На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


дипломная работа Исследование влияния технологических параметров на процессы низкотемпературной сепарации

Информация:

Тип работы: дипломная работа. Добавлен: 08.07.2012. Сдан: 2010. Страниц: 16. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования
«Томский политехнический университет» 

Факультет –  Химико – технологический
Направлениехимическая технология и биотехнология
Кафедра – химической технологии топлива 
 
 

Исследование  влияния технологических  параметров на процессы низкотемпературной сепарации. 

Выпускная квалификационная работа

на  соискание квалификации бакалавр 
 
 
 
 

Студент гр. 5А61                              _________   _________        Глухих Е.В. 

Руководитель:
 доцент                                                _________   __________      Ушева Н.В. 
 

Допустить к  защите:
Заведующий кафедрой
Д-р техн. наук, проф.                        _________   __________      Кравцов А. В. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                         Томск – 2010 г. 

Федеральное агентство по образованию
ГОУ ВПО  «Томский политехнический университет» 

Кафедра химической технологии топлива 

                                                             УТВЕРЖДАЮ
                                                        Зав. кафедрой __________А.В. Кравцов
                                    « » _____________ 200 __   г.
                                    (Подпись, дата) 

ЗАДАНИЕ
на выполнение выпускной квалификационной работы
Студенту группы 5А61 Глухих Евгении Васильевне           
    Тема выпускной квалификационной работы
 Исследование влияния технологических параметров на процессы низкотемпературной сепарации           
утверждена приказом ректора (распоряжением декана) от ___________№  ____________
2. Срок сдачи  студентом готовой работы  10 июня 2010 г.     
3. Исходные  данные к работе составы сырьевых потоков. Технологические параметры. Технологическая схема. Математические модели.           
4. Содержание  расчетно-пояснительной записки  (перечень вопросов, подлежащих разработке)
Введение;
1. Литературный обзор: Фазовые равновесия в системе углеводороды-метанол-вода. Физико-химические и технологические основы процессов сепарации при промысловой подготовки газа и газового конденсата. Показатели качества газового конденсата и методы их определения.
2. Постановка задачи исследования.
3.Эксперементальная часть:
3.1. Ознакомление с  методикой расчета  процессов многоступенчатой  сепарации;
3.2. Выбор и обоснование  диапазона варьирования  параметров;
3.3. Анализ влияния  технологических  параметров и состава сырья на выход и качество подготовки товарного газа.
3.4. Заключение: Обсуждение  результатов. Выводы.  
5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

Методика  расчета – 1 лист          
Результаты  расчета – 2 лист                                                                                 
6. Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы
                  18 января 2010 г.         

              Руководитель 
                                      Ушева Н.В., доцент 
                       (подпись, дата) 

      Задание принял к исполнению (студент)
                                     Глухих  Е.В.  
                                                                                                (подпись, дата)

Оглавление

Задание для  ВКР………………………………………………………….…….2
    Технико-экономическое обоснование ……………………….……...… 4
    Основные теоретические положения ……………………………...…....5
      Методы расчета констант фазового равновесия …………….…5
      2.1.1. Расчет фазового равновесия по методу В.И. Шилова ………..5
      2.1.2. Расчет констант фазового равновесия по уравнению состояния Пенга- Робинсона…………………………………………………………6
      2.1.3. Расчёт констант фазового равновесия по уравнению Тека-Стила………………………………………………………………………7
    2.2.переработка газового конденсата…………………………………..7
    3. Литературный обзор………………………………………………………9
         3.1. Совершенствование технологии и оборудования подготовки газа………………………………………………………………………….…….9
         3.2. Перспективные технологии глубокой промысловой переработки природного газа…………………………………………………………………14
        3.3. Повышение эффективности переработки газового сырья……….20
        3.4. Сверхзвуковая сепарация в технологии переработки газового углеводородного сырья…………………………………………………………24
  4. Экспериментальная часть………………………………………………….32
        4.1. Описание технологического процесса  и схемы установки УКПГ..32
       4.2. Моделирование процессов промысловой  подготовки газа ……...37
       4.3. Результаты проведения расчетов……………………………………38
5. Приложении 1………………………………………………………………..43  
 
