Усовершенствование технологии аминовой очистки серосодержащих газовполучаемых в процессе гидроочистки бензина

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

ТАШКЕНТСКИЙ ХИМИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА

ДИССЕРТАЦИОННАЯ РАБОТА

Усовершенствование технологии аминовой очистки серосодержащих газовполучаемых в процессе гидроочистки бензина

Рахманбердиев Нодир

ТАШКЕНТ-2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

I.1 Характеристика основных аппаратов и оборудования установок в газоперерабатывающей промышленности

I.2 Контрольно - измерительные приборы

ГЛАВА II. АМИНОВАЯ ОЧИСТКА ГАЗОВ

II.1 Очистка газов водными растворами моноэтаноламина

II.2 Очистка газов водными растворами диэтаноламина

II.3 Очистка газов водными растворами дигликольамина

II.4 Очистка газов водными растворами метилдиэтаноламина

ГЛАВА III. СЕРНИСТЫЕ СОЕДИНЕНИЯ ГИДРООЧИСТКИ БЕНЗИНОВ И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

III.1 Основные реакции, протекающие при гидроочистке бензинов

III.2 Классификация сернистых газов и процессов их очистки

III.3 Выбор поглотителей и технологических схем процессов очистки от сернистых соединений

ГЛАВА IV. ОЧИСТКА РАСТВОРОВ АМИНОВ ОТ РАЗЛИЧНЫХ ПРИМЕСЕЙ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. С целью активного претворения в жизнь антикризисных мер, предусмотренных в книге Президента Республики Узбекистан И.А. Каримова «Мировой финансово - экономический кризис, пути и меры по его преодолению в условиях Узбекистана» необходимо принять новые подходы к разработке современных технологий и их модернизации для получения различных нефтепродуктов высокого качества, отвечающих мировым стандартам, импортзамещению и конкурентоспособных на внешнем рынке [1].

Природные и искусственные газы являются основой сырьевой и топливной базой народного хозяйства страны и их добыча и производство увеличивается в крупном масштабе. Газы находят большое применение в нефтяной промышленности для производства высококачественных моторных топлив, в химической промышленности для производства этиленового спирта, синтетических каучуков, пластмасс, моющих средств и других химических соединений и препаратов.

В процессе гидроочистки топливных фракций с целью улучшения их качества удаляются такие нежелательные компоненты, как сера, азот, кислород, металлоорганические соединения и смолистые вещества, непредельные соединения.

Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформинга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей процесса риформинга - глубины ароматизации сырья, повышению октанового числа получаемого бензина, а также увеличению срока службы катализатора.

Для очистки углеводородных газов от сероводорода наибольшее распространение получила аминовая очистка. В настоящее время разрабатываются и другие химические поглотители для этих случаев.

В связи с вышеизложенным усовершенствование технологии аминовой очистки серосодержащих газов, получаемых в процессе гидроочистки бензина, является актуальным и чему посвящена настоящая магистерская диссертация.

Цель и задачи работы: Усовершенствование технологии аминовой очистки серосодержащих газов, получаемых в процессе гидроочистки бензина.

В связи с этим были поставлены следующие задачи:

- на основе анализа работ отечественных и зарубежных авторов, а также данных из Интернета составить обстоятельный литературный обзор о современном состоянии газоперерабатывающей промышленности по этому вопросу;

- определить сущность процессов очистки газов с помощью химических и физических поглотителей и выявить оптимальный вариант очистки;

- охарактеризовать основные аппараты и оборудование установок газоперерабатывающей промышленности, а также контрольно - измерительные приборы;

- выявленные условия очистки серосодержащих газов водными растворами аминов на компактных и гибких при эксплуатации по отношению к изменением состава и количества очищаемого газа рассмотреть на одном из местных газоперерабатывающих заводах;

- охарактеризовать сернистые соединения гидроочистки бензинов и показать их классификацию, а также основные реакции, протекающие в этом процессе;

- рассмотреть предлагаемые современные амины для избирательного извлечения серосодержащих газов, указать их преимущество и недостатки. При этом учесть такие факторы, как состав, сырье, область применения, наличие и доступность самого поглотителя, способ и технологическую схему очистку газа, концентрация в сырьевом газе серосодержащих и сераорганических соединений.

Научная новизна. Рассмотрены различные варианты процесса очистки серосодержащих газов, получаемых в процессе гидроочистки бензина. При этом рассматривались не только используемые на газоперерабатывающих заводах способы и технологические схемы очистки газов, а также альтернативные варианты. Показаны преимущества и недостатки всех вышеперечисленных способов очистки.

