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 10
(продолжение)
Процесс Скот. Разработан в Нидерландах в 1977 г. Суть процесса заключается в каталитической гидрогенизации всех сернистых соединений в сероводород при температурах до 300 оС. Процесс ведут с использованием водорода или его смеси с оксидом углерода. В качестве катализатора применяют оксид алюминия, кобальт или молибден. После реактора газ охлаждается и подается на установку очистки от сероводорода. Для очистки газа от Н2S фирма-разработчик использует водный раствор диизопропаноламина (ДИПА), что объясняется его высокой селективностью в отношении сероводорода.
Принципиальная схема процесса Скот дана на рис.10
В подогревателе хвостовые газы нагревают до 300 оС. При отсутствии газа-восстановителя печь работает в режиме с целью образования газов-восстановителей (СО и Н2).
Отходящие газы и газы, образующиеся в горелке, поступают в смесительную камеру, а оттуда в реактор, где сернистый ангидрид, серооксид углерода, сероуглерод и пары серы восстанавливаются до сероводорода. Газы, выходящие из реактора восстановления, охлаждают в котле-утилизаторе и направляют в абсорбер
В абсорбере из газа извлекается большая часть сероводорода. Из верха абсорбера отходящий газ подается в термоокислительной реактор где Н2S превращается в деаоксид серы, затем газ выбрасывается в атмосферу. Выделенный в отпарной колонне из насыщенного абсорбента Н2S возвращается на установку Клауса для получения серы.
Вспенивание в отпарной колонне подавляется применением антипенной присадки «Дау КорпингКью».
Концентрация Н2S в выбросных газах составляет около 0,04% (об.)
Рис.10 Принципиальная технологическая схема установки очистки отходящих газов по процессу Скот: СМ - смеситель; Г -горелка; Р-1- реактор; К-1 - охладительная колонна; К-2 - абсорбер; Х-1. Х-2- холодильники; БР - блок регенерации; Н-1 - насос; I - хвостовые газы; II - топливный газ; III - воздух; IV- вода; V - водяной пар; VI - очищенный газ; VII - насыщенный раствор амина; VIII - кислый газ на установку Клауса; IX - регенерированный раствор амина
Процесс Французского института нефти. Для очистки хвостовых газов Французским институтом нефти (ФИН) разработан ряд процессов, протекающих в присутствии катализатора, растворенного в жидком поглотителе. Наибольшее применение из них нашел процесс ФИН-1, где взаимодействие сероводорода с диоксидом серы происходит в среде полиэтиленгликоля (ПЭГ). В качестве катализатора в процессе используются соли натрия и калия и бензойной кислоты. Полиэтиленгликоль растворяет сероводород и диоксид серы, но в отношении серы является нейтральным.
Каталитическое окисление сероводорода сернистым ангидридом в серу в жидкой фазе протекает по реакции:
2H2S + SO2 → 3S + 2Н2О + Q (18)
Процесс Юкап. Разработан компанией «Юнион Карбайд» (США). Процесс обеспечивает тонкую очистку газа от SO2 в широком диапазоне расходов и состава сырьевого газа. Для очистки газа используется триэтаноламинсульфит (ТЭАС), который имеет высокую избирательность по диоксиду серы в присутствии диоксида углерода.
Выделяющийся диоксид серы поступает в блок Клауса. После блока Клауса дымовые газы поступают в блок ЮКАП, где сначала в реакторе предварительной очистки охлаждаются до 40 оС. При этом значительная часть диоксида серы конденсируется и в виде разбавленной кислоты отводится в блок очистки.
В реакторе блока за счет кислорода воздуха происходит полное окисление всех углеводородов в диоксид углерода а всех соединений серы (сероводород, несконденсировавшаяся сера, серооксид углерода и т. д.) в диоксид серы. Температура в реакторе выбирается достаточно высокой, чтобы предотвратить избыточное окисление в диоксид серы, но в то же время, чтобы не образовались оксиды азота.
