیل شیمیایی و فرآیندهای غشایی ممکن است در نظر گرفته شود.

جذب روی جاذب جامد

در این فرآیند، سطح یک بستر، گازهای اسیدی (جذب‌ها) را جذب و جذب می‌کند. مکانیسم اصلی که از طریق آن ناخالصی ها به سطح سوربات ها می چسبند، برهمکنش های واندروالسی است.

جذب روی جاذب جامد یک فرآیند دسته ای است. هنگامی که جاذب تمام می شود، باید از طریق یک فرآیند نوسان دما یا یک عملیات نوسان فشار دوباره تولید شود. جاذب هایی که بیشتر مورد استفاده قرار می گیرند زئولیت ها (الک های مولکولی) هستند. این مواد جاذب آب، مرکاپتان ها و دیگر گونه های گوگرد را علاوه بر H2S و CO2 حذف می کنند.

برای دستیابی به عملکرد مداوم، نیروگاه های تجاری به طور معمول به حداقل دو راکتور با بستر ثابت نیاز دارند: یکی در حال کار و دیگری در حال بازسازی. طرح‌های فرآیندی برای این دسته در مقاله بعدی «بازگشت به اصول» در مورد کم‌آبی گاز به‌طور مفصل مورد بحث قرار خواهند گرفت، زیرا این طرح‌ها مشابه طرح‌هایی هستند که برای خشک کردن گاز طبیعی در بخش جلویی LNG نیروگاه‌های

تبدیل شیمیایی به ترکیبات دیگر

در این فرآیندها، H2S با اکسید آهن (اسفنج آهن)، اکسید روی یا فرمولاسیون اکسیدهای اختصاصی (به عنوان مثال، PURASPEC) واکنش می دهد تا گونه های سولفید فلزی را تشکیل دهد. اسفنج آهنی، زمانی که تمام شود، می تواند برای تبدیل Fe2S3 به Fe2O3 و گوگرد عنصری، با سرعت جریان هوا کاملاً کنترل شده، بازسازی شود. مرحله بازسازی به دلیل گرمای زیاد واکنش اکسیداسیون خطرناک است. به همین دلیل، تزریق اکسیدان به سیستم باید به دقت کنترل شود. استفاده از فرآیند اکسید روی به دلیل دشواری دفع بسترهای خسته شده رو به کاهش است.

واکنش دهنده ها معمولاً در راکتورهای بستر ثابت بارگذاری می شوند که اغلب بر اساس پیکربندی سرب-لگ مرتب می شوند. در فن آوری دیگر، اکسید فلز (ZnO) در محلول آبی استات روی (به عنوان مثال، Chemsweet) به صورت سوسپانسیون، توسط یک پراکنده نگه داشته می شود.

اکسیداسیون مستقیم به ترکیبات دیگر

این گروه شامل فرآیندهای اکسیداسیون مرطوب است که توسط LO-CAT و THIOPAQ نشان داده می شود. در حالت اول، سولفید هیدروژن به یک محلول آبی قلیایی جذب می شود و به دنبال آن واکنش اکسیداسیون به گوگرد عنصری با جفت ردوکس Fe 2 + / Fe 3 + . قابلیت اکسیداسیون محلول با دمیدن هوا در محلول بازیابی می شود.

شکل. 3 یک فرآیند معمولی LO-CAT را نشان می دهد. در این طرح، گاز ترش در پایین ظرف جاذب وارد می شود، جایی که H2S مستقیماً به S اکسید می شود و Fe 3+ به Fe 2+ . گاز شیرین از بالای ظرف استخراج می شود. محلول مملو از گوگرد که از کف جاذب خارج می شود به مخزن اکسید کننده هدایت می شود، جایی که خاصیت اکسید کننده محلول بازیابی می شود، در نتیجه یون های آهن را با حباب زدن هوا در محلول به یون آهن تبدیل می کند.

در ظرف اکسید کننده، محلول با کلات ها (برای نگه داشتن آهن در محلول)، یک بیوسید و یک سورفکتانت اضافه می شود تا اطمینان حاصل شود که گوگرد عنصری تولید شده در کف ظرف ته نشین می شود. گوگرد عنصری با فیلتر اختصاصی خارج و بازیابی می شود.