 

1.Технико-экономическое  обоснование

Вариант реализации газового конденсата для  переработки на одном из НПЗ возможен, однако оплата конденсата будет строиться  по принципу: цена нефти + небольшая  премия. Такой принцип оплаты строится из того, что мощности НПЗ рассчитаны, прежде всего, на прием нефти, а не конденсата. Нефтепереработчики не рискуют  модернизировать свои мощности под  конденсат, поскольку риск постоянной загрузки будет по-прежнему достаточно высок. Как следствие, переработка  газового конденсата на мощностях НПЗ  даст выход продукции не намного выше, чем при загрузке НПЗ нефтью.
Специализированных  перерабатывающих производств, рассчитанных на загрузку газовым конденсатом буквально единицы. Существует также вариант реализации газового конденсата по системе Транснефти, как обычной нефти. В этом случае цена конденсата будет оцениваться, как цена нефти. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. Основные теоретические положения

2.1.Методы расчёта констант фазового равновесия.
2.1.1. Расчёт констант фазового равновесия по методике В.И. Шилова.
,            (4)
,     (5)
А = -6.18 • 10 -5 • р3 + 1.86 • 10 -3 • р2 - 4.80 • 10-2 • р + 1.0049,        (6)
 В = 1.79•10-4 р3 -5.15 10 -3 р2 +12.59 102 р-1.0127,   (7)
где р - заданное абсолютное давление системы (давление разгазирования), МПа; bi, Tbi - независимые от условий разгазирования величины, характеризующие природу i-ro компонента, и откорректированные с учётом особенностей системы нефть-газ; t - температура системы, °С; Ki - константа фазового равновесия i-го компонента[5,6].
Значения  величины bi, Tbi приведены в табл. Для условного компонента С6+ эти значения получены по результатам экспериментального исследования пластовых смесей Западной Сибири. В зависимости от расчётной молекулярной массы условного компонента С6+, Значения bi, Tbi рассчитываются по формулам, полученным путём математической обработки графических зависимостей:
Tb6+=67.58*(lgM6+)2.46           (8)
     (9)
где M6+ - расчётная молярная масса условного компонента С6+, в исходной нефтегазовой системе ,кг/моль.
Для индивидуальных углеводородов (за исключением метана, этана и пропана) значения bi, Tbi определяются по формулам:
- для  нормальных парафиновых углеводородо:
lgbi = 1.9399 + 0.8448 • lg Mi                (10)
lgTbi = 1.8298 + 2.4593 • lg lg Mi               (11)
- для  изомеров:
lgbi = 1.8434+ 0.6869lg Mi           (12)
lgTbi = 1.7582 +2.6813 lglg Mi     (13) 

2.1.2. Расчёт констант фазового равновесия но уравнению состояния Пенга - Робинсона.
Алгоритм  расчёта:
1. Задают  исходную информацию: критическую  температуру TC, давление Рс и ацентрический фактор w для каждого компонента рассматриваемой системы; состав смеси в молярных долях; рабочее давление Р, температуру Т.
2. Для  каждого компонента смеси определяют  значения параметров уравнения  состояния zc*, ?C, ? на основе табличных данных [7,8].
3. Рассчитывают  значения коэффициентов уравнения  состояния а, b, с, d для каждого компонента смеси по выражениям:
а = аC*?(Tr ?)                                      (14)
где         (15)
      b=?*R*TC/pC
     c=?*R*TC/pC
     d=?*R*TC/pC
В уравнении (14) вместо коэффициента m используют параметр ?.
4. Рассчитывают  начальные приближения коэффициентов  распределения компонентов смеси  по формуле (15) с использованием  выражения (16).
     (16)
где Кi - коэффициент распределения компонента;
Таблица 1 - Значения коэффициентов парного взаимодействия ci,j
Компоненты N2 СО2 CH4 C2H6 C3H8 n-C4H10 n-C5H12 n-С6H14 n-C7H16 n-C8H18
N2 0 0 0,025 0,01 0,09 0,095 0,1 0,11 0,115 0,12
C02   0 0,105 0,13 0,125 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115
CH4     0 0,005 0,01 0,025 0,03 0,03 0,035 0,04
C2H6       0 0,005 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02
с3н8         0 0 0,02 0,005 0,005 0,005
n-C4           0 0,005 0,005 0,005 0,005
n-C5             0 0 0 0
n-C6               0 0 0
n-C7                 0 0
n-C8                   0
 