Газовая фаза с верха колонны К-1 поступает в абсорбер К-2, где подвергается очистке от SO2 80% (масс.) раствором ТЭАС в воде. Остаточное содержание SO2 в очищенном газе, отводимом с верха колонны К-2, составляет не более 250 мл/м3.
Насыщенный раствор через рекуперативный теплообменник Т-1 подается в вакуумную колонну К-3, которая работает под остаточным давлением 0,006—0,027 МПа.
Небольшая часть диоксида серы в блоке ЮКАП превращается в термостойкие соли — сульфаты, тиосульфаты и тионаты. Эти соли при десорбции не полностью выделяются из раствора. С целью предотвращения их накопления в растворе ТЭАС часть абсорбента подается на ионитовые фильтры (гидроксильные катиониты). Очищенный раствор ТЭАС возвращают в поток регенерированного абсорбента. После насыщения ионитные фильтры промывают водой и регенерируют гидроксидом натрия.
Переработка газов низкотемпературной конденсацией.
Общие вопросы низкотемпературной переработки газа.
В настоящее время наряду с увеличением добычи природного и нефтяного газов большое значение придается также комплексному использованию их ресурсов. Использование этана, пропана, бутанов и более тяжелых углеводородов (Сб+), а также водорода и гелия в других подотраслях народного хозяйства обеспечивают быструю окупаемость затрат на строительство установок комплексной подготовки нефти и газа и газоперерабатывающих заводов.
Выбор способа и технологии переработки сырья зависит от давления, температуры и состава газа, климатических и почвенных условий районов добычи и транспортирования нефти и газа, требований потребителей к их качеству и т. д.
До середины шестидесятых годов в основе технологических процессов извлечения целевых компонентов из газа лежали абсорбционные процессы при обычных и низких температурах. Эти процессы обеспечивали глубину извлечения пропана из газа до 90f/o. Повышение потребности в этане, связанное с ростом цен на нефтепродукты, обусловило его производство из природных и нефтяных газов и привело к разработке ряда новых низкотемпературных технологических схем для глубокого извлечения пропана и этана из газа.
Наиболее разнообразные технические решения при низкотемпературной переработке газов применены в газоперерабатывающей промышленности США.
Для достижения степени извлечения этана 60% и выше чаще всего применяют криогенные процессы с каскадным холодильным циклом и установки с турбодетан-дерными агрегатами. Число установок низкотемпературной конденсации с турбодетандерным агрегатом среди вновь проектируемых заводов преобладает над другими типами установок.
В зарубежной и отечественной литературе описаны преимущества тех или иных процессов низкотемпературной переработки газа. При выборе схем переработки в каждом конкретном случае должны быть выполнены подробные технико-экономические расчеты с учетом количества и состава газа, требований потребителей получаемой продукции, возможности работы длительный период на проектной мощности, наличия оборудования и т. д. Поэтому отдать предпочтение тому или другому процессу в общем виде довольно трудно.
Для обеспечения одинаковой степени извлечения пропана потребовалось снизить давление на турбодетандерной установке на 4,9 МПа при охлаждении газа до —77 оС. Охлаждение газа дополнительно на 19РС (с —77 до — 96 QC) связано со снижением его давления с 2,8 до 2 1МПа. Большие перепады давления обусловливают повышенный расход энергии на дожатие газа для подачи в магистральный газопровод. В абсорбционной установке в данном случае расходы топливного газа, водяного паpa и электроэнергии оказались выше.
В настоящее время прогресс в технологии переработки газа связан с разработкой и внедрением схем и оборудования для выделения из газа этана. Эти процессы являются энергоемкими и требуют больших капиталовложений. Их рентабельность зависит от таких факторов, как содержание этана в сырьевом газе, расстояние до потребителя этана, мощности установок и возможности их эксплуатации длительное время на проектной мощности и т. д.