در فرآیند THIOPAQ، آب در گردش با pH> 7 برای جذب H2S استفاده می شود. سولفیدهای سدیم که پس از جذب در آب تشکیل می شوند، سپس در بخش بازسازی واحد، بخشی به گوگرد عنصری و بخشی به سولفات توسط میکروارگانیسم های هوازی (تیوباسیلوس) اکسید می شوند. در حالی که هوا از ته ظرف دمیده می شود، مواد مغذی و NaOH به مایع در حال گردش اضافه می شود. “گوگرد زیستی” با یک سانتریفیوژ دکانتر بازیابی می شود.

راندمان بازیابی گوگرد این فناوری ها می تواند تا 99.9 درصد باشد. با این حال، از آنجایی که هر دو LO-CAT و THIOPAQ از یک محلول قلیایی برای جذب H2S استفاده می کنند، در برابر حضور CO2 در گاز ترش آسیب پذیر هستند. علاوه بر این، گوگرد عنصری تولید شده با LO-CAT و THIOPAQ به دلیل وجود مواد شیمیایی و میکروارگانیسم‌ها در محیط شیمیایی که در آن گوگرد تشکیل می‌شود، نمی‌تواند خلوص عمومی مورد نیاز برای گوگرد عنصری قابل فروش را برآورده کند. GP

یادداشت

اصطلاح «گاز ترش» به اولین روزهای صنعت نفت و گاز برمی‌گردد، زمانی که نفت برای بررسی وجود یا عدم وجود H2S، که گفته می‌شود مزه «ترش» دارد، چشیده می‌شد. حذف H2S به عنوان یک عملیات “شیرین کننده” و با گسترش حذف گسترده تر گازهای اسیدی تعیین شد.

واحدهای شیرین کننده گاز

شرح

گاز اسیدی مخلوطی است که حاوی مقادیر قابل توجهی سولفید هیدروژن (H2S) و دی اکسید کربن (CO2) است. سولفید هیدروژن برای سلامت انسان بسیار خطرناک است و باید با تمام اقدامات احتیاطی لازم برای محافظت از اپراتورها رفتار شود. هر دو گاز اسیدی به مسائل خوردگی منجر می شوند، به خصوص در ترکیب با آب مایع آزاد، اما سولفید هیدروژن نیاز به ارزیابی دقیقی از انتخاب مواد برای تجهیزات و لوله کشی دارد، زیرا بسیاری از فلزات به ترک خوردگی تنش سولفیدی حساس هستند.
واحدهای شیرین کننده گاز توسط Pietro Fiorentini برای حذف سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن با استفاده شیرین سازی گاز ترش از محلول های مایع آمین ها (ترکیبات آلی حاوی نیتروژن) طراحی شده اند.
محیط در گردشی که دی اکسید کربن و/یا سولفید هیدروژن را جذب می کند می تواند MEA (مونو اتانول آمین) یا DEA (دی اتانول آمین)، MDEA (متیل دی اتانول آمین) یا MDEA فرموله شده برای مطابقت با گزینش پذیری لازم برای عنصر باشد. محتوای اسید باقیمانده در محصول تیمار شده را می توان به مقادیر تا 5 پی پی ام یا کمتر کاهش داد.

تصفیه گاز آمین شیرین سازی گاز ترش

تصفیه گاز آمین ، همچنین به عنوان تمیز کردن آمین ، شیرین کردن گاز و حذف گاز اسیدی ، به گروهی از فرآیندها اطلاق می شود که از محلول های آبی آلکیلامین (که معمولاً به آنها آمین ) برای حذف سولفید هیدروژن (H2S های ) و دی اکسید کربن استفاده می کنند (CO 2 ) از گازها. این یک فرآیند واحد که در پالایشگاه ها و همچنین در پتروشیمی ، کارخانه های فرآوری گاز طبیعی و سایر صنایع استفاده می شود.

فرآیندهایی که در پالایشگاه‌های نفت یا کارخانه‌های فرآوری شیمیایی که سولفید هیدروژن را حذف می‌کنند، شیرین سازی گاز ترش فرآیندهای شیرین‌کننده نامیده می‌شوند، زیرا بوی محصولات فرآوری‌شده با عدم وجود سولفید هیدروژن بهبود می‌یابد. یک جایگزین برای استفاده از آمین ها شامل فناوری غشایی است . با این حال، جداسازی غشایی به دلیل سرمایه و هزینه های عملیاتی نسبتاً بالا و همچنین سایر عوامل فنی جذابیت کمتری دارد. [4]

بسیاری از آمین های مختلف در تصفیه گاز استفاده می شود:

  • دی اتانول آمین (DEA)
  • مونو اتانول آمین (MEA)
  • MDEA )
  • ایزوپروپانولامین (DIPA)
  • آمینواتوکسی اتانول (دی گلیکولامین) (DGA)

متداول ترین آمین های مورد استفاده در کارخانه های صنعتی، آلکانول آمین های DEA، MEA و MDEA هستند. این آمین ها همچنین در بسیاری از پالایشگاه های نفت برای حذف گازهای ترش از هیدروکربن های مایع مانند گاز مایع (LPG) استفاده می شوند.