Показано, что реакции гидрирования идет с выделением тепла, но поскольку суммарный тепловой эффект процесса невелик (20 - 87 кДж/кг сырья) гидроочистка бензиновых фракций не сопровождается значительным повышением температуры в реакторе: на входе в него составляет 330 - 350^оС, на выходе 370 - 380^оС.

Практическая ценность работы. Рассмотрев варианты процесса очистки газа растворами аминов показано, что наиболее широко применяемым является вариант аминовой очистки газа с разделенными потоками подачи раствора, а также вариант аминовой очистки газа с разветвленными потоками раствора разной степени регенерации.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 - х глав, заключения (основные выводы), списка использованной литературы и приложения. Работа изложена на 71 страницах компьютерного текста, включает 12 таблиц и 18 рисунков. Список использованной литературы состоит из 63 наименований.

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

I.1 Характеристика основных аппаратов и оборудование установки в газоперерабатывающей промышленности

Koмпpессоры, применяемые в газоперерабатывающем промышленности, в основном предназначены для сжатия газа до определенного давления и выталкивания его в газопровод к потребителю в нашем случае - на абсорбционную установку [2].

В настоящее время применяются четыре типа компрессоров: 1) горизонтальные, 2) вертикальные, 3) угловые с вертикальным расположением цилиндров и 4) угловые с V - образные расположением цилиндров (рис.1.1.1а.).

Рис.1.1.1а. Винтовой компрессор.

Во всех четырех типах газомоторы соединены с компрессорами и составляют в месте один агрегат - газамоторкомпрессор. Компрессор угловой с V-образным расположением цилиндров нашел большое применение на газоперерабатывающих заводах, так как V-образиое расположениее цилиндров угловых компрессоров благоприятно отражается на уравновешенности машин и поэтому здесь не требуется большого фундамента, как у вертикальных компрессоров [3]. Компрессоры бывают одно-, двух- и более ступенчатые.

Кроме того, компрессоры различаются по производительности, которая определяется по пропускной способности первой ступени. С увеличением размеров I ступени и повышением давления всасывания производительность компрессора увеличивается (на рис.1.1.2. дана графическая зависимость производительности от давления).

Рис.1.1.2. Зависимость производительности от давления

1- пpoизводительность; 2- расход мощности

Однако увеличение размеров I ступени и давления всасывания допускается до определенного предела. Слишком высокое давление на I ступени уменьшает производительность компрессора по перекачиваемому газу, так как после I ступени из сжатого газа выделяется конденсат и уменьшается общее количество газа [4].

Характеристики углового компрессора с V - образным расположением цилиндров.

Таблица 1.1.1

Характеристика	Марка компрессора
	8 ГК- 2 1/26	Ингерсолранд
Производительность м3/мин	22-56	32
Рабочее давление, ат I ступени II ступени	5 26	5 23
Число оборотов вала об/мин	350	250
Мощность по валу, л.с.	300	300
Количество тактов	4	4
Число цилиндров	8	8
Давление топливного газа, ат	0,8 - 1,0	0,8 - 1,0
Расход топлива, м3/л с.-ч	0,3 - 0,35	0,3
Диаметр цилиндров, мм
I ступени	365	420
II ступени	180	200

Насосы. Насосы осуществляют перекачку - перемещение жидкостей. По принципу действия насосы делятся на поршневые, центробежные и роторные. В нефтяной и газовой промышленности нашли широкое применение поршневые и центробежные насосы. По условиям работы технологические насосы делятся на «холодные», «горячие», для перекачки реагентов и т.д.

Поршневые насосы. Поршневые насосы применяются в тех случаях, когда требуется сравнительно небольшая производительность. Максимальная производительность их порядка 100 - 120 м³/час. Подача жидкости в этих насосах происходит за счет поступательно-возвратного движения поршня. Эти насосы могут работать при перекачке как вязких, так и маловязких нефтепродуктов [5-7].

Общий вид парового поршневого одноцилиндрового насоса представлен на рис.1.1.2а.

Рис.1.1.2а. Паровой насос СЛ-1

Основные преимущества парового насоса следующие.

1) высокий коэффициент полезного действия (к.п.д.), превышающий на 10 - 12% к.п.д. центробежного насоса;

2) гораздо лучше забирает жидкость с уровня, расположенного ниже насоса, т.е. всасывающая способность его лучше, чем центробежного.

