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 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 [ 101 ] 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284

Процесс идет также хорошо независимо от давления. При высоком давлении могут однако возникнуть проблемы с образованием гидратов, если температура газа становится слишком низкой (холодный климат).

Содержание H2S сырого газа ограничивается приблизительно 1,5% (объемн.) и может быть снижено до значения ниже, чем сиР-иг. Меркаптаны извлекаются селективно, COS и CS2 частично.

СОг остается в газе.

2.4.5.7.2. Активированный уголь

Активированный уголь используют (например ACF2 в С.Е.С.А.), насыщенным оксидом железа РогОз. Реакции такие же, как и для оксида железа. Газ, подлежащий обработке, должен иметь относительную влажность от 50 до 90%. Количество кислорода, который вводится одновременно с газом, должно быть заключено между 1,3 - 2 раза по стехиометрии. Рабочая температура меняется от 20 до 60°С. НгЗ улавливается в виде элементарной серы в порах активированного угля.

Концентрация НгЗ очищенного газа может достигнуть 0,1 мг • м-(н) при адсорбционной вместимости угля по сере 40 весовых %.

Регенерация:

Можно десорбировать находящуюся в порах серу при высокой температуре (350°С). Используют пар или горячий газ. Регенерируют на месте при со-дерхшнии НгЗ в сыром газе от 60 до 10ОО мг • м (н). Начальная адсорбционная вместимость угля с 40% снижается после регенерации приблизительно до 25%. При содержании НгЗ меньше 60 мг • м-з( н) использованный уголь выбрасывается или регенерируется в другом месте.

2.4.5.7.3. Молекулярные сита

Молекулярные сита (кристаллические алюмосиликаты) имеют при низкой температуре большое сходство для таких полярных молекул, как НгЗ, НгО и меркаптаны, и меньше для СОг-

Вода всегда абсорбируется в первую очередь. В случае извлечения кислых компонентов из влажного газа необхот1мо снизить влагосодержание газа ниже 0,3 г • м-, чтобы не увеличивать количество молекулярных сит.

Различные типы сит используются в зависимости от примесей, которые необходимо извлечь, и их концентраций.

Обычно извлечение сернистых компонентов осуществляется из газа, неочищенного от СОг. Извлечение СОг возможно из обессеренного газа, чтобы снизить его содержание с максимального значения в 1,5 объемных % до очень низких значений. НгЗ извлекается до содержания меньше, чем 1 <мР • м-з.

Принципиальная упрощенная схема представлена на рисунке с. 329. Может быть использовано несколько адсорберов, от двух до четырех и более. Каждый проходит полный цикл: абсорбция (20 -40°С), регенерация (нагревание, затем десорбция при 300 - 350°С) и охлаждение. Последовательность работы может быть полностью автоматизирована.

Газ регенерации, от 5 до 15% сырого газа, должен быть сожжен на факеле или вновь направлен на установку для извлечения НгЗ. Примеси, такие как тяжелые углеводороды, олефины, ароматические углеводороды, коодсорбируются и снижают эффективность извлечения НгЗ.

IV--ек1.1

*<Ht*-Qh*4i } А

I I

Обессеривание газа: способ осушки - адсорбцией активированным углем. I-Газ на обработку. II - Конденсат. Ill - Топливный газ. IV - Пополнение обработанной воды. V - Нагретый газ. VI - Газ очищенный. I - Подача воздуха в зону горения. 2 -Редуктор. 3 - Буферная емкость. 4 - Паровой котел. 5 - Циркуляционный насос. 6 - Воздушный компрессор. 7 - Фильтр. 8 -Сепаратор. 9-Подогреватель газа. 10-Байпасс. 11 - Расширительный сосуд. 12-Адсорбер с активированным углем. 13-Фильтр. 14-Байпасе фильтра.

Молекулярные сита имеют высокую стоимость и их необходимо сменять через каждые три-пять лет. Их использование возможно для извлечения H2S из газов, которые содержат 1% или меньше H2S, при небольших расходах сырого газа.

Давление не оказывает заметного влияния на абсорбционную способность сит по H2S. Она составляет несколько весовых процентов в зависимости от парциального давления H2S.

Отмечают образование COS, если сырой газ содержит СОг. Это образование может быть более или менее значительное в зависимости от типа сит.