شرح یک درمان کننده آمین معمولی

گازهای حاوی H 2 S یا هر دو H 2 S و CO 2 معمولاً به عنوان گازهای ترش یا اسیدی در هیدروکربن صنایع فرآوری

شیمی درگیر در تصفیه آمین چنین گازهایی با آمین خاصی که استفاده می شود تا حدودی متفاوت است. برای یکی از متداول‌ترین آمین‌ها، مونو اتانول آمین (MEA) که با RNH 2 ، واکنش اسید-باز شامل پروتونه شدن آمین جفت الکترون برای تشکیل یک گروه آمونیوم با بار مثبت (RNH +
3 ) را می توان به صورت زیر بیان کرد:

RNH 2 + H 2 S RNH +
3 + HS –
RNH 2 + H
2 CO
3 ⇌ RNH +
3 + HCO –
3

گونه های جدا شده و یونیزه شده حاصل

که در محلول محلول تر هستند توسط محلول آمین به دام افتاده یا پاک می شوند و به راحتی از فاز گاز خارج می شوند. بنابراین در خروجی اسکرابر آمین، گاز شیرین شده به داخل تخلیه می شود H 2 S و CO 2 .

یک فرآیند معمولی تصفیه گاز آمین (فرآیند Girbotol ، همانطور که در نمودار جریان زیر نشان داده شده است) شامل یک واحد جاذب و یک واحد احیا کننده و همچنین تجهیزات جانبی است. در جاذب، محلول آمین سرازیر جذب می شود H 2 S و CO 2 از گاز ترش در حال جریان برای تولید یک جریان گاز شیرین (یعنی گازی عاری از سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن) به عنوان یک محصول و یک محلول آمین غنی شیرین سازی گاز ترش از گازهای اسیدی جذب شده. آمین “غنی” حاصل سپس به دستگاه احیا کننده (یک دستگاه استریپر با یک جوش آور ) هدایت می شود تا آمین احیا شده یا “لاغر” تولید شود که برای استفاده مجدد در جاذب بازیافت می شود. از گاز سربار برداشته شده احیاگر متمرکز می شود H 2 S و CO 2 .

نمودار جریان فرآیند یک فرآیند معمولی تصفیه آمین مورد استفاده در پالایشگاه های نفت، کارخانه های فرآوری گاز طبیعی و سایر تاسیسات صنعتی.

فرآیندهای جایگزین شیرین سازی گاز ترش

تنظیمات استریپر جایگزین شامل ماتریس، تبادل داخلی، تغذیه چشمک زن و چند فشار با تغذیه تقسیم می شود. بسیاری از این پیکربندی‌ها بازده انرژی بیشتری را برای حلال‌ها یا شرایط عملیاتی خاص ارائه می‌دهند. عملکرد خلاء به حلال هایی با گرمای جذب کم کمک می کند در حالی که عملکرد در فشار معمولی به نفع حلال هایی با گرمای جذب بالا است. حلال هایی با گرمای جذب بالا به انرژی کمتری برای جداسازی از نوسان دما در ظرفیت ثابت نیاز دارند. ماتریسی stripper 40٪ CO 2 را در فشار بالاتر بازیابی می کند و ناکارآمدی مرتبط با stripper چند فشاری ندارد. انرژی و هزینه‌ها کاهش می‌یابد زیرا چرخه کار دیگ بخار کمی کمتر از فشار برنده معمولی است. یک استریپر تبادل داخلی دارای نسبت کمتری بخار آب به CO 2 در جریان سربار است و بنابراین بخار کمتری مورد نیاز است. پیکربندی چند فشاری با تغذیه تقسیم شده، جریان را به بخش پایین کاهش می دهد، که همچنین کار معادل را کاهش می دهد. تغذیه چشمک زن به ورودی گرمای کمتری نیاز دارد زیرا از گرمای نهان بخار آب برای کمک به حذف مقداری از CO استفاده می کند. 2 در جریان غنی که وارد استریپر در پایین ستون می شود. پیکربندی چند فشاری برای حلال هایی با گرمای جذب بالاتر جذاب تر است.