2.1.3. Расчёт констант фазового равновесия по уравнению Тека-Стила.
Уравнение имеет следующий вид:
,  
(17)
где R= 1.987 - универсальная газовая постоянная кал/(моль*К); Tr=T/Tc, Tbr=Tb/Tc - приведенные температуры, где Тс, Ть- критическая температура и нормальная температура кипения компонента, К; ?с - находится по формуле [] из условия, что PVPr =1/Рс и Тr= Тbr.
      (18)
h определяется уравнением:
    ,          (19)
где ?Н?b - теплота парообразования при нормальной температуре кипения, кал/моль. ?Н?b определялось по уравнению Джиакалоне [7]:
      (20)
где принимается равным 1. 

2.2.Переработка  газового конденсата.
Простейшая общая  схема переработки газового конденсата выглядит следующим образом: 


Рисунок 1 – Простейшая общая схема переработки газового конденсата. 

Сепарация газоконденсатной смеси на газ сепарации и нестабильный конденсат осуществляется непосредственно на промысле (также может осуществляться деэтанизация, т.е. выделение этана из конденсата), после чего нестабильный конденсат можно транспортировать по конденсатопроводу на завод, где осуществится стабилизация конденсата и выделение продуктов первичной переработки - различные марки бензина и дизельного топлива, ШФЛУ, сжиженные газы, мазут, газ стабилизации.
Промысловая сепарация конденсата может осуществляться различными способами, например - низкотемпературной сепарацией (НТС). Высокое начальное  давление природного газа используется в этом случае для получения холода и выделения вследствие этого  водяного и углеводородного конденсата из газа. Холод при высоких давлениях  газа получают на специальных установках, называемых установками низкотемпературной сепарации. В установках НТС отрицательные  температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления. Помимо выделения  газового конденсата с помощью НТС  также можно использовать винтовые и турбинные детандеры, адсорбционные  установки, а также холодильные  машины.

3.Литературный  обзор.

