Sample of Translation from English into Russian
Образец перевода с английского на русский
Home (English)	На главную страницу (русский)
Master Gas System For years Saudi Aramco faced rapid and chronic Claus catalyst deactivation induced by aromatics in feed acid gas at two of its largest gas plants. Until the late 1970s, solution gas produced with crude oil (“associated gas”) was flared. To make use of this resource, the Kingdom directed Saudi Aramco to gather and process this gas into fuel gas and NGL products. The capital-spending program to accomplish all this was called the Master Gas System. Selecting an amine to treat sour associated gas to a 1/4 grain H2S/100 std. cu ft pipeline specification was one of many design goals. It’s easy to forget sometimes how far the gas processing industry has come in the last 30 years in terms of understanding the capabilities and limitations of various amines. At that time, process simulators were in their infancy and the extensive database of thermodynamic and kinetic properties for many amines used today did not exist. The selection process that led to choosing Diglycolamine (DGA) is described by Huval and van de Venne (OGJ, Aug. 17, 1981, p. 93). Their article mentions a concern that DGA would be prone to coabsorption of heavy hydrocarbons, which could lead to poor sulfur product quality. It also describes how fuel-gas spargers were installed in the bottom of the rich-amine flash drum to mitigate this. Because of its other advantages, though, primarily the ability to treat sour gas at high temperatures, it was selected for the Master Gas System. Because DGA removes essentially all H2S and CO2 from treated gas, the H2S:CO2 ratio in acid gas is determined by the ratio of these components in the sour gas. At Saudi Aramco’s Shedgum and Uthmaniyah gas plants, this results in an acid-gas composition of 17-30% H2S. For these low levels of H2S, a reaction furnace bypass is necessary even after preheating the air and acid gas in fired preheat furnaces. About half the acid gas bypasses the furnace. Hydrocarbons co-absorbed by the DGA solution and transferred to the acid gas make their way via the bypass to Claus catalyst in the converters (Fig. 1). Seven 400-tonne/day SRUs were built as part of the Master Gas System at Shedgum and Uthmaniyah. From the time the gas plants were commissioned, Claus catalyst life was noticeably shorter than expected. In 1984, a new source of nonassociated gas from the Khuff reservoir was introduced to the plants. Immediately the sulfur trains began to experience much faster deactivation of the catalyst, especially in the first converters. Subsequent measurements on Khuff gas showed it had a significantly higher BTX content than associated gas. It was determined that 10-15% of the BTX in sour gas is transferred to acid gas by the treating units. Some of these aromatic compounds reach the converters through the reaction furnace bypass. There, they crack on active sites inside the Claus catalyst pores, leaving coke deposits that prevent further reaction at those sites. As more and more active sites are blocked, the catalyst progressively loses activity. Over the next several years, it was necessary to perform periodic catalyst regenerations to restore performance. This procedure involves operating the converter at elevated temperature with a slight excess of oxygen in process gas to burn off coke deposits. While this procedure is normally anathema for sulfur-plant operators, it was the only way to restore partial catalytic activity until the next planned shutdown to change catalyst. Even with this aggressive practice, it was still not possible to maintain 95% sulfur recovery over 2 years.	