Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Лекция 12
Продолжение
Для глубокого извлечения этана турбодетандёры применяют в комбинации с пропановым или этановым холодильным циклами. Технологическая схема процесса низкотемпературной сепарации с использованием пропанового холодильного цикла и турбодетандера представлена на рис. 15.
Рис. 15. Технологическая схема извлечения пропана с комбинированным холодильным циклом: С-1, С-2 — сепараторы; К-1—деметанизатор; Т-1 — теплообменник; ТДА-J, ТДА-2 — турбодетандерные агрегаты; ДК-1 — компрессор турбодетандера ТДА-1: ДК-2 — дожимной компрессор ТДА-2; Н-1, Н-2, Н-3 — насосы; ПХЦ — пропановый холодильный цикл; УО — узел осушки; / — сырьевой газ; // — товарный газ; ///— деметанизированный продукт
Газ, поступающий на установку, последовательно проходит входной сепаратор, установку осушки и поступает в пропановый холодильный цикл. При' охлаждении газа часть углеводородов конденсируется. Образовавшаяся газожидкостная смесь поступает в сепаратор С-2. Газовая фаза с верха аппарата для дополнительного расширения направляется в турбодетандер. При этом температура газа снижается до —85°С, что способствует конденсации дополнительного количества этана и более тяжелых углеводородов. Смесь после турбодетандера поступает в верхнюю часть деметализатора, верхняя секция которой работает как сепаратор. Отделившаяся в нем жидкость используется для орошения колонны.
Метановая фракция — товарный газ с верха колонны проходит ПХЦ (для рекуперации тепла), затем поступает на прием дожимного компрессора, расположенного на одном валу с турбодетандером. Необходимая температура низа колонны поддерживается за счет циркуляции части кубового продукта через ПХЦ и теплообменник Т-1. Деметанизированный продукт — смесь этана и высших углеводородов с низа колонны отводится на фракционирование.
Сжатие газов низкого давления
Дожимные компрессоры (ДК) используются для повышения давления газов на входе на ГПЗ и выходе из него. Наряду с этим производится также дожатие промежуточных потоков (газов дегазации, деметанизации, деэтанизации и т. д.). Для этой цели могут быть использованы как ДК, так и эжекторы. Последние обычно применяются при больших избыточных давлениях основных сырьевых потоков и в тех случаях, когда газы по параметрам не отвечают требованиям соответствующих ступеней компрессора.
Для повышения давления газа в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА) применяются поршневые газомотокомпрессоры и центробежные нагнетатели с приводом от газовой турбины и электродвигателя.
Поршневые компрессоры отличаются высоким к. п. д. (до 90%), низкими эксплуатационными расходами и большим диапазоном значений расхода и плотности газа. Недостатками этих компрессоров считаются повышенная удельная металлоемкость и низкая механическая надежность.
Центробежные компрессоры отличаются большой надежностью и меньшими удельными металлозатратами. Основными недостатками этих машин являются их низкий к. п. д. и снижение эффективности работы при изменении плотности газа„ подаваемого в компрессоры.
Дожимная компрессорная станция включает машинный зал, блок охлаждения и сепарации газа, систему циркуляции воды, используемой для охлаждения газа и компрессора, и блок регенерации отработанных масел.
Число ступеней сжатия зависит как от характеристики ГПА, так и от конечного значения давления газа.
Принципиальная технологическая схема двухступенчатого сжатия газа дана на рис. 16. Сырьевой газ после прохождения входного сепаратора поступает в 1-ю ступень компрессора.
Рис. 16. Принципиальная схема компримирования газа:
ДК — дожимной компрессор; С-1, С-2 — сепараторы; Х-1, Х-2 — холодильники; / — газ низкого давления; //, V — газ после I и II ступеней дожатия соответственно; ///, IV — смесь жидких углеводородов
Назначение входного сепаратора - отделение от газа механических примесей и капельной жидкости. После I ступени дожатия газ при необходимости охлаждается, при этом часто происходит конденсация воды и тяжелых углеводородов. Газ после отделения от образовавшейся жидкой фазы поступает во II ступень дожатия. Затем газ охлаждается, сепарируется и подается по назначению.
