Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 [ 27 ] 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66

Абсорбционные методы удаления влаги и конденсата из газа основаны на явлении абсорбции, т.е. поглощения влаги и конденсата жидкими веществами, называемыми абсорбентами. В качестве абсорбентов широко используют водные растворы гликолей: диэтиленгликоль (ДЭГ), тризтиленгликоль (ТЭГ). Применение гликолей в качестве абсорбентов объясняется тем, что они удовлетворяют требованиям, предъявляемым к абсорбентам: высокая BsanMopacTBopnfSiocTb с водой, простота регенерации, т.е. восстановления насыщенного влагой ДЭГ или ТЭГ, малая вязкость и низкая коррозионная активность, неспособность к образованию пены. Этим требованиям лучше всего удовлетввряет ДЭГ. Для извлечения тяжелых углеводородов конденсата в качестве абсорбента применяют углеводородные жидкости. Для проведения абсорбции применяют специальные абсорбционные колонны. В корпусе колонны - абсорбера по высоте снизу вверх последовательно расположены три секции: сепарационная, поглотительная (абсорбционная) и отбойная. Абсорбент (водный раствор ДЭГ) поступает в верхнюю часть колонны и движется сверху вниз. Газ проходит по колонне-абсорберу в противоположном направлении, т.е. снизу вверх, и контактирует с абсорбентом. В поглотительной секции абсорбера и происходит основной процесс поглощения влаги абсорбентом. Осушенный газ выходит из верхней части абсорбера, а насыщенный влагой раствор ДЭГ - из нижней части абсорбера. Регенерация насыщенного водой абсорбента осуществляется путем его нагрева в печах и испарения воды.

Адсорбционный метод осушки газа связан с применением метода адсорбции, т.е. поглощения влаги твердыми веществами - адсорбентами. В качестве адсорбентов используют твердые пористые вещества, имеющие развитую удельную поверхность: активированные угли, си-ликогели, цеолиты естественные и искусственные. Насыщенные водой и конденсатом вещества-адсорбенты могут быть регенерированы за счет удаления поглощенной влаги и повторно использованы. Этот процесс называют десорбцией. Адсорбционную осушку газа осуществляют на адсорбционной установке, в состав которой входят две или более колонн - адсорберов. Когда один из аппаратов работает в режиме адсорбции, то другой - в режиме регенерации - десорбции. При режиме адсорбции сырой газ проходит в аппарате через слой адсорбента, где очищается от влаги и конденсата. В таком режиме аппарат работает обычйо 8 ч (реже 16 или 24 ч). За это время слой адсорбента насыщается влагой и конденсатом. После этого аппарат переключается на работу в режиме регенерации. При регенерации адсорбента часть сырого газа нагревают в нагревателях до температуры 200-300° С и затем подают в колонну. Нагретый газ, проходя через слой насыщенного влагой и конденсатом адсорбента, поглощает влагу и конденсат и выводит их за пределы колонны. Затем циклы адсорбции и десорбции

периодически повторяют. Адсорбционные методы осушки газа по сравнению с абсорбционными позволяют провести более глубокую очистку газа от влаги со снижением точки росы до -50° С и ниже. Поэтому адсорбционные процессы осушки газа находят применение на северных газовых месторождениях.

Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные газопроводы определяется отраслевым стандартом Мингазпрома ОСТ 51.40-83 "Газы горючие, подаваемые в магистральные газопроводы", где установлена точка росы по влажности в разных климатических зонах. Точка росы - температура, до которой должен охладиться газ, чтобы достигнуть состояния насыщения водяным паром. При достижении точки росы в газе начинается конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов. Поэтому для умеренной зоны нашей страны в период с 1 мая по 30 сентября точка росы газа по влаге не должна превышать 0° С, а с 1 октября по 30 апреля - (-5) ° С. В холодной зоне нашей страны точка росы газа по влаге соответственно не должна превышать -10 и -20° С.