Наряду с этим имеются и недостатки:

1) малая производительность, неравномерная подача жидкости в трубопровод (особенно у однопоршневых);

2) большой расход металла на изготовление насоса и т.д.

Характеристика некоторых типов насосов, применяемых в нефтяной промышленности.

Таблица 1.1.2

Марка насоса	Произво-дитель- ность м3/час	Услов-ное давле-ние, ат	Число оборо-тов в минуту	Мощность двигателя	Ход поршня, мм	Рабочее давле-ние пара, ат
4НК-5Х1	50	25	2950	18 квт	-	-
4НГ-5Х2	44	11,0	2950	24 квт	-	-
5НГ-5Х2			2950	50 квт	-	-
5НГК-5Х1	60	25,0	2950	35 квт	-	-
6НГ-7Х2	120	18,0	2950	90 квт	-	-
8НГД-6Х1	160	10,0	2950	90 квт		-
НПН-3	11-12	2,0	-	22 л.с.	250	12/0,2
НПНС	56-112	25,0	-	65 л.с.	450	12/4
СЛ-1	3-7,5	40,0	-	24 л.с.	260	12/0,2
ПНС	14-28	40,0	-	45 л.с.	450	12/0,2
МПИ-4	28	20,0	-	60 л.с.	305	12/0,2
4ПГ	36-65	20,0	-	64 л.с.	350	8,5/0,2

Примечание: Марка поршневых насосов расшифровывается следующим образом:

Первая цифра - диаметр всасывающего патрубка, мм уменьшенный в 25 раз и округленный; вторая цифра - коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз и округленный; третья цифра - число ступеней.

Основные буквы: Н - нефтяной, Г - горячий, Д - первое рабочее колесо двухстороннего входа, К - кислотный С - для ожиженных газов.

Обслуживание паровых насосов имеет свои особенности. Перед пуском насоса обслуживающий персонал должен произвести следующие операции. Во избежание гидравлических стуков в горячей части насоса необходимо постепенно ее нагреть, для чего открывают спускные вентили у горячей части, приоткрывают паровой вентиль на 2 - 3 оборота и ожидают выхода сухого пара из спускного вентиля горячей части насоса. Продувают масленку от конденсата и наливают в нее масло. Трущиеся части насоса смазывают, открывают все задвижки на выкиде насоса и приемные задвижки, продувают насос от накопившихся паров и газов. Затем закрывают спускные паровые вентили и постепенно прибавляют расход пара. Peгулируя ходы поршня насоса, следят за показаниями манометра

В случае обнаружения неполадок останавливают насос и ликвидируют их. Если насос перекачивает жидкие газы, приемную задвижку необходимо открывать полностью во избежание накопления на приеме паров углеводородов.

Центробежные насосы. В центробежных насосах подача жидкости происходит за счет быстро вращающихся лопаток рабочего колеса [8,9].

Производительность этих насосов доходит до 4000 м³/час, а создаваемое давление не превышает 60 - 70 ат.

Преимущества этих насосов следующие:

1) большая производительность; плавная и равномерная подача жидкости в систему;

2) на изготовление этих насосов требуется меньше металла они компактны и требуют значительно меньшего ухода;

3) допускают работу с жидкостями, с загрязненными механическими примесями, которые нельзя откачивать паровыми насосами, так как в этом случае цилиндр парового насоса быстро выходит из строя.

В качестве привода центробежных насосов в настоящее время применяют почти исключительно электродвигатели и паровые турбины.

На рис.1.1.2б. показан центробежный насос с паровой турбиной. Перед пуском ротор центробежного насоса необходимо не сколько раз повернуть от руки, чтобы убедиться что вал насоса вращается свободно. Затем надо проверить сальниковые уплотнения, смазать их и установить циркуляцию уплотняющей жидкости, отрегулировать охлаждение сальников, проверить наличие масла в подшипниках насоса и мотора. После этого открывают приемную задвижку. Электромотор или паротурбина включается при закрытой задвижке на выкиде насоса. Но мотор при закрытой задвижке должен работать не больше 2 - 3 минут, так как обмотки мотора могут перегореть. При этом следят за повышением давления на выкиде. После установления определенного давления постепенно открывают выкидную задвижку и устанавливают нормальное давление. Производительность насоса обычно регулируется выкидной задвижкой.