Подготовка газа к низкотемпературной переработке
Как было указано, перед подачей газа на низкотемпературную переработку необходимо извлекать из него кислые компоненты и влагу. В настоящее время нет норм на содержание воды и кислых компонентов в газе, подаваемом на низкотемпературную переработку для извлечения из него этана и пропана.
Глубину очистки газа от кислых компонентов устанавливают, исходя из следующих соображений:
- сернистые соединения должны быть удалены из газа предварительно для предотвращения коррозии аппаратов и получения продукции требуемого качества; при этом отпадает необходимость изготовления аппаратов установки в антикоррозионном исполнении;
- при переработке сернистого сырья требуется очистка товарных продуктов, что обусловливает строительство нескольких установок для их очистки от сернистых соединений. Очистка товарных фракций значительно повысит энерго- и металлоемкость установки и эксплуатационные расходы;
- если перерабатываемый газ содержит диоксид углерода, то его следует извлекать, чтобы исключить образование пробок твердого СО2 при охлаждении газа.
При выборе способа осушки необходимо учесть, что при недостаточно глубоком извлечении влаги из газа образуются гидраты и ледяные пробки в отдельных узлах низкотемпературных установок, что вызывает их простои. Процесс осушки газа можно осуществлять как на отдельных установках (абсорбционных и адсорбционных), так и в цикле охлаждения газа. В последнем случае перед низкотемпературными теплообменниками в поток газа впрыскивают ингибитор гидратообразования (метанол, гликоли).
В ряде случаев применение абсорбционного способа осушки газа целесообразно в сочетании с адсорбционным. При этом на I ступени осуществляется осушка газа до точки росы (минус 30—35°С) с использованием ди- и триэтиленгликоля, а на II ступени газ осушается на абсорбционных установках до точки росы (минус 70°С и ниже).
Подробная характеристика абсорбентов и адсорбентов, применяемых в газовой промышленности для осушки газа, дана в специальных работах.
Сравнение капитальных и эксплуатационных затрат двух вариантов обеспечения безгидратной работы установки НТК — с подачей метанола и предварительной адсорбционной осушкой газа показывает, что:
- предупреждение гидратообразования на установке НТК с применением метанола для газа с низким содержанием воды (64 г/1000 м3) требует меньших капитальных и эксплуатационных затрат, чем при адсорбционном процессе осушки газа;
- при переработке газа с высоким содержанием воды (368 г/1000 м3) использование метанола дает экономию в капитальных затратах, эксплуатационные затраты для обеих систем примерно равнозначны.
Одним из важных вопросов проектирования установок НТК является определение равновесного влагосодержания газа. Для этой цели применяют графические и аналитические методы. В области низких температур предпочтительны аналитические методы, из которых наиболее точным является уравнение Р. Ф. Бюкачека.
в=А/10,2Р+В (19)
где b — влагосодержание газа; Р — давление газа, МПа; А — влагоемкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м3. Коэффициент в численно показывает разницу влагосодержаний реального и идеального газов.
Как видно из уравнения (19), между давлением газа него равновесной влагоемкостью имеется обратная зависимость. Следовательно, процессы дожатия газа при постоянной температуре будут сопровождаться конденсацией водяных паров, и: наоборот, снижение давления при постоянной температуре приведет к недонасыщению газа.
Установки низкотемпературной сепарации, работающие за счет изоэнтальпийного расширения газа
В начальный период эксплуатации газоконденсатных месторождений, давление сырья на входе в установки комплексной подготовки газа (УКПГ) как правило значительно больше, чем давление, при котором необходимо газ подавать в магистральный газопровод. Избыточное давление газа позволяет за счет расширения газа получить низкие температуры, т. е. охлаждать газ. Этот процесс можно осуществить изоэнтальпийно — с использованием дроссельных устройств и изоэнтропийно — с применением турбодетандеров.
В газовой промышленности установки обработки газа в условиях промысла, где для получения холода используется изоэнтальпийное расширение газа, принято называть установками низкотемпературной сепарации (УНТС).