آمین ها

غلظت آمین در محلول آبی جاذب یک پارامتر مهم در طراحی و عملکرد فرآیند تصفیه گاز آمین است. بسته به اینکه واحد برای استفاده از کدام یک از چهار آمین زیر طراحی شده است و برای حذف چه گازهایی طراحی شده است، اینها برخی از غلظت‌های آمین معمولی هستند که به صورت درصد وزنی آمین خالص در محلول آبی بیان می‌شوند:

  • مونو اتانول آمین: حدود 20 درصد برای حذف H 2 S و CO 2 و حدود 32 درصد برای حذف تنها CO 2 .
  • دی اتانول آمین: حدود 20 تا 25 درصد برای حذف H 2 S و CO 2
  • متیل دی اتانول آمین: حدود 30 تا 55 درصد برای حذف H 2 S و CO 2
  • دی گلیکولامین: حدود 50 درصد برای حذف H 2 S و CO 2

انتخاب غلظت آمین در محلول آبی در گردش به عوامل متعددی بستگی دارد و ممکن است کاملاً دلخواه باشد. معمولاً به سادگی بر اساس تجربه ساخته می شود. عوامل دخیل شامل این است که آیا واحد آمین گاز طبیعی یا فرعی پالایشگاه نفت را تصفیه می کند که حاوی غلظت های نسبتاً پایینی از هر دو H 2 S و CO 2 یا اینکه آیا واحد گازهایی با درصد بالایی از CO 2 را تصفیه می کند. فرآیند اصلاح بخار مورد استفاده در تولید آمونیاک یا گازهای دودکش از نیروگاه ها .

هر دو H 2 S و CO 2 گازهای اسیدی هستند و از این رو برای فولاد کربنی . با این حال، در واحد تصفیه آمین، CO 2 اسید قوی تر از این دو است. H 2 S سولفید آهن را روی سطح فولاد تشکیل می دهد که برای محافظت از فولاد عمل می کند. هنگام تصفیه گازهای با درصد بالای CO 2 ، اغلب از بازدارنده های خوردگی استفاده می شود و این امکان استفاده از غلظت های بالاتر آمین را در محلول در گردش فراهم می کند.

یکی دیگر از عوامل دخیل در انتخاب غلظت آمین، حلالیت نسبی H 2 S و CO 2 در آمین انتخاب شده است. نوع آمین بر سرعت گردش مورد نیاز شیرین سازی گاز ترش محلول آمین، مصرف انرژی برای بازسازی و توانایی حذف انتخابی H2S به تنهایی یا CO2 انتخاب به تنهایی در صورت تمایل تأثیر می گذارد. برای اطلاعات بیشتر در مورد انتخاب غلظت آمین، خواننده به کتاب کهل و نیلسن مراجعه می کند.

MEA و DEA

MEA و DEA آمین های اولیه و ثانویه هستند. آنها بسیار واکنش پذیر هستند و می توانند به طور موثر حجم بالایی از گاز را به دلیل سرعت واکنش بالا حذف کنند. با این حال، به دلیل استوکیومتری ، ظرفیت بارگذاری به 0.5 مول CO 2 در هر مول آمین محدود می شود. [6] MEA و DEA همچنین به مقدار زیادی انرژی برای حذف CO 2 در طول بازسازی نیاز دارند که می تواند تا 70٪ از کل هزینه های عملیاتی باشد. همچنین در مقایسه با سایر آمین ها خورنده تر و از نظر شیمیایی ناپایدارتر هستند.

استفاده می

در پالایشگاه‌های نفت، آن گاز حذف‌شده عمدتاً H2S است که بیشتر آن اغلب از فرآیند حذف گوگرد به نام هیدروسولفوریزاسیون . این شود جریان گازی غنی از H2S معمولاً به فرآیند Claus عنصری تبدیل کند گوگرد . در واقع، اکثریت قریب به اتفاق 64،000،000 متریک تن گوگرد تولید شده در سراسر جهان در سال 2005، گوگرد فرعی از پالایشگاه ها و سایر کارخانه های فرآوری هیدروکربن بود. [7] [8] یکی دیگر از فرآیندهای حذف گوگرد، فرآیند WSA که گوگرد را به هر شکلی به عنوان اسید سولفوریک غلیظ بازیابی می کند. در برخی از گیاهان، بیش از یک واحد جاذب آمین ممکن است یک واحد احیا کننده مشترک داشته باشند. تاکید فعلی بر حذف CO 2 از گازهای دودکش ساطع شده توسط نیروگاه های سوخت فسیلی منجر به علاقه زیادی به استفاده از آمین ها برای حذف CO 2 (همچنین نگاه کنید به: جذب و ذخیره کربن و نیروگاه معمولی با سوخت زغال سنگ ).