Централизованная система газопереработки На протяжении многих лет Saudi Aramco постоянно сталкивалась с быстрой дезактивацией катализаторов, используемых в процессе Клауса, под воздействием ароматических соединений, содержащихся в сырьевом газе, поступающем на два крупнейших газовых завода компании. До конца 70-х годов ХХ века газ, растворенный в добываемой нефти (так называемый «попутный газ»), сжигали. Для утилизации газовых ресурсов, правительство приказало компании Saudi Aramco собирать и перерабатывать попутный газ для получения топливного газа и ШФЛУ. Программа капиталовложений, направленная на достижение этой цели, получила название Master Gas System (централизованная система газопереработки). Одной из задач этапа проектирования был выбор амина для очистки серосодержащего попутного газа от сероводорода до концентрации 5,74 мг/м3 при стандартных условиях, предписанной ТУ на трубопроводный транспорт. Сейчас легко забыть, какой путь проделала газоперерабатывающая промышленность в понимании возможностей и ограничений, присущих различным аминам. В те времена моделирование технологических процессов делало свои первые шаги, и тогда еще не существовало используемых в настоящее время обширных баз данных по термодинамическим и кинетическим свойствам многих аминов. Процесс выбора, используя который специалисты остановились на дигликольамине, описан Хувалом и ван де Венне (OGJ, 17 августа 1981 г., стр. 93). В статье выражена обеспокоенность тем, что при использовании дигликольамина возможна соабсорбция тяжелых углеводородов, что может привести к низкому качеству серосодержащей продукции. Кроме того, в ней описана установка барботеров топливного газа под газоотделителями насыщенных аминов для предотвращения этого явления. Тем не менее для Master Gas System был выбран именно дигликольамин благодаря его преимуществам, главным образом возможности очистки серосодержащего газа при высоких температурах. Поскольку дигликольамин удаляет из очищаемого газа практически весь сероводород и диоксид углерода, соотношение H2S:CO2 в получаемом кислом газе определяется соотношением этих компонентов в исходном серосодержащем газе. В результате на газовых заводах в Шедгуме (Shedgum) и Утманьяхе (Uthmaniyah) компании Saudi Aramco содержание сероводорода в кислом газе составляет 17– 30%. При столь низких содержаниях сероводорода необходим обвод реакционной печи даже при предварительном нагреве воздуха и кислого газа в огневых печах предварительного нагрева. Приблизительно половина кислого газа идет по обводной линии, минуя реакционную печь. Углеводороды, которые из-за соабсорбции попали в раствор дигликольамина и затем – в кислый газ, через обводную линию попадают на катализаторы процесса Клауса в конвертерах (рис. 1). Семь установок для производства серы производительностью 400 тонн/день были построены в Шедгуме и Утманьяхе в рамках Master Gas System. Начиная со времени ввода в эксплуатацию, срок службы катализаторов процесса Клауса был заметно короче, чем предполагалось. В 1984 г. на заводы стал поступать свободный газ из Хуффского (Khuff) продуктивного пласта. Сразу после этого дезактивация катализатора на технологической линии для рекуперации серы стала происходить гораздо быстрее, особенно в первых конвертерах. Последующие измерения показали, что содержание БТК (бензол, толуол, ксилол) в хуффском газе было гораздо выше, чем в попутном. Было установлено, что 10-15% БТК, содержащихся в исходном серосодержащем газе, переходят в кислый газ в очистных установках. Некоторые из этих ароматических соединений попадают в конвертеры через обводную линию реакционной печи. Там происходит крекинг этих соединений на активных центрах в порах катализатора процесса Клауса, при этом образуется нагар, препятствующий дальнейшему протеканию реакций на этих центрах. По мере того как все больше и больше центров оказываются заблокированы, активность катализатора снижается. Поэтому на протяжении следующих нескольких лет приходилось периодически выполнять регенерацию катализатора для восстановления технологических характеристик. С этой целью конвертер работал при повышенной температуре и легком избытке кислорода в технологическом газе для сжигания нагара. Хотя обычно специалисты, эксплуатирующие установки для регенерации серы, крайне негативно относятся к таким процедурам, это был единственный способ частичного восстановления активности катализаторов до следующей плановой остановки оборудования для замены катализатора. Даже при таком жестком воздействии не удавалось поддерживать извлечение серы на уровне 95% в течение двух лет.