Рис.1.1.2б. Кинематическая схема паровой турбины марки ПТ-40

1 - котельный агрегат; 2 - паропровод; 3 - ЦВД паровой турбины; 4 - вал; 5 - электрический генератор; 6 - подогреватель; 7,8 - трубопровод; 9 - насос.

Абсорбер. Абсорбер - аппарат, в котором с помощью жидких поглотителей происходит извлечение отдельных компонентов газа [10]. Действие его основано на физической абсорбции или абсорбции, сопровождаемой химическим взаимодействием. Диаметр абсорбера от 800 до 1400 - 2200 мм, высота от 16 - 20 до 30 м.

Внутри абсорбера установлены тарелки с колпачками; количество тарелок зависит от проектного задания и от производительности установки.

В абсорбере происходит контакт между абсорбентом и абсорбируемым газом. Контакт создается как на тарелках, так и в междутарелочном пространстве (высота этого пространства обычно составляет 40 - 60 см).

Десорбер. Десорбер представляет собой цилиндрический аппарат, внутри которого установлены тарелки с колпачками [11]. Он предназначен для выделения компонентов (в одних случаях С_1, С_2, а в других случаях С_3, С_4, С₅) из жирного абсорбента.

Жирный газ подается в нижнюю часть абсорбера, а с верха его уходят неабсорбированные легкие газы. В верхнюю часть абсорбера подается тощий абсорбент, а из нижней части жирный абсорбент подается в десорбер. Для снижения температуры, создаваемой в процессе абсорбции, на определенную тарелку (20 - ю, 30 - ю) подается циркуляционное орошение, т.е. часть продукта берется насосом с одной тарелки и через холодильник подается на вышележащую тарелку.

Как указано выше, в последнее время на некоторых абсорбционных установках применяется абсорбер - десорбер, в котором абсорбер находится над десорбером и оба вместе составляют единый аппарат.

Такая схема абсорбер - десорбера делает абсорбционную установку более компактной, уменьшается расход металла на оборудование и облегчается обслуживание [12]. Однако в случае малейшей недостачи температуры в нижней части аппарата (десорбере) происходит недостаточная десорбция; легкие углеводороды с жирным абсорбентом переходят в ректификационную колонну, тем самым нарушая ее работу [13].

Тарелки. Применяются следующие типы тарелок: каскадные, вращающиеся сетчатые, насадочные и колпачковые. В настоящее время в большом масштабе применяют насадочные и колпачковые тарелки. Тарелки устанавливаются внутри колонны и предназначены для создания хорошего контакта между жидкостью, стекающей сверху (орошение) и парами - газами, поднимающимися в верх колонны.

Насадочные тарелки. В зависимости от корродирующих свойств углеводородов насадки изготовляются из разных материалов: керамического (в виде кольца), фарфора, кусков кокса, битого кирпича, стекла, металлов и. т.д.

Для поддержания насадок внутри колонный делаются перегородки с отверстиями. На эти перегородки загружается насадка на высоту 1 - 1,5 м. жидкость, стекая сверху на поверхность насадки, контактирует с парами (газами). С увеличением поверхности и высоты насадки степень контактирования повышается, однако это способствует увеличению гидравлического сопротивления на пути движения паров в колонне.

На рис.1.1.3. показана схема колонны с насадочными тарелками.

Рис 1.1.3 Насадочная тарелка

Колпачковые тарелки. Наиболее распространенными при процессе ректификации являются колпачковые тарелки. Виды этих колпачков показаны на рис.1.1.6.

Из этих колпачков желобчатые являются наиболее дешевыми и легко монтируемыми. Для создания хорошего контакта на прорезях тарелки имеются выступы, которые задерживают определенный уровень жидкости. На тарелках, а также на краях колпачков, имеются прорезы. Пары, поднимаясь вверх, проходят через эти прорезы в слои жидкости и между ними создается хороший контакт. Для слива излишнего количества жидкости с одной тарелки на нижележащую имеются сливные стаканы.

Для создания хорошего контакта большое значение имеет правильное установление тарелки в колонне, т.е. тарелки должны быть установлены ровно по горизонтали, в этом случае пары равномерно проходят по всему сечению тарелки [15].

Рис.1.1.4. Колпачки а - колпачок желобчатый; б, в - колпачок круглый.

Улучшение ректификации зависит как от количества тарелок, так и от конструкции колпачков. Однако имеются сведения о том, что общий коэффициент полезного действия тарелки понижается с увеличением числа фактических тарелок в абсорберах. Например, с увеличением числа фактических тарелок в абсорбере до 40 происходит только незначительное повышение процента извлечения бутана, а степень извлечения пропана может даже понизиться (с 5,2 при 30 тарелках до 1,7 - при 40 тарелках).