Жидкая фаза, отводимая с низа сепараторов после разделения от воды, подается на установку фракционирования.
При дожатии газов, прошедших низкотемпературную переработку, между ступенями дожатия не происходит конденсация тяжелых углеводородов. В этом случае сепаратор С-2 служит как маслоуловитель.
На практике, как правило, бывают известны состав сырьевого газа, его давление и температура, а также требуемая степень сжатия, которая характеризует отношение давлений после и до компрессии. В этом случае расчет процесса сжатия включает в себя определение потребной мощности привода компрессора, числа ступеней дожатия, температуры потока после ступени дожатия, состава жидкой и газовой фаз, образовавшихся при дожатии газа, а также плотности и объема газа после дожатия. Подбираются необходимые холодильники, сепараторы и другое вспомогательное оборудование компрессорного цеха.
В технической документации дается значение политропического или адиабатического к. п. д. компрессоров.
Извлечение тяжелых углеводородов из газов с применением абсорбционных процессов
Абсорбционные процессы являются одним из основных при переработке природных и нефтяных газов.
В то время, когда основной задачей переработки газа было извлечение из него пропана и бутанов, абсорбция считалась ведущим процессом газопереработки. Лишь с возрастанием потребности в этане — пиролизном сырье — процесс низкотемпературной конденсации с различными холодильными циклами, в том числе на основе изоэнтропийного расширения с применением турбодетандерных агрегатов, потеснил абсорбционные процессы на второй план.
Тем не менее в ряде случаев абсорбционные процессы являются высокоэффективными при переработке природных и нефтяных газов; например, при наличии в сырье парафинистых углеводородов с высокими температурами застывания. Охлаждение такого газа до более низких температур может вызвать осложнения в работе газоперерабатывающих установок. В тоже время, подбирая соответствующие абсорбент и режим процесса, можно достичь глубокого извлечения целевых компонентов из газа при плюсовых температурах. Абсорбция эффективна при эксплуатации газоконденсатных месторождений сайклинг-процессом: в этом случае процесс можно вести под давлением 10—12 МПа, что позволит достичь экономию энергия на дожатие сухого газа при закачке его в пласт, а также для тонкой очистки газа (на Оренбургском ГПЗ процесс низкотемпературной абсорбции используется для тонкой очистки газа от тиолов).
Для повышения степени извлечения тяжелых углеводородов на практике применяют также процесс абсорбции в потоке, где абсорбером служит трубопровод, а абсорбентом — частично разгазированный нестабильный конденсат.
Основные требования к качеству абсорбентов и технологическим схемам абсорбционных установок
Требования к качеству абсорбента. Абсорбенты, предназначенные для извлечения из газа тяжелых углеводородов и разных примесей, должны отвечать следующим общим требованиям:
-л) температура помутнения и застывания должна быть на несколько градусов ниже самой низкой рабочей температуры в системе, при несоблюдении этого условия возможно застывание абсорбента при его охлаждении;
б) абсорбенты не должны содержать сернистые соединения, которые могут разлагаться в условиях высоких температур в отпарных колоннах и десорберах. При обычной температуре сернистые соединения не вызывают увеличения скорости коррозии оборудования. Однако в цикле десорбции, когда абсорбент нагревается до высоких температур, происходит выделение из него сернистых соединений, часть которых разлагается с образованием элементной серы. В результате скорость коррозии оборудования резко возрастает. Кроме того, сернистые соединения загрязняют товарную продукцию установок переработки газа;
в) наличие смолы и механических примесей, которые осаждаются на поверхностях оборудования, контактных устройств и коммуникаций снижает эффективность работы установок;
г) желательно, чтобы абсорбенты имели узкие интервалы кипения: не больше 100 °С, предпочтительнее 50 — 70 °С. Этот показатель обеспечивает стабильность состава и, следователь-до, постоянную поглотительную емкость абсорбента при длительном периоде эксплуатации;
д) содержание непредельных углеводородов должно быть минимальным, так как они полимеризуются при нагреве и воздействии кислорода воздуха;
е) отношение плотности к молекулярной массе является одним из основных показателей, определяющим массовый удельный расход циркулирующего абсорбента. Кроме того, чем больше плотность абсорбента, тем легче происходит его сепарация, т. е. выделение из газовой фазы, следовательно, меньше и унос в виде капель и тумана;
ж) должны иметь большую избирательность в отношении целевых компонентов, извлекаемых из газа.
