Separacja siarkowodoru z gazu ziemnego w kaskadowych układach technologii membranowej

• Autorzy: Janocha Andrzej

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.12.07

Warianty tytułu

EN

Separation of hydrogen sulphide from natural gas in cascade systems of membrane technology

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W nowych warunkach ekonomicznych eksploatacja zasiarczonych złóż gazowych i ropno-gazowych obniża zyski przy stosowaniu dotychczasowych konwencjonalnych procesów przygotowania gazu do transportu. Użycie taniej jednostki membranowej jako wstępnej technologii przed klasycznym, dość energochłonnym procesem absorpcji aminowej (hybrydyzacja) może znacząco obniżyć koszty usuwania składników kwaśnych z gazu ziemnego. Artykuł jest kontynuacją poprzednich publikacji autora związanych z badaniami separacji kilku mieszanek CH4–H2S. Testy rozdziału składników gazowych prowadzono na modułach z membranami poliimidowymi w szerokim zakresie ciśnień. Rozszerzono zakres wykonywanych testów separacji do stężeń rzędu 22% H2S w mieszance gazowej. Na podstawie wyników eksperymentalnych uzyskano dane do symulacji i prognoz niezbędnych do oceny i porównań dwumodułowych układów kaskadowych. Określono wpływ ciśnienia gazu przepływającego przez membranę filtratu (permeatu) na efekty separacji. Podwyższanie ciśnienia strumienia permeatu obniża w nim koncentrację siarkowodoru oraz podwyższa straty metanu. Stwierdzono, że stosunek ciśnień gazu wlotowego do ciśnienia permeatu ma większe znaczenie niż różnica tych ciśnień. Jednostopniowe układy membranowe są wystarczające dla gazu zawierającego powyżej 12% H2S, natomiast dla gazów mniej zasiarczonych sugerowany jest dwustopniowy układ kaskadowy. W przypadku niskich stężeń H2S w gazie straty metanu w układzie jednostopniowym są zbyt wysokie. W artykule porównano dwa warianty dwumodułowych kaskadowych układów membranowych. Przedstawiono wyniki porównawcze obliczeń symulacyjnych zawartości siarkowodoru dla gazu wlotowego o stężeniu 7,73% dla obu układów ze sprężarką przed i po drugim stopniu separacji. Obliczenia wykazały, że w przypadku wariantu z kompresorem przed drugim modułem – stężenia H2S w strumieniach produktowych są korzystniejsze. Dla obu układów obliczono wskaźniki stopnia usunięcia siarkowodoru z gazu wlotowego. Rozważono wpływ składu permeatu na zjawiska fazowe związane z jego skropleniem i sprężaniem celem zatłoczenia do złoża wspólnie z gazem kwaśnym z części aminowej instalacji hybrydowej.

EN

Under the new economic conditions, the exploitation of sour gas deposits reduces profits when using the conventional processes used to prepare gas for transport. Adding an inexpensive membrane unit as a preliminary technology before the classic quite energyconsuming amine absorption process (hybridization) can significantly reduce the cost of removing acidic components from natural gas. The article is a continuation of the author’s previous publications related to the research on the separation of several CH4–H2S mixtures. Gaseous separation tests were carried out on modules with polyimide membranes in a wide range of pressures. The scope of the conducted separation tests was extended to concentrations of 22% H2S in the gas mixture. Based on the experimental results, data for simulations and forecasts necessary for the evaluation and comparison of two-module cascade systems were obtained. The influence of the pressure of the gas flowing through the membrane (permeate) on the separation effects was determined. Increasing the pressure of the permeate flux reduces the concentration of hydrogen sulphide in it and increases the loss of methane. It was found that the ratio of the inlet gas pressure to the permeate pressure is of greater importance than the pressure difference. Single-stage membrane systems are sufficient for gas containing more than 12% H2S, for less sulfurized gases a two-stage cascade system is suggested. In the case of low concentrations of H2S in the gas, the methane losses in the one-stage system are too high. The article compares two variants of two-module cascade membrane systems. The paper presents comparative results of hydrogen sulphide content in simulation calculations for inlet gas with a concentration of 7.73% for both systems with a compressor before and after the second separation stage. The calculations showed that for the variant with the compressor before the second modulus, the H2S concentrations in the product streams are more favourable. H2S removal rates from the inlet gas were calculated for both systems. The influence of the permeate composition on the phase phenomena related to their condensation and compression for injection into the bed together with the acid gas from the amine part of the hybrid installation was considered.