 
3.1. Совершенствование технологии и оборудования подготовки газа. При добыче и подготовке газа к транспорту в местах с параметрами возможного гидратообразования (давление, температура, состав газа) предусматривают подачу метанола повышенной концентрации. Метанол может подаваться как в скважину, коллектор, шлейфы, т. е. до установок подготовки газа, так и перед теплообменниками или в теплообменники охлаждения газа, перед расширяющими устройствами. Вместе с газом на установки его подготовки поступает и углеводородный конденсат, который смешивается с водным раствором метанола, образуя эмульсии, которые необходимо разделять. Обычно эти эмульсии разделяют в гравитационных разделителях или в разделителях с применением тонкослойных модулей, в которых движущей силой является разность плотностей разделяемых жидкостей. При разнице плотностей менее 150 кг/м гравитационный метод разделения становится неэффективным. При наличии углеводородного газового конденсата повышенной плотности и значительного количества насыщенного водного раствора метанола повышенной концентрации плотности разделяемых жидкостей выравниваются и практически не разделяются гравитационным отстаиванием. Процесс разделения эмульсии (углеводородный конденсат - водные растворы метанола) усугубляется при наличии: механических примесей, продуктов коррозии, нерастворимых и растворимых солей. Указанные условия и примеси способствуют образованию стойких эмульсий. Эти явления наблюдаются при разделении углеводородного газового конденсата и водного раствора метанола на установках комплексной подготовки газа Заполярного месторождения (УКПГ-1), 000 «Ноябрь-скгаздобыча» и ПХГ.
Проведенные исследования различных эмульсий (жидкие углеводороды - водные растворы гликолей; жидкие углеводороды - водные растворы спиртов) в присутствии газовой фазы - диоксида углерода, примесей - продуктов коррозии углеродистых сталей показали, что указанные смеси при определенных условиях образуют стойкие эмульсии, которые не разделяются гравитационным способом по истечении 2 ч и более, а то и суток.
Стойкость эмульсии зависит от следующих условий:
    соотношения разделяемых жидких фаз (с выравниванием объемов фаз стойкость эмульсии повышается);
    вязкости разделяемых жидких фаз или их температуры (с повышением вязкости сплошной жидкой фазы или понижением температуры стойкость эмульсии повышается);количества растворенного в эмульсии газа (с возрастанием количества растворенного в эмульсии газа стойкость ее увеличивается);
    количества механических примесей и их дисперсности (с увеличением количества механических примесей и дисперсности, т. е. с уменьшением размера частиц, стойкость эмульсии повышается);
    состава механических примесей, их способности к адгезии к разделяемым жидким фазам.
Структура и матрица разделяемых стойких эмульсий (рис. 1) наглядно демонстрируют некоторые варианты состояния дисперсных фаз - это обычно газовый пузырек, вокруг которого расположены оболочки из разделяемых жидкостей, на которых за счет сил адгезии располагаются мелкодисперсные частицы механических примесей.
Известны  способы разделения стойких эмульсий с помощью подогрева, в поле центробежных сил, с применением деэмульгаторов, коагуляторов, с помощью электрических полей, которые направлены на решение частных задач, например на снижение вязкости основного слоя смеси или на увеличение движущей силы, т.е. разности плотностей, на увеличение диаметра капель и т. д. Известен также микроволновый способ разрушения нефтяных эмульсий, продемонстрированный на НПЗ Exxonmobil, г. Тор-ране, шт. Калифорния. В данном способе эмульсии разрушаются микроволнами с помощью преобразователя с компьютерным управлением, при этом вырабатывается радиочастотная энергия, которая вводится в промежуточный слой, рециркулируемый через волновод. Способ основан на том, что микроволны, поглощаемые водой, возбуждают молекулы воды, усиливают их вращение и нагревают воду, заключенную в эмульсионной матрице. Предлагается комплексный способ разделения стойких эмульсий с применением термогенераторов, основанный на следующих принципах:
    уменьшении вязкости разделяемых сред;
    механическом разрушении матриц эмульсии с выделением из них газовой фазы;