Молекулярные сита. I - Сырой газ. II - Газ регетрации. Ill - Очищенный газ. IV -Газ регенерации. 1 - Печь для подогрева газа регенерации.

2.4.5.8. Список литературы

- A.L. Kohl et F.C. Riesenfeld. - Gas Purification. Gulf Publishing Cy. 4» ed. (1985).

- R.N. Maddox. - Gas arid Liqued Sweetening. Campbell Petroleum Series, 3* ed., Tulsa, Oklahoma, Etats-Unis (1982).

- J.A. lgas. - Selection of Gas Sweetening Processes. Comprimo Meeting. Amsterdam (november 1985).

- C. Blanc et J. Elgue. - M.D.E.A. Process selects H2S. Hydrocarbon Processing, 60,8, 111-116 Texas, Etats-Unis, (aout 1981).

- P. Grancher. - Developpements recents dans la technologie de purification des gaz. Editeur Elf Aquitaine, Pau(1983).

- H. Dumay. Traitement des gaz au moyen de pro-duits adsort)ants. Congres du gaz, A.T.G. (1974 at 1976).

- G. Jaubertou, J. Elgue. - Desulfuration selective du gaz soutire dun stockage souterrain. Congres du gaz, A.T.G. (1981).

- G.P.S.A. (Gas Processors Suppliers Association) "Engineering data Book*, Etats-Unis (1980).

2.4.6. ТОЧКА РОСЫ ПО ВОДЕ

2.4.6.1. Поведение системы вода-углеводороды

2.4.6.1.1. Влагосодержание природного газа

Поведение воды в системе углеводородов мало зависит от ее природы. Растворимость воды в углеводородах слабая и для расчета содержания паров воды в природном газе можно практически полагать, что она нулевая. Соответственно, при не-

больших давлениях для определения парциального давления воды в паровой фазе можно применять закон Рауля. Оказывается, что это методика не дает хороших результатов, так как на самом деле природные газы есть смесь углеводородов, поведение которых в паровой фазе при увеличении давления не соотввтствует идеальному. Могут быть использованы различные формы расчета влагосодержания: представление в виде графиков, формулы или таблицы.

Цифры в квадратных скобках соответствуют номерам ссылок в списке литературы, который следует ниже.

2.4.6.1.1.1. Номограмма Мак Кита

Она позволяет рассчитывать влагосодержание газа в зависимости от давления и температуры.

2.4.6.1.1.2. Таблицы Бюкачека [1]

Были предложены различные аналитические формы. Влагосодержание (НгО), выраженное в мг • м-з (н) при 0°С и 1013 мбар, определяется по формуле:

(НгО)=+В

где А и В - коэффициенты, которые зависят только от температуры; Р - абсолютное давление в бар.

- между-40°С и +40°С

А = 4 926,5573exp(0,0737433f- 0,00030673912/ В = 44,8739exp(0,053570327f- 0,00019866041 f)

- между 40°С и 90°С

А - 6 156,9611exp(0,620686f- 0,00013096345 В = 40,5058exp(0,055042799f- 0,00016553793

- между 90°С и 130°С

А = 6 156,9611 exp(0,620686f- 0,00013096345/)

В = 70,0737вхр(0,0326378940

Необходимо отметить, что эти зависимости, применимые для метана или природных газов, свободных от примесей и инертных газов, становятся неприменимыми, если газ содержит значительные количества сероводорода (HjS), углвкислого газа (СОг), азота (Мг) или тяжелых составляющих (С4, Cs и т.д.). Поправка также необходима, если газ находится в равновесии с минерализованным раствором.

Существует несколько методов, позволяющих оценить содержание паров воды в кислом газе в зависимости от его состава. Максимальное значение достигается комбинированием содержаний, определеннх независимо для части углеводородов по данным Мак Кита, для СОг гю графику Вайя и для НгЗ согласно данным Селека, Гармикаэля и Сейджа [3]

W = Y„cW„c + YcoWco. + Y„.sW„,s

W - содержание влаги, У - молярная доля.

Если молярная доля сероводорода меньше 20%, то рекомендуется пользоваться методикой Шгкрма и Кэмпбела, используя соотношение

100000 70000 50000

30000

20 000

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ. мг м"

Граничная зона образования гидратов

для газа, насыщвнного парами воды

-50 -40 -30 -20 -10 О 10 20 30 40 50 60 70 80

ТЕМПЕРАТУРА, "С

Точка росы природного газа.