Słowa kluczowe

PL

moduły membranowe; separacja gazowa; siarkowodór; gaz ziemny

EN

membrane modules; gas separation; hydrogen sulphide; natural gas

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 12
• Strony: 935--943
• Opis fizyczny: Bibliogr. 36 poz.

Twórcy

autor

Janocha Andrzej

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Ahmad F., Lau K.K., Shariff A.M., Murshid G., 2012. Process simulation and optimal design of membrane separation system for CO2 capture from natural gas. Computers and Chemical Engineering, 36: 119–128, DOI: 10.1016/j.compchemeng.2011.08.002.
• Ahsan M., Hussain A., 2016. Mathematical modelling of membrane gas separation using the finite difference method. Pacific Science Review A: Natural Science and Engineering, 18: 47–52, DOI: 10.1016/j.psra.2016.07.001.
• Alcheikhhamdon Y., Hoorfar M., 2017. Natural gas purification from acid gases using membranes. Chemical Engineering and Processing. Process Intensification, 120: 105–113.
• Alkatheri M., Grandas R., 2017. Process design and techno-economic analysis for ultra sour natural gas sweetening using membranes/amines hybrid systems. Petroleum Institute R&D Conference and Exhibition, Abu Dhabi, United Arab Emirates.
• Baker R.W., 2002. Future Directions of Membrane Gas Separation Technology. Ind. Eng. Chem. Res., 41: 1393–1411, DOI:10.1021/ie0108088.
• Bernardo P., Drioli E., Golemme G., 2009. Membrane Gas Separation: A Review/State of the Art. Ind. Eng. Chem., 48(10): 4638–4663, DOI: 10.1021/ie8019032.
• Bhide B.D., Stern S.A., 1993. Membrane processes for the removal of acid gases from natural gas. Journal of Membrane Science, 81: 209–223, DOI: 10.1016/0376-7388(93)85176-W.
• Bhide B.D., Voskericyan A., Stern S.A., 1998. Hybrid processes for the removal of acid gases from natural gas. Journal of Membrane Science, 140: 27–49, DOI: 10.1016/S0376-7388(97)00257-3.
• Chenar M.P., Savoji H., Soltanieh M., Matsuura T., Tabe-Mohammadi A., 2011. Removal of hydrogen sulfide from methane using commercial polyphenylene oxide and Cardo-type polyimide hollow fiber membranes. Korean J. Chem. Eng., 28(3), 902–913, DOI:10.1007/s11814-010-0437-7.
• Cnop T., Dormund D., Schott M., 2016. Continued Development of gas separation membranes for highly sour service. Materiały prezentacji UOP LLC.
• Faiz R., Li K., Al-Marzouqi M.H., 2014. H2S absorption at high pressure using hollow fiber membrane contactors. Polymeric GasSeparation Membranes for Petroleum Refining, 83: 33–42.
• Favvas E.P., Katsaros F.K., Papageorgiou S.K., Sapalidis A.A., Mitropoulos A.C., 2017. A review of the latest development of polyimide based membranes for CO2 separations. Reactive and Functional Polymers, 120: 104–130, DOI: 10.1016/j.egypro.2017.10.284.
• Gabrielli P., Gazzani M., Mazzotti M., 2017. On the optimal design of membrane-based gas separation processes. Journal of Membrane Science, 526: 118–130.
• George G., Bhoria N., AlHallaq S., Abdala A., Mittal V., 2016. Polymer membranes for acid gas removal from natural gas. Separation and Purification Technology, 158: 333–356, DOI: 10.1016/j.seppur.2015.12.033.
• Ghasemzadeh K., Jafari M., Sari A., Babalou A.A., 2016. Performance investigation of membrane process in natural gas sweetening by membrane process: modeling study. Journal of Chemical Product and Process Modeling, 11: 23–27.
• Hao J., Rice P.A., Stern S.A., 2002. Upgrading low-quality natural gas with H2S- and CO2-selective polymer membranes: Part I. Process design, economics, and sensitivity study of membrane stages with recycle streams. Journal of Membrane Science, 209: 177–206, DOI:10.1016/j.memsci.2008.03.040.
• Hao J., Rice P.A., Stern S.A., 2008. Upgrading low-quality natural gas with H2S- and CO2-selective polymer membranes: Part II. Process design, economics, and sensitivity study of membrane stages with recycle streams. Journal of Membrane Science, 320(1–2): 108–122, DOI: 10.1016/j.memsci.2008.03.040.