FCC chemical reactions Process selection study Evolving environmental awareness and regulations mandated that a solution be developed that would allow the SRUs to operate as designed. More stringent emissions limits were on the horizon and before process retrofits could be considered, catalyst deactivation had to be definitively addressed. In 2000, Saudi Aramco’s engineering staff undertook a comprehensive process selection study to establish unequivocally the direction to be taken to resolve the BTX issue. After years of discussing the matter with engineering companies, technology providers, and consultants, our belief was that there was no one better suited to evaluate the merits of competing alternatives. In addition, by doing all cost estimating under the umbrella of a single study, we could be certain that all economic inputs were on a common basis. Several alternative processes and solutions had been proposed over time to address the problem. Our process selection study evaluated the following possibilities: Oxygen enrichment. Fuel-gas cofiring. Changing the upstream sour-gas treating amine. Refrigerating the feed. BTX adsorption from acid gas using molecular sieve. Acid-gas enrichment. Fuel-gas stripping. BTX adsorption from acid gas using regenerable activated-carbon beds. In the end each of these was rejected as being either technically infeasible or more costly than the carbon-bed process. Following are the reasons for each being discarded: Oxygen enrichment does not provide a hot enough flame temperature. For the very lean feed in the design basis, even at 100% O2 enrichment with all acid gas going to the reaction furnace, the calculated flame temperature is barely enough to maintain a stable flame, let alone destroy BTX. Fuel gas cofiring would require so much fuel gas that it would have doubled the SRU pressure drop. Refrigerating the feed to condense out heavy hydrocarbons would be prohibitively costly in a location where all heat rejection is ultimately to the atmosphere with a 120° F. design ambient temperature. Use of molecular sieve was actually considered after the fact; that is, after the carbon-bed process was chosen. Carbon is a better adsorbent in that it has a higher capacity for BTX than sieve and perhaps more importantly it can be regenerated with low-pressure steam, whereas sieve requires a fired heater to raise the temperature of the regeneration medium. Fuel-gas stripping the rich amine and acid-gas enrichment were evaluated in detail. For the stripping process, it was proposed to route the fuel gas to the site’s utility boilers. This set an upper bound on the stripping fuel gas-to-amine circulation rate ratio. For these conditions, the amount of xylene that could be removed was much less than could be achieved with either carbon adsorption or acid-gas enrichment. It had been established that xylene is by far the most destructive of the aromatics in our acid gas.1 As a result, fuel gas stripping was pursued no further. It was found that removal of BTX from acid gas by regenerable activated carbon was, by a very wide margin, far less costly than the only technically viable alternative process, acid-gas enrichment. The results of our study were presented in 20022. In the course of the study we dispelled two misconceptions that were generally held within the gas processing community and by ourselves up until then. The first has to do with the idea that DGA would co-absorb significantly more heavy hydrocarbons than other commonly used amines because of the di-glycol component of the molecule. While this may be directionally true, the importance of the effect has been overstated. In reality water in a DGA solution is responsible for picking up a large proportion of the aromatics from sour gas. This seems counter intuitive at first until one realizes that on a molar basis, water makes up about 85% of the circulating solvent. Since solubility is a molecular phenomenon, it stands to reason that pickup of BTX in the absorbers would depend on the ratio of moles of water to amine in contact with the gas being treated. Of course, pressure plays an important role as well. When Khuff gas treating at high pressure began in the early 1990s at Shedgum, the SRU receiving acid gas generated from high-pressure treating suffered even more rapid catalyst deactivation. Because Henry’s law applies, treating at high pressure transfers more BTX than at low pressure. This is not to suggest that there are not other factors involved. For example, we have observed that increasing acid-gas loading decreases BTX pickup. The point remains, however, that the concern regarding DGA relative to other amines misses the essential fact that water, because its molar concentration, contributes significantly to the pickups of aromatics and heavy hydrocarbons in any amine treating process. The second is related to the attempt to