Установки НТС включают в себя сепараторы, разделители и рекуперативные теплообменники. Газ со скважин поступает в сепаратор I ступени (рис. 11), где от него отделяются механические примеси и капельная жидкость. Последняя представляет собой смесь жидких углеводородов, воды и ингибитора гидратообразования. Отсепарированный газ поступает в рекуперативный теплообменник Т-1, где охлаждается газом, отводимым с верха сепаратора второй ступени С-2. Затем газ через дроссельное устройство поступает в сепаратор II ступени.
При наличии достаточно большого избыточного давления и поверхности рекуперативного теплообменника за счет эффекта дросселирования газа обеспечивается достаточно низкая температура во второй ступени сепарации.
При исчерпании необходимого для поддержания нормальной работы УНТС избыточного давления в ее схему включают блок охлаждения газа с искусственным хладоагентом. Испаритель этого блока устанавливается после рекуперативного теплообменника.
Рис.11. Принципиальная технологическая схема установки НТС: С-1, С-2 — сепараторы; Р-1, Р-2 — разделители; Т-1 — рекуперативный теплообменник; ДУ — дроссельное устройство; / — сырьевой газ; // — товарный газ; ///, V — смесь жидких углеводородов (нестабильный конденсат); IV — газ дегазации; И — регенерированный раствор ингибитора; НИ — насыщенный раствор ингибитора
На показатели установок НТС большое влияние оказывают температура, давление, состав сырьевого газа, эффективность оборудования, число ступеней сепарации и т. д. Ниже приводятся общие рекомендации по выбору параметров установок НТС.
Выбор давления. Значение давления на I ступени сепарации зависит от устьевых параметров газа, показателей промысловых газопроводов, состава сырья и т. д. Режим конечной ступени сепарации устанавливается с учетом давления максимальной конденсации целевых компонентов и давления на начальном участке магистрального газопровода. В период снижения пластового давления эффективность работы установки НТС обеспечивается за счет ввода дожимного компрессора и установки искусственного холода. Влияние давления на работу установки НТС подробно изложено в работах .
Выбор температуры. Значение температуры на установках НТС выбирают исходя из необходимости получения точки росы газа, обеспечивающей транспортирование газа в однофазном состоянии. Наряду с этим в ряде случаев выбор температуры обработки газа осуществляется также для увеличения степени конденсации пропана и бутанов.
Температура на I ступени сепарации зависит от устьевых параметров газа и перепада давления и температуры в промысловом газопроводе, соединяющем скважины с УКПГ. Температура во II ступени наряду с перепадом давления между ступенями сепарации зависит также от поверхности рекуперативного теплообменника Т-1 (см. рис. 11).
Основное количество тяжелых углеводородов переходит в жидкую фазу в I ступени сепарации. Снижение давления и температуры способствует переходу в жидкую фазу дополнительного количества тяжелых углеводородов. При этом сравнительно большими темпами увеличивается степень конденсации более легких углеводородов, на что указывает также снижение молекулярной массы жидкой фазы.
Увеличение выхода нестабильного конденсата во II ступени сепарации обусловливает в свою очередь повышение мощности установки стабилизации конденсата (УСК) и выхода метано-этановой фракции.
Учитывая изложенное, необходимо производить выбор режима работы установок НТС с учетом дополнительного выхода тяжелых углеводородов и увеличения капитальных вложений и эксплуатационных расходов в целом на весь комплекс.
Выбор числа ступеней сепарации. На практике при подготовке к транспортированию продукции газоконденсатных месторождений применяют двух- и трехступенчатые схемы НТС. Многоступенчатые схемы сепарации применяются также в схемах глубокого извлечения из газа этана, пропана и бутанов процессом низкотемпературной конденсации. При одинаковых параметрах последней ступени охлаждения чем меньше число ступеней сепарации, тем больше выход жидкой фазы на УНТС и ниже содержание углеводородов С5 и выше в товарном газе.