з) потери абсорбента в паровой фазе прямо пропорциональны давлению насыщенных паров. Унос большего количества абсорбента с отработанным газом может привести к конденсации части абсорбента при транспортировании газа и снижать эффективность работы газотранспортных систем, поэтому значения давлений насыщенных паров должны быть небольшими; и) абсорбенты должны иметь относительно низкую вязкость при рабочих температурах и давлениях с тем; чтобы обеспечить хорошую перекачиваемость и эффективный массообмен в абсорбере;
к) должны быть устойчивыми против пено- и эмульсеобразования. Этот показатель наряду с другими также оказывает влияние на потери абсорбента и перепада давления в колонне. Кроме того, абсорбенты должны быть дешевыми и по возможности производиться из продукции разрабатываемого месторождения. Конденсаты большинства месторождений или их фракции в той или иной мере отвечают указанным требованиям и могут использоваться как абсорбент. При этом необходимо принять во внимание следующее. В начальный период эксплуатации месторождения выход фракции конденсата, соответствующей абсорбенту, как правило, значительно выше. С падением пластового давления месторождения ниже определенного значения уменьшается выход фракции конденсата, соответствующей абсорбенту. Так, при пластовом давлении 21 МПа конденсат Оренбургского ГКМ содержал 29% (масс.) фракции, которая использовалась как абсорбент на Оренбургском ГПЗ. При 12 МПа количество указанной фракции в составе конденсата снизилось до 13% (масс.). Для получения того же количества абсорбента при этом необходимо перерабатывать в 2 раза больше стабильного конденсата, что связано с большими энергетическими расходами, которые приводят к повышению себестоимости продукции.
Поддержание качества абсорбента. Практически на всех установках возможно загрязнение абсорбента механическими примесями, смолами, продуктами коррозии, продуктами разложения ингибиторов и т. д. Кроме того, при многократной циркуляции абсорбента происходит потеря его легких фракций и, следовательно, увеличение содержания тяжелых фракций в его составе, что приводит к снижению его поглотительной способности. Для поддержания этого показателя и других свойств абсорбента на проектном уровне необходимо предусмотреть соответствующие мероприятия.
Выбор режима работы абсорбционных установок
Механизм процесса абсорбции. Абсорбция — процесс поглощения газов жидкостью. Движущей силой процесса является разность парциальных давлений компонентов в газовой и жидкой фазах.
Абсорбированные на поверхности жидкости молекулы определяют значение поверхностного натяжения жидкости а. С ростом молекулярной массы углеводородов снижается значение их поверхностного натяжения. Следовательно, из смеси в первую очередь абсорбируются те компоненты, которые сильнее снижают поверхностное натяжение жидкости, т. е. компоненты с большой молекулярной массой.
Для эффективного протекания процесса абсорбции необходимы противоток газа и абсорбента и образование большой поверхности соприкосновения фаз.
При абсорбции абсорбент и газ нагреваются за счет выделившегося тепла, причем температура абсорбента выше температуры газа, поскольку тепло непосредственно сообщается абсорбенту, а газ нагревается только за счет теплообмена между ним и абсорбентом