mitigate the concern regarding DGA solution coabsorption of BTX by installing fuel-gas spargers in the rich-amine flash drum (OGJ, Aug. 17, 1981, p. 93). The concept was that this would perform a physical striping of heavier hydrocarbons from the rich solution. We reported in 2002 that even using a very high fuel-gas striping rate (relative to amine circulation) and a multistage tower would not be sufficient to cut net aromatics transfer by the order of magnitude necessary to eliminate BTX induced deactivation.2 Hoping to achieve this in the single stage provided by the rich amine flash drum, although directionally valid, was unrealistic. Thus in 2001 Saudi Aramco undertook to construct seven BTX-removal units upstream of the SRUs with reaction furnace bypasses at Shedgum and Uthmaniyah. There were some further internal reviews and admittedly tough discussions as we proceeded. After all, nowhere else in the world had the process ever been implemented on the massive scale being contemplated. Nonetheless over the next 5 years, the project evolved through initial scoping, preliminary and detailed design, procurement, construction, and commissioning, culminating in startup during first-quarter 2006. As the project scope was being defined, the design basis was modified somewhat from what was presented in 2002. The changes reflected the latest projections for capacity needs and BTX content of the acid gas. The carbon units were designed for the following feed basis: acid-gas flow 65 MMscfd, feed pressure 13 psig, feed temperature 100° F., and total BTX content slightly more than 500 ppm (vol). Oil & Gas Journal. Volume 105. Issue 41. Nov 05, 2007.	Исследование для выбора технологического решения Растущее осознание необходимости охраны окружающей среды и принятие новых правил в этой сфере обусловили поиск решения, которое обеспечило бы функционирование установки для производства серы в соответствии с проектными показателями. Кроме того, ожидалось, что в ближайшее время будут снижены уровни предельно допустимых выбросов, поэтому, прежде чем рассматривать вопросы модернизации технологического оборудования, необходимо было решить проблему дезактивации катализаторов. В 2000 г. инженерно-технический персонал Saudi Aramco начал выполнение исследования, целью которого было определиться с тем, в каком направлении необходимо двигаться для решения проблемы БТК. По нашему мнению, после того как мы потратили несколько лет на обсуждение вопроса с разработчиками, поставщиками технологических решений и консультантами, вряд ли кто-либо еще мог лучше нас оценить достоинства и недостатки различных альтернатив. Кроме того, поскольку все сметы составлялись в рамках одного исследования, мы могли быть уверены, что все экономические показатели были определены на основе одних и тех же исходных данных. За истекший период для решения проблемы было предложено несколько альтернативных технологических решений. В нашем исследовании были рассмотрены следующие варианты: Обогащение кислородом. Совместное сжигание топливного газа. Использование другого амина для предшествующей очистки серосодержащего газа. Охлаждение газа, поступающего в установку. Адсорбционное удаление БТК из кислого газа посредством молекулярного сита. Обогащение кислого газа. Очистка топливным газом. Адсорбция БТК из кислого газа слоями регенерируемого активированного угля. В конечном все остальные варианты были отвергнуты либо вследствие нетехнологичности, либо по причине более высокой стоимости по сравнению с использованием угольного слоя. Ниже приведены причины, по которым был отвергнут каждый вариант. Обогащение кислородом не обеспечивает достаточно высокую температуру пламени. В соответствии с исходными данными для проектирования газ должен быть очень «сухой», поэтому даже при обогащении кислородом на 100% и пропускании всего кислого газа через реакционную печь, расчетная температура пламени была бы едва достаточной для стабильного горения, не говоря уже о разрушении БТК. Совместное сжигание топливного газа потребовало бы таких количеств топливного газа, что падение давления на установке для производства серы увеличится в два раза. Охлаждение газа перед установкой для конденсации тяжелых углеводородов в условиях, когда тепло в конечном итоге будет отводиться в атмосферу с расчетной температурой +50°С, стоило бы слишком дорого. Использование молекулярного сита рассматривалось уже после того, как был сделан выбор в пользу угольного слоя. Уголь лучше как адсорбент, поскольку он обладает большей, чем сито, адсорбирующей способностью по отношению к БТК, и, что, пожалуй, более важно, его можно регенерировать паром низкого давления, тогда как в случае с ситом для повышения температуры регенерационной среды необходим огневой нагреватель. Была выполнена детальная оценка обогащения кислого газа, а также очистки газа с высоким содержанием аминов с помощью топливного газа. В случае с очисткой было предложено направлять топливный газ на заводские котельные установки электрогенераторов. Это налагает определенные ограничения на максимальное отношение скорости циркуляции топливного газа, используемого для очистки, к скорости циркуляции аминов. В таких условиях количество ксилола, которое могло бы быть извлечено с помощью данного метода, было бы гораздо меньше, чем при использовании адсорбции углем или обогащении кислого газа. При этом было установлено, что из всех ароматических соединений, содержащихся в нашем кислом газе, наибольший вред приносил именно ксилол.1 Поэтому дальнейшее рассмотрение очистки топливным газом не проводилось. Было обнаружено, что удаление БТК из топливного газа регенерируемым активированным углем обходится гораздо дешевле единственного решения, оправданного с технической точки зрения, – обогащения кислого газа. Результаты нашего исследования были представлены общественности в 2002 г.2 В ходе исследования мы смогли развеять два заблуждения, которые были широко распространены в газоперерабатывающей отрасли и от которых до того страдали и мы сами. Первое заключалось в том, что при использовании дигликольамина соабсорбция тяжелых углеводородов будет гораздо больше, чем при использовании других часто применяемых аминов, из-за наличия дигликольного компонента в молекуле этого вещества. Хотя в этом есть смысл, важность данного эффекта была преувеличена. На самом деле значительную долю ароматических соединений из серосодержащего газа поглощает вода, содержащаяся в растворе дигликольамина. Это кажется противоречащим здравому смыслу, если не принимать во внимание тот факт, что циркулирующий растворитель на 85% состоит из воды. Поскольку растворение – это молекулярный процесс, вполне логично, что поглощение БТК в абсорберах зависит от соотношения количеств вещества воды и аминов, контактирующих с очищаемым газом. Конечно, давление также играет важную роль. Когда в начале 90-х годов ХХ века была начата очистка хуффского газа под высоким давлением на предприятии в Шедгуме, дезактивация катализатора в установках для производства серы, на которые поступал газ после очистки под высоким давлением, стала происходить еще быстрее. Согласно закону Генри в случае очистки при более высоком давлении в жидкую фазу переходит больше БТК, чем при низком. Это не означает отсутствия других факторов. Так, мы заметили, что повышение кислотности кислого газа снижает поглощение БТК. Тем не менее это не отменяет того факта, что при сравнении дигликольамина с другими аминами не следует упускать из виду того, что при любой очистке с помощью аминов значительное влияние на поглощение ароматических соединений и тяжелых углеводородов оказывает вода в связи с ее высокой молярной концентрацией. Вторым заблуждением было предположение о том, что соабсорбцию БТК раствором дигликольамина можно уменьшить путем установки барботеров топливного газа в газоотделителях насыщенных аминов (OGJ, 17 августа 1981 г., стр. 93). Предполагалось, что это приведет к физическому удалению тяжелых углеводородов из насыщенного раствора. В 2002 г. мы сообщали о том, что даже при использовании многоступенчатой колонны и очень высокой скорости прокачки топливного газа (по сравнению со скоростью циркуляции аминов) не удалось бы уменьшить поглощение ароматических соединений на порядок величины, что было необходимо для прекращения дезактивации катализатора, вызванной БТК.2 Предположение, что этого можно будет добиться в одной ступени, которую представлял собой газоотделитель насыщенных аминов, правильное по сути, было нереальным на практике. Поэтому в 2001 г. в Saudi Aramco было принято решение соорудить семь установок для удаления БКТ перед установками производства серы с обводом реакционной печи, имеющимися в Шедгуме и Утманьяхе. Далее этот вопрос рассматривался еще несколько раз внутри компании, и следует признать, что это сопровождалось весьма горячими дискуссиями. Ведь данный процесс в таких масштабах не использовался больше нигде в мире. Как бы то ни было, за пять последующих лет проект прошел через этапы первоначального определения объема работ, эскизного и рабочего проектирования, закупок, строительства и пусконаладочных работ, и наконец в первом квартале 2006 г. установки были введены в эксплуатацию. При определении объема работ по проекту в исходные данные для проектирования были внесены некоторые изменения по сравнению с 2002 г., отражавшие последние прогнозы по требуемой производительности и содержанию БТК в кислом газе. Установки для очистки активированным углем были рассчитаны на следующие параметры по входу: расход кислого газа 1,8 млн м3 в день (при ст.у.) (65 миллионов стандартных кубических футов в день), избыточное давление на входе в установку 90 кПа, температура на входе 38°С, суммарная концентрация БТК – чуть более 5?10-4 (об.). Oil & Gas Journal. Том 105. Выпуск 41. 5 ноября 2007 г.
Home (English)	На главную страницу (русский)