На месторождениях с повышенным содержанием сероводорода газ перед подачей в магистральный газопровод должен быть очищен от сероводорода. Это прежде всего имеет отношение к таким газоконден-сатным месторождениям, как Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское. По ОСТ 51.40-83 минимальное содержание сероводорода в газе, подаваемом в магистральный газопровод, не должно превышать 0,02 г на 1 м газа. С другой стороны, сероводород - ценное сырье для получения высококачественной элементарной серы и серной кислоты. Поэтому отделенный от газа сероводород используют для получения серы и серной кислоты. Для удаления из газа сероводорода наиболее часто применяют абсорбционные методы, которые можно разделить на следующие три группы:

абсорбция сероводорода за счет его физического растворения в абсорбенте, в качестве которого применяют ацетон, трибутилфосфат;

абсорбция сероводорода как за счет физического растворения, так и за счет одновременно протекающих химических реакций взаимодействия вещества-абсорбента с сероводородом; в этом случае в качестве абсорбентов применяют смесь растворителя - сульфинола и химического поглотителя - диизопропаноламина и воды;

абсорбция сероводорода и углекислого газа при их химическом взаимодействии с химически активной частью абсорбента; в качестве абсорбентов при этом применяют моноэтаноламин (МЭА), диэтано-ламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА).

Наибольшее применение в практике очистки газа от сероводорода и угл-кислого газа нашел абсорбционный метод с применением в качестве абсорбентов водных растворов МЭА или ДЭА. Абсорбцию газа

для очистки его от сероводорода и углекислого газа проводят в абсорберах, где газ движется снизу вверх и взаимодействует со встречным потоком водного раствора МЭА или ДЭА.

ОСНОВЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

В промышленности используют, как правило, не саму нефть в том виде, в каком ее добывают из скважин на нефтяных промыслах, а продукты ее переработки - различные нефтепродукты, получаемые из нефти. Переработка нефти - сложный процесс, в котором выделяют обычно две основные стадии - первичную обработку и вторичную.

Первичная переработка нефти производится с целью разделения ее на отдельные группы углеводородов или фракции, соответствующие по своему составу определенным видам нефтепродуктов. Такое разделение нефти на фракции основано на различии температур испарения различных углеводородов или групп углеводородов и осуществляется путем перегонки (испарения) из смеси компонента с более низкой температурой кипения. Полученные пары после их сбора и охлаждения конденсируются, образуя так называемый дистиллят.

С целью более полного разделения нефти на фракции с довольно узкими пределами температур кипения осуществляют ее многократное испарение и конденсацию. Такое разделение нефти на несколько фракций путем многократного испарения и конденсации называется ректификацией и осуществляется в специальных ректификационных колоннах, являющихся основной частью установок по первичной переработке нефти (рис. 17). Нефть поступает в трубчатую печь 1, где нагревается до температуры 350-360° С. При этом значительная часть углеводородов испаряется и эти пары вместе с жидким тяжелым остатком поступают в ректификационную колонну 2. Температура в нижней части колонны поддерживается на уровне 350° С, а выше она постепенно уменьшается до 100-180° С. Жидкая часть нефти с температурой кипения выше 350° С составляет фракцию мазута и она остается в нижней части колонны. Пары нефти поднимаются вверх по колонне и по мере понижения температуры конденсируются соответствующие углеводороды. Технологический процесс рассчитан таким образом, что в самой верхней части колонны конденсируется бензиновая фракция, ниже - керосиновая и еще ниже - фракция дизельного топлива. Фракции, соответствующие бензину, керосину и дизельному топливу, отбираются из колонны. Для улучшения процесса ректификации внутри колонны располагаются тарелки, на которых и происходит процесс ректификации. Часть отобранного бензина после холодильника 3 поступает в верхнюю часть колонны в виде орошения. Тарелки устроены так (рис. 18), что на каждой из них происходит контакт жидкости,