Badania separacji siarkowodoru z gazu zasiarczonego przy różnych konfiguracjach modułów membranowych

• Autorzy: Janocha Andrzej

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2019.04.04

Warianty tytułu

EN

Investigation of hydrogen sulphide separation from sour gas at various configurations of membrane modules

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule zawarto studium przypadku zastosowania dwustopniowych układów membranowych w technologii separacji siarkowodoru z gazu. Zaprojektowano laboratoryjną instalację ciśnieniową, dostosowując ją do prowadzenia testów z dwoma modułami membranowym. Testy wykonano na mieszance wzorcowej o stężeniu 7,73% H2S w metanie przy różnych stosunkach przepływu permeatu do nadawy dla różnych konfiguracji modułów membranowych. Testy prowadzono w układzie jednomodułowym i w układach dwumodułowych w konfiguracji szeregowej i kaskadowej. Przedstawiono równania bilansowe charakteryzujące poszczególne układy modułowe. Obliczono i zbilansowano stężenia i przepływy strumieni pośrednich oraz produktowych w zależności od przepływu i współczynnika podziału. Stwierdzono, że moduły różnią się przepuszczalnością i selektywnością. Symulowano zawracanie sprężonych części strumieni produktowych o stężeniu równym nadawie w warunkach pomiarowych badanych modułów dla układu szeregowego i kaskadowego. W konfiguracji szeregowej dla ciśnienia 60 bar współczynniki podziału wynosiły odpowiednio: Ѳ1 = 0,15; Ѳ2 = 0,52. W konfiguracji kaskadowej ciśnienia wlotowe na moduły wynosiły 76 bar i 16 bar, a współczynnik podziału Ѳ1 = 0,11; Ѳ2 = 0,37. Stopień usunięcia H2S ze strumienia gazu wlotowego w układzie szeregowym jest wyższy (74%) niż w układzie kaskadowym (25%). Straty metanu w układzie szeregowym wynoszą 23% i są znacznie wyższe niż w układzie kaskadowym, w którym ubytek metanu wynosił 2,2%. Wypracowana metoda symulacji i prognoz na podstawie testów eksperymentalnych na membranach mieszanin CH4 – H2S umożliwi uzyskanie danych niezbędnych do praktycznego zastosowania technologii membranowej, w tym w hybrydowych procesach odsiarczania gazu ziemnego. Praca wykazała możliwość wykorzystania technologii membranowej do odsiarczania gazu ziemnego. Wyniki testów wykazały możliwość znaczących zmian w składach strumieni produktowych w prowadzonym procesie separacji membranowej.

EN

The article contains a case study of the use of two-stage membrane systems in the technology of hydrogen sulphide separation from gas. A laboratory pressure system was designed to be used for testing with two membrane modules. The tests were carried out on a standard mixture with a concentration of 7.73% H2S in methane, at different permeate flow rates for feed for various membrane modules configurations. The tests were carried out in a one-module system and in two-module systems in a serial and cascade configuration. The concentrations and flows of intermediate and product streams were calculated and balanced, depending on the flow and stage cut. It was found, that the modules differ in their permeability and selectivity. The recycle of compressed parts of product streams at a concentration equal to the feed in the measurement conditions of the tested modules for the serial and cascade systems was simulated. Balance equations characteristic for individual modular systems were presented. Concentrations and flows of streams (intermediate and products) were calculated and balanced depending on the flow and partition coefficient. It was found that the tested modules displayed differences in their permeability and selectivity. The recycle of compressed parts of product streams at a concentration equal to the feed were simulated. Simulations were done for the measurement conditions of the tested modules and for the serial and cascade systems. In the serial configuration, for 60 bar inlet pressure, the value of partition coefficients Ѳ1 and Ѳ2 were 0.15 and 0.52 respectively. In the cascade configuration (inlet pressure for module 1st was 76 bar and for 2nd 16 bar) the partition coefficients were equal Ѳ1 = 0.11, Ѳ2 = 0.37. The degree of H2S removal from the feed gas stream in the serial system was higher (74%) than in the cascade system (25%). Methane loss in the serial system was 23%, and it was much higher than in the cascade system (2.2%). The developed method of simulations and forecasts based on experimental tests on CH4 – H2S mixtures membranes will enable obtaining data necessary for the practical application of membrane technology, including hybrid processes of natural gas desulfurization. The work showed the possibility of using membrane technology for natural gas desulfurization. The test results showed the possibility of significant changes in the composition of product streams the membrane separation process.

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: 2019
• Tom: R. 75, nr 4
• Strony: 222--229
• Opis fizyczny: Bibliogr. 28 poz., rys., tab., wykr., wz.

Twórcy

autor

Janocha Andrzej

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Literatura
• Ahmad F., Lau K.K., Lock S.S.M., Rafiq S., Khan A.U., 2015. Hollow fiber membrane model for gas separation: Process simulation, experimental validation and module characteristics study. Journal of Industrial and Engineering, 21: 1246–1257. DOI:10.1016/j.jiec.2014.05.041.
• 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., Betancourt-Torcat A., Almansoori A., 2017. Process Design and Techno-Economic Analysis for Ultra Sour Natural Gas Sweetening Using Membranes/Amines Hybrid Systems. The 2017 Petroleum Institute R&D Conference and Exhibition, Abu Dhabi, United Arab Emirates. <https://www.researchgate.net/publication/326572288> (dostęp: 05.11.2018).
• Askari M., Chua M.L., Chung T.S., 2014. Permeability, solubility, diffusivity and PALS data of cross-linkable 6FDA-based copolyimides. Ind. Eng. Chem. Res., 53(6): 2449–2460.
• Babu V.P., Kraftschik B.E., Koros W.J., 2018. Crosslinkable TEGMC asymmetric hollow fiber membranes for aggressive sour gas separations. Journal of Membrane Science, 558: 94–105. DOI: 10.1016/j.memsci.2018.04.028.
• Baker R.W., 2002. Future Directions of Membrane Gas Separation Technology. Ind. Eng. Chem. Res., 41: 1393–1411.
• Bernardo P., Drioli E., Golemme G., 2009. Membrane Gas Separation: A review/State of the Art. Ind. Eng. Chem. Res., 48: 4638–4663.
• 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.
• 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.
• Boschee P., 2014. Taking on the Technical Challenges of Sour Gas Processing Oil and Gas Facilities Senior Editor. <https://www.spe.org/en/print-article/?art=51> (dostęp: 05.11.2018).
• 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.
• Cnop T., Dortmundt D., Schott M., 2016. Continued development of gas separation membranes for highly sour service. Des Plaines: UOP LLC.
• 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.
• 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.
• 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 Sci., 209(1): 177–206.
• 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.
• Klass D.L., Landahl C.D., 2006. Gas sweetening by membrane permeation. US Patent 4561864, 1985.
• Kraftschik B., Koros W.J., Johnson J.R., 2013. Dense film polyimide membranes for aggressive sour gas feed separations. Journal of Membrane Science, 428(1): 608–619.
• 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.
• Maameri A., 2013. Shah Gas Field: Defying the Environment. <https://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/125538/shah_gas_field_defying_the_environment/> (dostęp: 20.02.2019).
• 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.
• Piskowska-Wasiak J., 2014. Uzdatnianie biogazu do parametrów gazu wysokometanowego. Nafta-Gaz, 2: 94–105.
• Scholes C.A., Stevens G.W., Kentish S.E., 2012. Membrane gas separation applications in natural gas processing. Fuel, 96: 15–28.
• 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(1): 107–116.
• White L.S., Blinka T.A., Kloczewski H.A., Wang I., 1995. Properties of a polyimide gas separation membrane in natural gas streams. Journal of Membrane Science, 103: 73–76.
• Wind J.D., Paul D.R., Koros W.J., 2004. Natural gas permeation in polyimide membranes. Journal of Membrane Science, 228: 227–230.
• Akty prawne i normatywne
• Polski Komitet Normalizacyjny, 2011. Gaz ziemny. Jakość gazu w sieci przesyłowej. PN-C-04752:2011.

Uwagi

PL

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2019).