در مورد خاص سنتز صنعتی آمونیاک ، برای بخار فرآیند اصلاح هیدروکربن ها شیرین سازی گاز ترش با هیدروژن ، تصفیه آمین یکی از فرآیندهای رایج برای حذف دی اکسید کربن اضافی در تصفیه نهایی هیدروژن گازی است.

در بیوگاز گاهی اوقات لازم است دی اکسید کربن از بیوگاز حذف شود تا با گاز طبیعی قابل مقایسه باشد. حذف مقدار گاهاً زیاد سولفید هیدروژن برای جلوگیری از خوردگی قطعات فلزی پس از سوزاندن گاز زیستی ضروری است.

شیرین سازی گاز ترش

جذب و ذخیره کربن

آمین ها برای حذف CO 2 در مناطق مختلف از تولید گاز طبیعی گرفته تا صنایع غذایی و آشامیدنی استفاده می شوند و بیش از شصت سال است که وجود داشته است.

طبقه‌بندی‌های متعددی از آمین‌ها وجود دارد که هر کدام دارای ویژگی‌های متفاوت مرتبط با جذب CO2 هستند . شیرین سازی گاز ترش به عنوان مثال، مونو اتانول آمین (MEA) به شدت با گازهای اسیدی مانند CO 2 و زمان واکنش سریع و توانایی حذف درصد بالایی از CO 2 را دارد، حتی در غلظت های پایین CO 2 . به طور معمول، مونو اتانول آمین (MEA) می تواند 85٪ تا 90٪ از CO 2 را از گاز دودکش یک کارخانه زغال سنگ جذب کند، که یکی از موثرترین حلال ها برای جذب CO 2 است.

چالش های جذب کربن با استفاده از آمین عبارتند از:

  • گاز کم فشار، دشواری انتقال CO2 از گاز به آمین را
  • محتوای اکسیژن گاز می تواند باعث تخریب آمین و تشکیل اسید شود
  • CO 2 آمین های اولیه (و ثانویه).
  • مصرف انرژی بالا
  • امکانات بسیار بزرگ
  • یافتن مکان مناسب (بازیابی افزایش یافته نفت، سفره های آب شور عمیق، سنگ های بازالتی…) برای دفع CO2 حذف شده

فشار جزئی نیروی محرکه برای انتقال CO2 به فاز مایع است. تحت فشار کم، این انتقال بدون افزایش وظیفه حرارتی دیگ بخار به سختی انجام می شود که منجر به هزینه بالاتر می شود.

آمین های اولیه و ثانویه، به عنوان مثال، MEA و DEA، با CO 2 داده و محصولات تجزیه شیرین سازی گاز ترش را تشکیل می دهند. O 2 از گاز ورودی نیز باعث تخریب می شود. دیگر قادر به جذب CO2 شده نیست، که باعث کاهش راندمان جذب کربن کلی می شود.

در حال حاضر، انواع مخلوط‌های آمین در حال سنتز و آزمایش برای دستیابی به مجموعه مطلوب‌تری از خواص کلی برای استفاده در CO2 سیستم‌های جذب یکی از تمرکز اصلی بر کاهش انرژی مورد نیاز برای بازسازی حلال است که تاثیر زیادی بر هزینه های فرآیند دارد. با این حال، معاوضه هایی وجود دارد که باید در نظر گرفته شود. به عنوان مثال، انرژی مورد نیاز برای بازسازی به طور معمول با نیروهای محرکه برای دستیابی به ظرفیت های جذب بالا مرتبط است. بنابراین، کاهش انرژی بازسازی می تواند نیروی محرکه را کاهش دهد و در نتیجه مقدار حلال و اندازه جاذب مورد نیاز برای جذب مقدار معینی از CO 2 را افزایش دهد و در نتیجه هزینه سرمایه را افزایش دهد.

دیدگاهتان را بنویسید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد.