Đề tài Tìm hiểu quá trình, thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình công nghệ làm ngọt khí bằng MEA

hất kể trên sẽ gây khó khăn cho sự vận chuyển và sử dụng khí. Các chất dioxyt cacbon, H2S và mercaptan tạo điều kiện thuận lợi cho sự ăn mòn kim loại, làm giảm hiệu quả của các chất xúc tác. H2S , mercaptan, COS là những chất rất độc hại. Sự tăng hàm lượng các dioxyt cacbon là không có lợi, đôi khi là không cho phép vì trong trường hợp này sẽ làm giảm nhiệt, đốt cháy của nhiên liệu khí làm giảm hiệu quả sử dụng các đường ống dẫn khí do đó các hợp chất chứa oxy và chứa lưu huỳnh thuộc loại không mong muốn đối với quá trình chế biến khí. Vì vậy chúng ta cần loại bỏ chúng hay còn gọi là làm ngọt khí. Để hiểu rõ về vấn đề này chúng em đã chọn đề tài: “Tìm hiểu quá trình, thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình công nghệ làm ngọt khí bằng MEA.” Chúng em xin chân thành cám ơn thầy giáo Phạm Trung Kiên đã giúp đỡ chúng em hoàn thành bài tập này ! Trong quá trình làm bài mặc dù chúng em đã cố gắng hết sức nhưng cũng không thể tránh khỏi những thiếu sót và sai lầm. Mong thầy có ý kiến chỉnh sửa giúp chúng em. Chúng em xin chân thành cám ơn thầy ! Vũng Tàu, ngày 22 tháng 11 năm 2010. CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ KHÍ THIÊN NHIÊN 1.1 Khái niệm về khí tự nhiên. Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH4, C2H6, C3H8, C4H10 v.v.. có trong lòng đất. Chúng thường tồn tại trong những mỏ khí riêng rẽ hoặc tồn tại ở trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên còn được hiểu là khí trong các mỏ khí. Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N2, H2S, CO2..., khí trơ, hơi nước. Người ta phân loại khí tự nhiên làm hai loại: khí không đồng hành (còn gọi là khí thiên nhiên) và khí đồng hành. Khí thiên nhiên khai thác được từ mỏ khí, còn khí đồng hành khai thác được trong quá trình khai thác dầu mỏ ở trong mỏ dầu. Trong lòng đất, dưới áp suất và nhiệt độ cao, các chất hydrocacbon khí như CH4, C2H6, C3H8... phần lớn hòa tan trong dầu, khí bơm lên mặt đất, do áp suất giảm nên chúng tách ra khỏi dầu tạo thành khí đồng hành. Thành phần định tính, định lượng của khí tự nhiên rất giống nhau ở các mỏ khác nhau, có thể khác nhau đáng kể ở các tầng trong cùng một mỏ. Giữa khí tự nhiên và khí đồng hành không có sự khác biệt lớn về thành phần định tính, nhưng về mặt định lượng thì khí đồng hành nghèo CH4, hơn và giàu C4+ hơn so với khí thiên nhiên. Khí tự nhiên là nguồn nguyên liệu, nhiên liệu vô cùng quý giá, gần như không tái sinh, đóng vai trò cực kỳ quan trọng trong hoạt động kinh tế, trong cuộc sống của con người. Một sự biến động trong cán cân cung cầu dầu khí đều lập tức ảnh hưởng đến mọi lĩnh vực kinh tế, đến chính sách kinh tế, xã hội. Ngày nay, dầu khí được coi là tài nguyên chiến lược, chịu sự kiểm soát trực tiếp hoặc gián tiếp của các quốc gia. 1.2 Nguồn gốc của dầu và khí tự nhiên. Nguồn gốc hình thành dầu mỏ được các nhà khoa học giải thích theo nhiều chiều hướng khác nhau, tuy nhiên giả thuyết hữu cơ của các hydrocacbon trong dầu mỏ là có nhiều cơ sở khoa học nhất. Các vật liệu hữu cơ tạo ra dầu mỏ có nhiều nguồn gốc khác nhau, trong đó quan trọng nhất là các sinh vật đồng thời cũng có một phần xác động thực vật hình thành nên. Các giai đoạn hình thành dầu khí: Quá trình hình thành dầu khí xảy ra trong một thời gian dài và liên tục. Sự hình thành này xảy ra hàng triệu năm và có thể chia thành 4 giai đoạn sau: ● Giai đoạn 1: Giai đoạn này bao gồm các quá trình tích tụ vật liệu hữu cơ ban đầu. Xác động thực vật được lắng đọng lại. Chúng được các vi sinh vật phân huỷ thành khí và các sản phẩm tan trong nước, phần bền vững nhất không tan sẽ lắng đọng lại thành các lớp trầm tích dưới đáy biển. Quá trình này diễn ra trong khoảng vài triệu năm. ● Giai đoạn 2: Giai đoạn này bao gồm các quá trình biến các chất hữu cơ thành các phân tử hydrocacbon ban đầu. Những hợp chất hữu cơ ban đầu không bị phân huỷ bởi vi khuẩn là nhóm hợp chất béo. Qua hàng triệu năm, những hợp chất này lắng sâu xuống đáy biển. ở độ sâu càng lớn, áp suất và nhiệt độ càng cao (t0: 100-2000C, p: 200-1000 atm). ở điều kiện này, các thành phần hữu cơ trên bị biến đổi do các phản ứng hóa học tạo ra các cấu tử hydrocacbon ban đầu của dầu khí. ● Giai đoạn 3: Giai đoạn này bao gồm các quá trình di cư các hydrocacbon ban đầu đến các bồn chứa thiên nhiên. Chúng được phân bố rải rác trong các lớp trầm tích. Do áp suất trong các lớp đá trầm tích rất cao nên các hydrocacbon ban đầu bị đẩy ra và di cư đến nơi khác. Quá trình di cư diễn ra liên tục cho đến khi các hydrocacbon ban đầu đến được các lớp sa thạch, đá vôi, nham thạch có độ rỗng xốp cao được gọi là đá chứa, từ đó hình thành nên các bồn chứa tự nhiên. Tại các bồn chứa này, các hydrocacbon không thể di cư được nữa. Trong suốt quá trình di cư ban đầu, các hydrocacbon luôn chịu các biến đổi hóa học và dần nhẹ đi. ● Giai đoạn 4: Giai đoạn này gồm các quá trình biến đổi dầu mỏ trong các bồn chứa tự nhiên. 1.3. Thành phần và phân loại khí tự nhiên. 1.3.1. Thành phần của khí thiên nhiên Khí tự nhiên là sản phẩm cuối cùng của quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ của thế giới sinh vật thành dầu khí trong lòng đất. Về mặt hóa học, CH4 là hydrocacbon bền nhất, nên nó là hợp phần cơ bản của khí tự nhiên. Bên cạnh CH4 khí tự nhiên còn chứa các hydrocacbon khí nặng hơn: C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14, C7H16... Ngoài các hydrocacbon, khí tự nhiên còn chứa các khí vô cơ: N2, CO2, H2S và hơi nước bão hòa với hàm lượng không cố định. Bảng 1.1 trình bày thành phần của một số mỏ khí ở Việt Nam. Bảng 1.1: Thành phần khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long-Việt Nam (% theo thể tích). Công thức Rạng Đông (chưa xử lý) Bạch Hổ (chưa xử lý) Cửu Long (đã xử lý) CO2 0,130 0,109 0,042 N2 0,180 0,327 0,386 CH4 78,042 74,672 83,573 C2H6 11,109 12,218 12,757 C3H8 6,947 7,176 2,438 i-C4H10 1,208 1,548 0,301 n-C4H10 1,648 2,221 0,371 i-C5H12 0,258 0,548 0,061 n-C5H12 0,207 0,589 0,059 C6H14 0,112 0,390 0,012 C7H16 0,134 0,165 0,000 C8H18 0,025 0,036 0,000 Điểm sương của hyđrocabon 300C Tại 45 bar 440C Tại 45 bar -280C Tại 45 bar Điểm sương của nước - -30,100C Tại 57 bar -1,100C Tại 45 bar Hàm lượng nước (g/m3) - 0,102 Vết Tổng hàm lượng lưu huỳnh 17 (ppmv) 10 (ppmv) 16,2 (ppmv) H2S 17 (ppmv) 10 (ppmv) 8,7 (ppmv) RHS - - 7,5 (ppmv) * Nguồn Petrovietnam Gas.Co, 11/2 1.3.2 Thành phần hóa học và phân loại khí tự nhiên Hợp phần cơ bản của khí tự nhiên là CH4, khí càng nặng thì hàm lượng CH4 càng ít. Nhiệt độ ở các mỏ khí tự nhiên thường là một vài trăm độ do đó khí tự nhiên luôn chứa cả những hydrocacbon C5+, những chất ở thể lỏng ở điều kiện thường. Lượng hydrocacbon C5+ có thể khá lớn đặc biệt là ở trong các mỏ ngưng tụ, đôi khi đạt đến bốn trăm gam/m3 khí. Khí tự nhiên bao giờ cũng chứa các khí vô cơ với hàm lượng thường giảm theo thứ tự N2, CO2, H2S, khí trơ (He, Ne), COS... Khí tự nhiên ở trong mỏ luôn luôn chứa hơi nước bão hòa, khí khai thác được cũng thường bão hòa hơi nước nhưng cũng có thể chứa ít hơi nước hơn. Việc khí khai thác có bão hòa hơi nước hay không là phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ áp suất trong suốt quá trình khai thác. Ở các mỏ khác nhau thành phần định tính và định lượng của khí tự nhiên khác nhau. Phân loại khí thiên nhiên. Khí thiên nhiên có thể phân thành các loại sau: ● Theo nguồn gốc: + Khí đồng hành: Khí đồng hành là khí hòa tan trong dầu, lôi cuốn theo dầu trong quá trình khai thác và sau đó được tách ra khỏi dầu. Khí đồng hành được khai thác từ các giếng dầu hoặc giếng dầu khí (chủ yếu là dầu). + Khí không đồng hành: Khí không đồng hành là khí khai thác từ mỏ khí và mỏ khí ngưng tụ Condensat. ● Theo thành phần: - Khí khô: Là khí có hàm lượng C2+ <10%. - Khí ẩm: Là khí có hàm lượng C2+ ≥ 10%. - Khí chua là khí chứa H2S ≥ 5,8mg/m3 khí hoặc nhiều hơn 2% thể tích CO2. - Khí ngọt là khí có hàm lượng H2S và CO2 thấp hơn các giới hạn của khí chua. - Khí nghèo (khí gầy) là khí có hàm lượng C3+ nhỏ hơn 50g/m3 khí. - Khí béo (khí giàu) là khí có hàm lượng C3+ lớn hơn 400g/m3 khí. 1.4 Một số tính chất cơ bản của khí tự nhiên. Tính chất hóa lý của khí được quyết định bởi thành phần định tính và định lượng. Tùy theo mục đích sử dụng cụ thể người ta thường quan tâm đến một số trong các tính chất của khí. Sau đây là các tính chất tiêu biểu của khí và sản phẩm của khí. 1.4.1. Áp suất hơi bão hòa Áp suất hơi bão hòa là áp suất ở trạng thái bay hơi cực đại, khi tốc độ bay hơi và tốc độ ngưng tụ trên bề mặt chất lỏng bằng nhau. Ta có thể coi gần đúng áp suất hơi bão hòa P của một dung dịch lỏng tuân theo công thức: P = Với Pi, xi lần lượt là áp suất hơi bão hòa và nồng độ phần mol của cấu tử i trong lỏng. Vậy hợp phần i có nồng độ càng lớn, có áp suất hơi bão hòa càng lớn sẽ gây ra một áp suất hơi bão hòa riêng phần càng lớn. áp suất hơi bão hòa của dung dịch càng lớn khi chứa càng nhiều chất để bay hơi. 1.4.2. Khối lượng riêng và tỉ khối. Khối lượng riêng của khí lý tưởng: Lý thuyết về khí lý tưởng cho ta mối liên hệ sau: P.V = n.R.T (1.1) Trong đó: P: Áp suất (Bar) V: Thể tích (m3) T: Nhiệt độ (0K) n : số mol (mol) R : Hằng số của khí tưởng = 0,08314 (m3.bar/ (mol. 0K)) Khối lượng riêng của khí lý tưởng: (1.2) Trong đó: : Khối lượng riêng của khí lý tưởng (kg/m3) M: Khối lượng mol (kg/kmol). Khối lượng riêng của khí thực: (1.3) Trong đó : z : Hệ số nén. rg : Khối lượng riêng của khí, [kg/m3]. Tỉ khối của khí A so với khí B là tỉ số giữa khối lượng riêng của khí A và khí B ở cùng nhiệt độ và áp suất. 1.4.3. Hàm ẩm và điểm sương của khí . Khí tự nhiên và khí đồng hành khai thác được từ các mỏ dưới lòng đất luôn bão hoà hơi nước. Hàm lượng hơi nước có trong hỗn hợp khí phụ thuộc vào áp suất, nhiệt độ và thành phần khí. Tại mỗi giá trị áp suất và nhiệt độ có thể xác định được hàm lượng ẩm tối đa của khí. Hàm ẩm tương ứng với trạng thái khí bão hoà hơi nước được gọi là hàm ẩm cân bằng hay còn gọi là độ ẩm cân bằng. Để biểu diễn hàm lượng hơi nước có trong khí, người ta sử dụng hai khái niệm: độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm tương đối. - Độ ẩm tuyệt đối: là lượng hơi nước có trong một đơn vị thể tích hoặc một đơn vị khối lượng (được biểu diễn bằng g/m3 khí hoặc g/kg khí). - Độ ẩm tương đối: là tỷ số giữa khối lượng hơi nước có trong khí và khối lượng hơi nước tối đa có thể có trong khí ở điều kiện bão hoà (biểu diễn theo phần trăm hoặc phần đơn vị). - Điểm sương: nếu giảm nhiệt độ khí bão hoà hơi nước còn áp suất không đổi, thì một phần hơi nước bị ngưng tụ. Nhiệt độ tại đó hơi nước có trong khí bắt đầu ngưng tụ được gọi là điểm sương của khí ẩm tại áp suất đã cho. 1.4.4. Độ nhớt. Độ nhớt là đại lượng đặc trưng cho mức cản trở giữa hai lớp chất lưu khi chúng chuyển động tương đối với nhau. Đơn vị là cSt. Độ nhớt phụ thuộc rất phức tạp vào bản chất, nhiệt độ, nồng độ, áp suất. Không có một phương trình toán học nào, dù ở dạng rất phức tạp, cho phép tính độ nhớt của tất cả các sản phẩm dầu mỏ, mà chỉ có những phương trình gần đúng để tính độ nhớt cho những phân đoạn rất hẹp. Khác với ở thể lỏng, độ nhớt của hydrocacbon ở thể khí tăng nhiệt độ tăng, giảm khi phân tử lượng tăng. Độ nhớt gần như tăng tuyến tính với nhiệt độ, phân tử lượng càng lớn thì độ nhớt càng ít phụ thuộc nhiệt độ. Sự tăng áp suất làm tăng độ nhớt của hydrocacbon, đặc biệt khi chúng ở thể hơi. Người ta quan tâm đến độ nhớt của khí và sản phẩm của khí khi cần tính toán công suất bơm, máy nén, trở lực đường ống trên đường ống dẫn khí cũng như trong các thiết bị, khi tính độ hiệu dụng của tháp chưng cất... 1.4.5. Trạng thái tới hạn của khí. ● Nhiệt độ tới hạn TC: Một chất có thể biến từ trạng thái hơi sang trạng thái lỏng khi nhiệt độ giảm, áp suất tăng trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn một giá trị nào đó. Trên nhiệt độ đó không thể biến hơi thành lỏng ở bất kỳ áp suất nào. Nhiệt độ đó gọi là nhiệt độ tới hạn (tới hạn của cân bằng lỏng - hơi). Đối với các hydrocacbon từ C1 đến C5 có thể xác định nhiệt độ tới hạn TC (chính xác đến ± 10K) theo phương trình: (1.4) (n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon). Tương ứng với nhiệt độ tới hạn Tc ta có các khái niệm áp suất tới hạn Pc, thể tích tới hạn Vc. ● Áp suất tới hạn(Pc): Đối với các hydrocacbon từ C1 đến C20 (trừ C18) có thể xác định chính xác đến ± 0,05 Mpa theo phương trình sau: (1.5) (n: số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon). ● Thể tích tới hạn VC: Đối với các hydrocacbon từ C3 đến C16 có thể xác định thể tích tới hạn chính xác đến 4cm3/mol có thể áp dụng phương trình: (1.6) (n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon) 1.4.6. Nhiệt cháy. Nhiệt cháy của một chất là hiệu ứng nhiệt của phản ứng đốt cháy chất đó bằng ôxi tạo thành ôxit cao nhất và các chất tương ứng. Trong công nghiệp chế biến khí người ta dùng khái niệm nhiệt cháy trên và nhiệt cháy dưới. Nhiệt cháy trên là nhiệt cháy khi nước tạo thành ở thể lỏng bão hòa CO2 và các sản phẩm cháy. Như vậy, về mặt thực nghiệm phải xác định nhiệt cháy trên bằng cách đốt nhờ O2 bão hòa hơi nước. Nhiệt cháy dưới, còn gọi là cháy tinh, là nhiệt cháy khi nước tạo thành ở thể hơi. Nhiệt cháy dưới Qd bao giờ cũng nhỏ hơn nhiệt cháy trên Qt một đại lượng bằng nhiệt ngưng tụ hơi nước sinh ra. 1.4.7. Giới hạn cháy nổ. Giới hạn cháy nổ dưới (trên) của một chất khí là phần trăm thể tích lớn nhất (nhỏ nhất) của khí đó trong hỗn hợp với không khí hoặc với ôxy nguyên chất khi hỗn hợp có thể cháy nổ. Công thức tính giới hạn cháy nổ dưới cho hỗn hợp khí: Với y : là giới hạn cháy nổ của hỗn hợp khí xi : là nồng độ phần mol của cấu tử i trong hỗn hợp Ni : là giới hạn cháy nổ dưới của cấu tử i. Bảng 1.2: Một số tính chất hóa lý của hydrocacbon và N2, CO2, H2S Thành phần Nhiệt độ sôi Nhiệt độ tới hạn Áp suất tới hạn Thể tích riêng tới hạn Hệ số nén tới hạn 0C 0K 0C 0K MPa cm3/g CH4 - 161,4 111,6 - 82,6 90,5 4,6 6,19 0,28 C2H6 - 86,6 184,5 32,2 305,4 4,8 4,55 0,28 C3H8 - 42,6 213,0 96,6 369,8 4,2 4,55 0,28 i- C4H10 - 0,5 272,6 152,0 425,1 3,8 4,39 0,27 n-C4H10 - 11,7 261,4 134,9 408,1 3,6 4,52 0,28 i-C5H12 36,0 309,0 196,5 469,6 3,3 4,30 0,26 n-C5H12 27,8 301,0 187,2 460,3 3,3 4,27 0,27 C6H14 68,7 341,8 234,2 507,3 3,0 4,27 0,26 C7H16 98,4 371,5 267,0 540,1 2,7 4,25 0,26 C8H18 125,6 398,8 295,6 568,7 2,4 4,25 0,25 C9H20 150,7 423,9 321,4 594,5 2,2 4,20 0,25 C10H22 174,1 447,2 344,4 617,5 2,1 4,18 0,24 N2 - 195,7 77,3 - 149,8 126,2 3,4 3,21 0,29 CO2 - 78,4 194,6 31,05 304,2 7,3 3,17 1,27 H2S - 60,3 312,8 110,4 373,6 9,0 - 0,28 CHƯƠNG 2 TÌM HIỂU QUÁ TRÌNH LÀM NGỌT KHÍ BẰNG MEA Việc lựa chọn các phương pháp làm sạch khí cần phải chú ý đánh giá thành phần của nguyên liệu bao gồm cả những tạp chất mà trong mà trong khi thành phẩm yêu cầu loại bỏ. Một số tạp chất khi tác dụng với các dung môi khử acide có thể hình thành các hợp chất mới mà khi đun nóng trong giai đoạn tái sinh sẽ không bị phân hủy, các phẩn ứng này lại không thuận nghịch ở điều kiện quá trình. Điều này dẫn đến giảm nồng độ của dung môi và do đó khả năng khử dung môi của acide giảm dần. Qua kinh nghiệm thực tế cho thấy với những lượng nhỏ tập chất tưởng như không gây hại gì lại có thể ảnh hưởng rất lớn tới việc lựa chọn dung môi hoặc công nghệ làm sạch khí. Một điều quan trọng khi xét tới vấn đề này là là tỷ lệ H2S:CO2 trong khí nguyên liệu, do nồng đọ H2S trong các khí acide là yếu tố quyết định chọn công nghệ, phương pháp làm sạch khí, các phương pháp xử lý chất thải và làm sạch khí của công nghệ. Trong công nghiệp chủ yếu dùng phương pháp hấp thụ đề làm sạch khí ra khỏi H2S và CO2 .Hấp thụ là quá trình hút khí bằng chất lỏng ,khí được hút gọi là chất bị hấp thụ ,chất lỏng để hút gọi là cung môi (hay chất hấp thụ )khí không bị hấp thụ là khí trơ. Tùy thuộc vào hàm lượng các tạp chất acide mà người ta sử dụng các dung môi hấp thụ khác nhau. Các chất hấp thụ còn thỏa mãn các yêu cầu sau: Có tính chọn lọc .đây là tính chất quan trọng nhất(nghĩa là chỉ hòa tan một cấu tử còn các cấu tử khác không có khả năng hòa tan hoặc hòa tan rất ít Độ nhớt của chất hấp thụ nhỏ để giảm trở lực và tăng hệ số chuyển khồi Nhiệt dung riêng bé tiêu tốn năng lượng cho quá trình tái sinh nhỏ ,tiết kiệm năng lượng cho quá trình hoàn nguyên dung môi , Có nhiệt độ sôi khác xa nhiệt dộ sôi của cấu tử hòa tan nhờ vậy dễ dàng tái sinh dung môi bằng chưng cất Nhiệt độ đóng rắn thấp không bị đóng rắn tại nhiệt dộ làm việc tránh hiện tượng đóng rắn làm tắc thiết bị Không tạo thành kết tủa khi hấp thụ để tránh tắc thiết bị và thu hồi Ií bay hơi ,mất mát ít trong quá trình tuần hoàn hấp thụ ,tránh tổn thất Không độc không gây ô nhiễm môi trường , không ăn mòn thiết bị Có hai quá trình hấp thụ cơ bản là quá trình hấp thụ vật lý cơ bản là hấp thụ vật lý và hấp thụ hóa học. Trong các quá trình hấp thụ vật lý, người ta sử dụng các dung môi như propylen cacbonat,ete dimetyl plyetylen glycol, N-metylpyrolidon… Trong quá trình hấp thụ hóa học người ta sử dụng dung dịch nước của các alkanol amin. Khi áp suất riêng phần ủa khí acide thấp và trung bình khả năng hấp thụ của ankanolamin tăng theo tỷ lệ H2S và CO2. Trong phạm vi ứng dụng này chất hấp thụ hóa học có thể cạnh tranh với các dung môi vật lý. Các tính chất hóa lý cơ bản của các dung môi alkanolamin được trình bày dưới đây : Quá trình tương tác CO2 và H2S với monoetanolamin được mô tả bởi phản ứng : Với R_nhóm OHCH2CH2. Ở nhiệt độ thấp các phản ứng xảy ra từ trái sang phải ở nhiệt độ cao từ phải sang trái. Trong trương hợp đầu H2S và CO2 liên kết vói chất hấp thụ, trong trường hợp thứ 2 diến ra sự phục hồi chất hấp thụ và tách các khí axit được hấp thụ (H2S và CO2). Hiệu ứng tỏa nhiệt của phản ứng là: khi tương tác H2S và CO2 với dd MEA tương ứng là 1905 và 1917,6J/kg. Quá trình làm sạch bằng MEA(2,18,22,26,28,29): dung môi là các dung dịch nước monoetanolamin. Nồng độ MEA trong dung dịch không vượt quá 15-20% thể tích. Khi bão hòa các dung dịch có nồng độ cao hơn bằng các khí axit thì vận tốc ăn mòn kim loại tăng (dung dịch alkanolamin tinh khiết không có tích chất ăn mòn). Mối liên quan giữa nồng độ dung dịch và vận tốc ăn mòn như vậy làm hạn chế khả năng tăng hiệu quả của các quá trình hấp thụ bằng amin. Tuy nhiên trong những năm gần đây nhờ việc nghiên cứu chất ức chế ăn mòn đã xuất hiện khả năng tăng nồng độ chất hoạt động trong dung dịch đến 30% thể tích, nên quá trình làm sạch bằng MEA trở thành có lợi và tiến bộ hơn. Trong thiết kế hệ thống làm sạch bằng MEA thường nhận rằng nông độ khí axit trong dung dịch đi ra từ mâm đáy của tháp hấp thụ phải lớn hơn 65-70% nồng độ cân bằng (theo tỷ lệ với khí ban đầu). Khi đó mức độ bão hòa của dung dịch phải không lớn hơn 0,3-0,4 mol/mol MEA. Trong thời gian gần đây một vài nhà máy hóa chất khi làm sạch khí tổng hợp khỏi CO2 (dưới áp suất) mức độ bão hòa dung dịch đạt 0,6-0,7mol/molMEA. Điều này dẫn đến sự cần thiết sử dụng thép hợp kim để chế tạo thiết bị hoặc ứng dụng chất ức chế ăn mòn khi vận hành thiết bị. Quá trình làm sạch khí khỏi H2S và CO2 khi áp suất riêng phần của chúng không cao hơn 0,6-0,7Mpa. Ưu điểm của quá trình: làm sạch khí triệt để khỏi H2S và CO2 được bảo đảm trong khoảng áp suất riêng phần rộng, monoetanolamin có tính ổn định hóa học cao, dễ tái sinh, có khả năng phản ứng cao công nghệ và thiết bị đơn giản và độ bền cao khi vận hành đúng, dung dịch monoetanolamin tương đối khó hấp thụ hidrocacbon, nên có khả năng làm tăng hiệu quả sản xuất lưu huỳnh từ khí axit làm sạch bằng MEA. Nhược điểm của quá trình: mức độ bão hòa của dung dịch thấp, lưu lượng riêng chất hấp thụ và chi phí vận hành cao, một vài tạp chất (CO2, COS, CS2, HCN, SO2 và SO3) chứa trong khí nguyên liệu khi tương tác với dung môi tạo thành các hợp chất cao phân tử không tái sinh được hoặc khó tái sinh, làm mất hoạt tính chất hấp thụ, tăng tính tạo bọt và tính ăn mòn của dung môi, khi có COS và CS2 trong khí quá trình không được ứng dụng, mức thu hồi mercaptan và các hợp chất hữu cơ chứa lưu huỳnh thấp, tăng khuynh hướng tạo bọt khi có các hidrocacbon lỏng, sulfua sắt, thiosulfit và các sản phẩm phân hủy monoetanolamin, cũng như các tạp chất cơ học và một số dạng chất ức chế ăn mòn rơi vào hệ thống. Theo số liệu của Kempbeo vận tốc phân hủy MEA do tương tác không thuận nghịch của monoetanolamin với CO2, COS và CS2 có thể nhận 3,35 kg trên 1000 m3 CO2, 1kg trên 1m3 COS, 1kg trên 1m3CS2 (đối với DEA nó bẳng 3,68 kg trên 1000 m3 CO2; DEA thực tế không phản ứng với COS Và CS2 tạo thành các hợp chất không được phục hồi). Các hợp chất hữu cơ lưu huỳnh (mercaptan, disulfur, theofen ..) chứa trong khí thiên nhiên và dầu mỏ, không phản ứng với amin. Để loại ra khổi dung dịch các tạp chất cơ học và sản phẩm của phản ứng không thuận nghịch người ta sử dụng các phương pháp khác nhau, đặc biệt trong nhiều hệ thống công nghiệp với mục đích này một phần dung dịch được lọc và bay hơi trong bình đặc biệt. Nồng độ các sản phẩm này trong dung môi không được vượt quá 0,1 - 0,5%. Để loại trừ tạo bọt người ta cho thêm vào dung dịch monoetanolamin phụ gia chống tạo bọt (0,001-0,0015% ). Chất chống tạo bọt thường dùng là huyền phù nước silicon hoặc rượu có nhiệt độ sôi cao (oleil…). Sự thử nghiệm KE-10-12 trên một hệ thống công nghiệp cho thấy rằng sự ứng dụng chất chống tạo bọt cho phép giảm thất thoát dung môi, bảo đảm hệ thống hoạt động ổn định, cũng như tạo điều kiện tăng năng suất chất hấp thụ và chưng cất. Để hiểu thêm về quá trình chúng ta sẽ đi tìm hiểu sơ đồ công nghệ và thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình này. CHƯƠNG 3 THIẾT LẬP SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ, ĐO VÀ ĐIỀUKHIỂN QUÁ TRÌNH LÀM NGỌT KHÍ BẰNG MEA 1. SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ : Sơ đồ công nghệ cho quá trình làm sạch khí bằng MEA được minh họa trên hình 1: Hình 1:Sơ đồ công nghệ quá trình làm ngọt khí axit bằng (MEA) Tháp hấp thụ ( 1) có khoảng 20 đĩa ở phần chính. Phần trên của tháp hấp thụ có tiết diện bé hơn gồm khoảng 4 đĩa ngăn cách với phần chính ở dưới bằng 1 cái nón. Nước được tưới từ trên đỉnh tháp qua 4 đĩa đó để lôi cuốn các giọt amin có thể bị kéo theo từ phần dưới hấp thụ. Nước chua chảy trên nón và ra ngoài. Tháp stripping cũng gồm khoảng 20 đĩa được làm nóng bằng dòng hơi nước quá nhiệt. Bồn chứa tách khí (2) có tác dụng làm thoát khí hidrocacbon tan trong amin ở điều kiện áp suất cao trong (1) vì bồn chứa (2) hoạt động ở áp suất thường . Việc loại hidrocacbon ở (2) có tác dụng ngăn không cho hydrocacbon vào phân xưởng ở đó chúng có thể biến thành muội than trong quá trình oxy hóa H2S bằng không khí. Thiết bị trao đổi nhiệt giữa dòng amin giàu và amin sạch (3) thiết bị làm sạch (6) có tác dụng hạ nhiệt độ dòng amin sạch đến nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ trung bình của tháp hấp thụ dồng thời cấp nhiệt cho dòng amin giàu trước khi vào tháp stripping (4). Ankanolamin là những chất rất dễ tạo bọt nên dòng amin sạch ra khỏi đáy (4) được lọc một phần ở thiết bị (5) chứa than hoạt tính (5%). Các đĩa trong 1 được thiết kế sao cho tốc độ chảy của pha lỏng trong ống chảy chuyền nhỏ hơn 5cm/s. Trên thực tế ta cũng có thể dùng tháp đệm. Nhiệt độ ở tháp hấp thụ tăng từ trên xuống dưới vì sự tỏa nhiệt khá nhiều bởi quá trình hấp thụ hóa học. Nhiệt hấp thụ là 455kcal/kg H2S cho trường hợp MEA, nhiệt độ trong tháp hấp thụ thường là 40-500C. Tháp tái sinh được gia nhiệt bằng dòng hơi nước quá nóng ở nhiệt độ không quá 1800C. Dòng amin giàu vào đỉnh tháp tái sinh có nhiệt dộ thấp hơn nhiệt độ ở đáy tháp tái sinh khoảng 300C. Nhiệt độ ở đáy tháp khoảng 1200C. Lượng hơi nước cần dùng vào khoảng 120kg/m3 amin. Áp suất trong tháp hấp thụ khá lớn, luôn lớn hơn chục atm, còn áp suất tháp tái sinh cần phải nhỏ. Trong trường hợp không cần có dung môi amin rất sạch thì áp suất đó không nên quá bé để dòng amin sạch ra khỏi đáy tháp có thể tự chảy qua hệ thống thiết bị nhiệt và bồn chứa. 2. SƠ ĐỒ ĐO VÀ ĐIỀU KHIỂN Hình 2: Sơ đồ đo và điều khiển quá trình làm ngọt khí bằng MEA Mục đích điều khiển chính là điều chỉnh sao cho nồng độ H2S có trong khí ngọt đạt mức mong muốn và lượng H2S đi ra sao cho MEA tái sinh chứa H2S theo một tỉ lệ nhất định được đưa ra từ trước. Dòng khí chua đi vào, dòng khí ngọt đi ra từ đỉnh tháp 1 và dòng khí H2S đi ra từ đỉnh tháp 4 lần lượt có nhiệt độ và lưu lượng là : TGI, WGI ; TGU, WGU; T H2S, WH2S. Nồng độ H2S trong dòng khí ngọt là XGU, nồng độ H2S trong dòng khí H2S đi ra từ đỉnh tháp 4 là XH2S. XGU và XH2S có thể được điều chỉnh bằng cách điều chỉnh lưu lượng các dòng khí ra phụ thuộc theo áp suất đỉnh tháp và áp suất đặt trước. XGU ≥ PH2S/P Với PH2S là áp suất hơi bão hòa của H2S trên dung dịch amin sạch, P là áp suất tại đỉnh tháp. Trong quá trình làm ngọt ta cần phải gia nhiệt cho amin lỏng trong tháp 4 để thúc đẩy quá trình bay hơi của H2S. Làm lạnh và lọc dòng amin hồi lưu trở lại tháp 1 để dòng này trở thành dòng amin sạch tiếp tục cho quá trình. Dòng khí H2S bay hơi cũng phải được làm sạch và cho ngưng tụ các HC và tạp chất còn lẫn. Ngoài ra các cảm biển điều khiển sẽ điều khiển mức chất lỏng có trong 2 tháp 1 và 4 tránh tình trạng tháp quá cạn hoặc đầy tràn gây nguy hiểm cho người và thiết bị. Thiết bị trao đổi nhiệt 3 chỉ c