• Hosseini S.S., Roodashti S.M., Kundu P.K., Tan N.R., 2015. Transport Properties of Asymmetric Hollow Fiber Membrane Permeators for Practical Applications: Mathematical Modelling for Binary Gas Mixtures. Canadian Journal of Chemical Engineering, 93(7): 1275–1287, DOI:10.1002/cjce.22215.
• Huang Y., Merkel T.C., Baker W., 2014. Pressure ratio and impact on membrane gas separation processes. Journal of Membrane Science, 1463: 33–40, DOI: 10.1016/j.memsci.2014.03.016.
• Janocha A., 2016. Studium możliwości zastosowania membran do separacji siarkowodoru z wykorzystaniem gazu ze złoża Różańsko. Archiwum Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, Kraków.
• Janocha A., 2019. Badania separacji siarkowodoru z gazu zasiarczonego przy różnych konfiguracjach modułów membranowych. Nafta-Gaz, 4: 222–229. DOI: 10.18668/NG.2019.04.04.
• Janocha A., 2020. Odsiarczanie gazu ziemnego z wykorzystaniem technologii membranowej w procesie hybrydowym. Wiadomości Naftowe i Gazownicze, 7(261): 12–15.
• Janocha A., Wojtowicz K., 2018. Studies reducing the H2S from natural gas of using polyimide membrane. Nafta-Gaz, 7: 511–517. DOI: 10.18668/NG.2018.07.04.
• Khalilpour R., Abbas A., La Z., Pinnau I., 2013. Analysis of hollow fibre membrane systems for multicomponent gas separation. Chem. Eng. Res. Des., 91: 332–347, DOI: 10.1016/j.cherd.2012.07.009.
• Klass D.L., Landahl C.D., 2006. Gas sweetening by membrane permeation. US Patent 4561864, 1985.
• Kraftschik B., Koros W.J., Johnson J.R., Karvan O., 2013. Dense film polyimide membranes for aggressive sour gas feed separations. Journal of Membrane Science, 428(1): 608–619, DOI: 10.1016/j.memsci.2012.10.025.
• Lock S.S.M., Lau K.K., Shariff A.M., 2015. Effect of recycle ratio on the cost of natural gas processing in countercurrent hollow fiber membrane system. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 21: 542–551, DOI: 10.1016/j.jiec.2014.03.017.
• Lubaś J., 2018. Rola i znaczenie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w programie Czysta Energia. Nafta-Gaz, 12: 944–950. DOI:10.18668/NG.2018.12.09.
• Lubaś J., Szott W., Dziadkiewicz M., 2012. Analiza możliwości zwiększenia stopnia sczerpania zasobów złóż ropy naftowej w Polsce. Nafta-Gaz, 8: 481–489.
• Merkel T.C., Baker R.W., 2014. Pressure ratio and its impact on membrane gas separation processes. J. Membr. Sci., 463: 33–40.
• Niknejad S.M.S., Savoji H., Pourafshari Chenar M., Soltanieh M., 2017. Separation of H2S from CH4 by polymeric membranes at different H2S concentrations. International Journal of Environmental Science and Technology, 14(2): 375–384, DOI: 10.1007/s13762-016-1156-3.
• Niu M.W., Rangaiah G.P., 2014. Retrofitting amine absorption process for natural gas sweetening via hybridization with membrane separation. International Journal of Greenhouse Gas Control, 29: 221–230. DOI: 10.1016/j.ijggc.2014.08.019.
• Safari M., Ghanizadeh A., Montazer-Rahmati M., 2009. Optimization of membrane-based CO2 – removal from natural gas using simple modules considering both pressure and temperature effect. International Journal of Greenhouse Gas Control, 3: 3–10, DOI:10.1016/j.ijggc.2008.05.001.
• Scholes C.A., Stevens G.W., Kentish S.E., 2012. Membrane gas separation applications in natural gas processing. Fuel, 96: 15–28.
• Sclierf M., Rufford T.E., 2016. A Technical Evaluation of Hybrid Membrane-Absorption Processes for Acid Gas Removal. International Petroleum Technology Conference. DOI: 10.2523/IPTC-18732-MS.
• Vaughan J.T., Koros W.J., 2014. Analysis of feed stream acid gas concentration effects on the transport properties and separation performance of polymeric membranes for natural gas sweetening: A comparison between a glassy and rubbery polymer. Journal of Membrane Science, 465: 107–116, DOI: 10.1016/j.memsci.2014.03.029.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).