    предварительном разделении жидких фаз в центробежном поле;
    тонкой фильтрации жидкости от механических примесей;
    увеличении разности плотностей разделяемых сред путем отпарки одной из легких фаз водного раствора;
    использовании энергии давления жидкости для ее нагрева.
Для эффективного разделения стойких эмульсий не решить комплекс вопросов:
    увеличить разность плотностей разделяемых сред;
    уменьшить вязкость по крайней мере основной фазы, в которой находится дисперсная фаза;
    дегазировать путем нагрева смеси газ из матриц эмульсии;
    разрушить стойкую оболочку из механических примесей в углеводородах (разрушить силы адгезии);
    разделить гравитационным способом оставшиеся углеводороды и водный раствор (воду);
    утилизировать газ дегазации и пары легких углеводородов;
    утилизировать энергию давления смеси;
    отделить механические (твердые) примеси от жидких фаз.
Для решения  этой задачи ДОАО «ЦКБН» и 000 «Ямбург-газдобыча» предложена многофункциональная технология и оборудование нагрева, разрушения, разделения стойкой эмульсии с одновременной ее фильтрацией от примесей. Эта технология разделения основана на гидродинамическом нагреве смеси жидкости, предварительном разделении жидкостей, в том числе в центробежном поле, разрушении стойкой эмульсии ударным методом с одновременной ее фильтрацией (рис. 2).
Процесс осуществляется следующим образом. Сырой газ из скважин по шлейфам в присутствии жидких углеводородов, водометанольного раствора, солей и примесей подают на первичную сепарацию в сепаратор 1. Отсепарированную жидкость после дросселирования подают в дегазатор 2, из которого газ выветривания отводят на собственные нужды, а жидкую эмульсию (углеводородный конденсат и водный раствор метанола) подают в фазный разделитель 3. В разделителе смесь нагревают через стенку или прямым смешением до температуры испарения метанола теплоносителем, рециркулирующим по линиям 4 и 5 через теплогенератор 6 и (или) по линиям 7, 8, при этом наиболее эффективным является метод нагрева эмульсии с использованием тепла, снимаемого теплоносителем с верха регенератора метанола 10. При нагреве отпаривают метанол и производят процесс разрушения стойкой эмульсии, при этом выделяют из глобул смеси жидкости газ, отделяют механические примеси и увеличивают движущую силу разделения углеводородного конденсата и водного раствора метанола, так как плотность последнего с увеличением количества отпариваемого метанола увеличивается и фактически происходит разделение фаз: углеводородный конденсат - вода, углеводородный конденсат - механические примеси. Разделенный конденсат отводится в качестве продукта, вода с примесями метанола подается в качестве сырья в регенератор метанола 10, механические примеси выводятся из разделителя 3. На схеме (см. рис. 2) также показаны линия метанола 9, линия углеводородного абсорбента 11 и блок осушки газа/2.
В качестве основного технологического аппарата по представленной схеме предлагается использовать теплогенератор, совмещенный с фазным разделителем. Теплогенератор прошел стендовые испытания для нагрева сред: воды, водных растворов гликолей. Схема испытательного стенда включает насос, соединенный с теплогенератором, снабженным разгонным и тормозным центробежным устройством, фильтр тонкой очистки (? 1 мкм), разделительную емкость.
При рециркуляции смеси за счет периодического разгона и торможения жидкости происходит ее нагрев с уменьшением вязкости и выделением газовой фазы, которая собирается по оси закрученного потока. При вращении жидкости происходит одновременно разделение эмульсии в центробежном поле на углеводородную и водную фазы. После разгона жидкости при ударном торможении происходит разрушение матриц (глобул) стойкой эмульсии с выделением растворимого газа.
С испарением при нагреве легких фракций (метанола) разность плотностей между жидкими углеводородами и водным раствором увеличивается  (Ар > 150 кг/мЗ ) , что позволяет разделить их обычным гравитационным способом. На стенде был осуществлен вариант фильтрации части жидкости через металлокерамический самоочищающийся фильтр для отделения и отвода механических примесей. 

   
 
 
 
 
 
 

Рис. 1. Структура и  матрица разделяемых стойких  эмульсий:
1 - легкая жидкая фаза; 2 -промежуточная фаза; 3 - тяжелая жидкая фаза;
4 - углеводородная оболочка; 5 - газовая фаза; 6 - водная оболочка;
7 - механические примеси. 


Рис. 2. Технологическая  схема подготовки углеводородного  газа. 

3.2. Перспективные технологии глубокой промысловой переработки природного газа.
Глубокая промысловая переработка природного газа связана решением многообразных проблем стабилизации, сероочистки и осушки газа перед подачей в магистральный трубопровод. Далеко не последнюю роль при этом играют вопросы экологически безопасной утилизации сернистых соединений. Это целый комплекс технических вопросов, которые могут быть решены только применительно к конкретному составу сырья. В связно этим в 000 «Оренбурггазпром» были предприняты попытки исследовать возможность комплексной обработки газа с утилизацией серосодержащих соединений непосредственно на промысловых установках с использованием абсорбционных и каталитических методов.
Особенностью  технологии промысловой очистки и переработки смешанного сырья малых газоконденсатных и нефтяных месторождений является необходимость одновременного и высокоэкономичного решения целого ряда технологических задач:
    разработки условий эффективной низкотемпературной сепарации газа;
    обеспечения глубокой сероочистки и эффективной осушки газового сырья;
    утилизации серосодержащих соединений и регенерации поглотителей;
    стабилизации конденсата и нефти.
При всем многообразии существующих подходов определяющими факторами являются глубина залегания продуктивных пластов, давление на устье скважины, а также концентрация сероводорода и меркаптанов в сырьевом потоке. Последний параметр позволяет классифицировать большинство потенциальных сырьевых источников как высоко - и среднесернистые.
Изучение  свойств комбинированных абсорбентов, выбор состава абсорбента и исследования влияния термодинамических параметров на степень извлечения кислых компонентов проводились на лабораторной, а затем пилотной установках [1]. Целью такого рода исследований было создание эффективной и компактной технологии глубокой очистки газа.
Результаты  экспериментальных исследований далее были взяты за основу для расчета абсорбера производительностью 500 т/ч для решения проблем как глубокой сероочистки, так и обезвоживания и демеркаптанизации с использованием маловодного комплексного абсорбента типа Укарсол, включающего в себя третичный амин МДЭА, метиловые эфиры ПЭГ и массовую долю воды с блока регенерации 5-8 %. Использование МДЭА в составе такого рода композиций связано с низкой вязкостью третичного амина и необходимостью глубокой хемосорбции сероводорода. Это тем более актуально для получения кислого газа заданного состава, если речь идет о переработке сырого газа с повышенным содержанием диоксида углерода. Напротив, метиловые эфиры ПЭГ находят весьма широкое применение в качестве физического поглотителя меркаптанов.
Комплексный абсорбент, эффективность которого подробно оценена ниже.
представлен двумя граничными составами (массовая доля, %):
1)  37% МДЭА + 57 % ДМПЭГ + 6 % Н2О;
2)  64 % МДЭА + 28 % ДМПЭГ + 8 % Н2О.
Оба варианта были использованы для глубокой очистки сырья, имеющего состав (объемная доля, %), вполне традиционный для газа нефтяных оторочек и малых газоконденсатных месторождений: СОз - 0,229; H2S - 0,841; С1 - 91,902; С2 - 2,213; С3 ~ 0,598; С4 - 0,068; N2 -3,871; i-С4 - 0,136; i-C5 - 0,048; С5- 0,048; С6 - 0,028; С7 - 0,007; C8 - 0,001; COS -0,0005; i-C2H5SH - 0,002; i-C3H7SH - 0,003; i-C4H9SH - 0,0002; CH3SH - 0,004.
Также оценивались различия в переработке сырья на абсорбентах (1,2) как для низконапорного (р = 3 МПа), так и для высоконапорного (р = 6 МПа) газа.
Глубина очистки исходного газа от сероводорода при кратности орошения примерно 0,1 моль/моль (табл. 1) находится в пределах 75-95 %. Из полученных данных следует, что хемосорбция сероводорода третичным амином в высоковязких средах находится в диффузионной области и незначительно зависит от доли МДЭА в абсорбенте. Поэтому глубина очистки значительно увеличивается (на 20-30 %) благодаря повышению уровня физической растворимости при переходе с низконапорного газа на высоконапорный.
Повышение эффективности массообмена может быть также достигнуто увеличением количества подаваемого абсорбента. Именно это подтвердила оптимизация модели абсорбера на очистку сырого газа от сероводорода до уровня европейских стандартов (менее 7 мг/мЗ ) , которая требует организации в аппарате кратности орошения более 0,5 моль/моль.
Глубина очистки исходного газа от меркаптанов при кратности орошения около 0,1 моль/моль составила в большинстве случаев (табл. 2) более 90 %, что свидетельствует о хорошей растворимости тиолов в метиловых эфирах МЭГ. При этом по содержанию меркаптанов удалось выйти на уровень европейских стандартов (менее 16 мг/м3) как для высоко-, так и для низконапорного газа.
Глубина очистки исходного газа от диоксида углерода при кратности орошения примерно 0,1 моль/моль приведена в табл. 3. При использовании третичного амина полученные данные иллюстрируют только зависимость глубины очистки от интенсивности физического растворения СО2 в абсорбенте при различных давлениях.
В табл. 4 приведены данные о растворимости углеводородов в насыщенном абсорбенте. Для рассмотренных составов она довольно велика (от 0,4 до 0,03 %) и почти линейно зависит как от доли метиловых эфиров ПЭГ, так и от давления. Примерно 90-95 % поглощенного газа приходится на метан, что соответствует его доле в составе сырого газа и предполагает решение технических проблем дегазации насыщенного абсорбента в экспанзерной емкости.
Дополнительный  и серьезный недостаток эфиров ПЭГ в качестве компонентов маловодных комплексных абсорбентов - их значительные потери с очищенным газом. Так, для диметиловых эфиров этилен- и диэтиленгликоля объемная доля этих компонентов в потоке очищенного газа составляет от 0,25 до 0,4 %. Указанный показатель зависит прямо пропорционально от доли эфиров в абсорбенте и обратно пропорционально от давления в аппарате. Поэтому разработчики технологии Укарсол вынуждены были перейти на более тяжелые и одновременно более вязкие диметиловые эфиры три-, тетра- и пентаэтиленгликоля.
Подобных  недостатков лишены композиции, в которых эфиры ПЭГ частично или полностью заменены спиртосодержащими составами на основе этиленгликоля или метанола. Данные об испытании таких составов на пилотных стендах и моделировании абсорбера для очистки газа с их использованием свидетельствуют:
    растворимость углеводородов в насыщенном абсорбенте падает более чем на порядок, значительно облегчая их последующее отделение;
    унос компонентов абсорбента с очищенным газом понижается на 1,5-2,0 порядка за счет образования устойчивых ассоциативных связей гидроксильных и аминогрупп;
    резко увеличиваются водопоглощающие свойства спиртосодержащих абсорбентов в сравнении с диметиловыми эфирами ПЭГ.
Содержание  воды в газе, очищенном составами 1, 2, приведено в табл. 5 с указанием соответствующей температуры точки росы по влаге. Для сравнения приведены аналогичные данные для изученного нами состава [1] с массовой долей воды 4 %.
Как видно  из этой таблицы, содержание влаги в газе, прошедшем переработку абсорбентами 1, 2 на основе метиловых эфиров ПЭГ, довольно велико благодаря влагопоглотительным свойствам эфиров и поэтому требует дополнительной стадии осушки перед подачей в магистральные трубопроводы. Тогда как модифицированный поглотитель [1] может быть успешно использован для очистки и осушки газа с прямой подачей в магистральный трубопровод в летний период. Незначительная доосушка зимой позволит снизить влагосодержание газа с 0,0788 до 0,045 г/м3 и получить точку росы -15 0С.
Одним из перспективных направлений переработки кислых газов регенерации абсорбента в условиях промысловой очистки является каталитическое окисление сероводорода в элементарную серу .
Краткое описание. Суть метода заключается в проведении реакции неполного окисления сероводорода (реакция Клауса)
H2S + 0,502         (l/n) Sn + НзО
на специальном  катализаторе в таком режиме, чтобы свести к минимуму побочную реакцию окисления сероводорода до диоксида серы:
H2S + 1,5 02        S02 + Н2О.
Установка состоит из каталитического реактора 2 (рисунок), в который подается предварительно подогретая до температуры 200 0С смесь кислый газ - воздух. Выходная температура не должна превышать 350 0С, так как это приводит к резкому снижению селективности и степени конверсии процесса. Регулировка температуры осуществляется дозированной подачей воздуха на вход в каталитический реактор.
Эффективность. В случае соблюдения условий высокой селективности катализатора процесс может обеспечивать степень конверсии 80 - 90 % и выше. Это объясняется отсутствием термодинамических ограничений на процесс.
Область применения. Процесс используется для одноступенчатой переработки кислого газа в серу с концентрацией сероводорода до 5 %. Разновидность данного процесса в сочетании с прямым Клаус - процессом, известная под названием СуперКлаус, применяется для увеличения степени конверсии сероводорода.
Промышленные  установки. В настоящее время в мире эксплуатируется более десятка установок по переработке кислого газа методом прямого окисления сероводорода; в том числе одна - в СНГ (Узбекистан). 
 

Абсорбент t, 0С р, МПа Объемная  доля H2S Глубина очистки, %
в сыром  газе в очищенном газе
1 40 3 0.841 0.1134 86.51
  40 6 0.841 0.0541 93.57
2 40 3 0.841 0.2060 75.51
  40 6 0.841 0.0723 91.41
 
Таблица 1 

Абсорбент t, 0С р, МПа Объемная  доля RSH Глубина очистки, % Содержание RSH в очищенном газе , мг/м3
в сыром  газе в очищенном газе
1 40 3 0.009 0.00036 95.99 7.8
  40 6 0.009 0.00026 97.09 5,7
2 40 3 0.009 0.00106 88.17 24.0
  40 6 0.009 0.00069 92.30 15.9
 
Таблица 2 

Абсорбент t, 0С р, Мпа Объемная доля H2S Глубина очистки, % Молярная  доля СО2 в очищенном газе, % Глубина очистки %
в сыром  газе
1 40 3 0.229 86.51 0.1295 43.33
  40 6 0.229 93.57 0.108 52.58
2 40 3 0.229 75.51 0.1471 35.64
  40 6 0.229 91.41 0.1157 49.40
 
Таблица 3 

Абсорбент t, 0С р, Мпа Массовая  доля алканов в насыщенном абсорбенте, %
1 40 3 0.231
  40 6 0.404
2 40 3 0.029
  40 6 0.056
 
Таблица 4 
 
 
 

Абсорбент t, 0С р, Мпа Объемная  доля H2О в очищенном газе, г/м Объемная  доля H2О в очищенном газе, % Точка росы, 0С
1 40 3 0.426 0.053 12
  40 6 0.185 0.023 7
2 40 3 0.455 0.057 13
  40 6 0.225 0.028 9
[1] 40 6 0.0788 0.010 -8
 
Таблица 5 
 

3.3. Повышение эффективности переработки газового сырья. 

Реализация  разработанного проекта позволит улучшить экономические показатели переработки углеводородного сырья и расширить ассортимент выпускаемой продукции, поскольку развитие газохимических производств является одной из стратегических задач 000 «Газпром добыча Оренбург». Рост доли продукции высокой степени переработки -  это ватная составляющая устойчивого экономического развития Оренбургского комплекса.
Установка У-335 газоперерабатывающего завода (ГПЗ) предназначена для щелочной очистки пропан-бутановой фракции (СПБТ), вырабатываемой на установках аминовой очистки природного газа (1, 2, ЗУ-370), от сернистых соединений. Проектная мощность установки по сырью - 100 т/ч.
Индивидуальный  состав сернистых соединений, содержащихся в СПБТ (в ppm), приведен ниже (данные испытательного центра ОАО «ВНИИУС»).
Серооксид углерода 3
Сероводород 6
Метилмеркаптан 8000
Этилмеркаптан 1650
Изопропилмеркаптан 40
Основную  часть вредных примесей составляют метил- и этилмеркаптан.
Принципиальная  технологическая схема У-335 приведена на рис. 3.
Очистка СПБТ проводится в четыре ступени: три последовательно работающие ступени - 10%-м раствором щелочи NaOH , с последующей отмывкой от щелочи водой на 4-й ступени. Процесс основан на способности серосодержащих соединений (меркаптаны, сероводород) вступать в реакцию со щелочью с образованием растворимых в воде и нерастворимых в углеводородах соединений.
Каждая  ступень очистки состоит из контактора - смесителя, разделителя и циркуляционного насоса. Контакторы смесители U-образные, тарельчатого типа. На 1, 2 и 3-й ступенях по четыре контактора-смесителя. На 4-й ступени - два контактора-смесителя.
Очищенная от сероводорода и меркаптанов СПБТ после водной промывки от щелочи из разделителя В-03 направляется на осушку в один из работающих в режиме осушки адсорберов, загруженных цеолитом NaA. Проходящая снизу вверх через адсорбер пропан-бутановая фракция освобождается от воды и по коллектору направляется в товарный парк.
Первоначальной  проектной схемой был предусмотрен физический способ восстановления свойств отработанного щелочного раствора .
Этот  способ основывался на термической регенерации раствора щелочи и отличался повышенным расходом водяного пара, электроэнергии и топливного газа. Кроме того, образующиеся при регенерации щелочного раствора легкие меркаптаны вызывали значительную коррозию оборудования.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.