Колпачковые тарелки являются высокопроизводительными и четкопогоноразделительными. Но во время работы прорези колпачков и сливные стаканы забиваются грязью и их необходимо зачищать при ремонте колонны.

Нагревательная система. Нагревательная печь и рибойлер служат для поддержания температуры в нижней части колонны абсорбционных установок [16,17].

На рис.1.1.5. показана нагревательная печь, применяемая на абсорбционной установке.



Рис.1.1.5. Печь 1 - камера конвекции; 2 - камера радиации.

Печь состоит, в основном, из конвекционной и радиационной камер. Теплоноситель подаваемый в нижние трубы конвекционной камеры, нагребается за счет конвекции уходящих дымовых газов. Теплоноситель после нагревания в конвекционной камере проходит трубы радиационной камеры, где нагревается за счет радиации. Из радиационной камеры он выходит с температурой 280 - 300^оС. Печь может работать, на газовом и на жидком топливе.

Ребойлер (рис.1.1.6.) состоит из цилиндрического корпуса с перегородкой, в котором находится нижний продукт колонны. В нагревательном пучке циркулирует теплоноситель (масло, водяной пар высокого давления).

В случай необходимости в большом количестве тепла в корпусе ребойлера устанавливаются два пучка.

Рис.1.1.6. Схема обвязки ребойлеров.

Конденсаторы - холодильники. Они предназначены для конденсации паров в конденсаторе с последующим охлаждением в холодильнике до требуемой температуры [18].

Если аппарат выполняет функцию конденсации паров, он называется конденсатором, а когда выполняет функцию охлаждения конденсированных паров, - называется холодильником.

На абсорбционных установках, в основном применяются следующие типы холодильников: 1) погружные конденсаторы - холодильники; 2) кожухотрубные холодильники; 3) оросительные холодильники.

Погружные конденсаторы - холодильники нашли довольна широкое применение в нефтегазовой промышленности. Преимущества их следующее: обслуживание и ремонт производятся легче, пропуск труб конденсатора - холодильника быстро обнаруживается, так как при пропуске газы поднимаются на поверхность воды в виде пузырьков, а жидкие продукты на поверхности воды оставляют блестящие маслянистые пленки, которые своевременно обнаруживаются обслуживающим персоналом. В случае временного прекращения подачи воды на установке, имеющийся в ящике конденсатора - холодильника запас воды в течение 20 - 30 минут обеспечивает охлаждение продуктов [19].

Кожухотрубные холодильники имеют сравнительно большую поверхность охлаждения за счет уменьшения диаметра труб холодильника, они компактны, легки по весу, требуют меньшей затраты средств на изготовление фундаментов.

Схема кожухотрубного холодильника показана рис.1.1.7а.



Рис.1.1.7а. Кожухотрубчатый холодильник

1 - патрубок входа продукта; 2 - патрубок выхода продукта; 3 - патрубок входа воды; 4 - патрубок выхода воды.

Оросительные холодильники последнее время в промышленности применяются сравнительно мало, так как они загрязняют территорию холодильников, сильно корродируются морской водой на открытом воздухе. Но они требуют незначительной затраты средств на изготовление, ремонтируются быстро, легко обслуживаются. Эти холодильники изготовляются из 2 - 4?? стальных труб [20,21].

Схема холодильника показана рис.1.1.7б.

Рис.1.1.7б. Оросительный холодильник

Предохранительные клапаны. Почти вся аппаратура газоразделительных установок имеет предохранительные клапаны.

На установках применяются как пружинные, так и рычажные предохранительные клапаны (рис.1.1.8.).

Рис.1.1.8. Предохранительные клапаны I - рычажной; II - пружинный.

Предохранительные клапаны предназначены для автоматического сброса давления из аппарата в случае повышения его выше установленного. Линия сброса давления через предохранительные клапаны связана с факельной линией и атмосферой.

Рычажные предохранительные клапаны, особенно при высоких давлениях имеют большие габариты и склонны к вибрации. При р_у = 16 кг/см² применяются чугунные клапаны, а при р_у = 25 кг/см² и выше - из стали.

Пружинные клапаны лишены указанных недостатков, надежно работают при высоких температурах. В этих клапанах давление создается сильной пружиной, натяжением которой можно регулировать. Изготовляются на условные давления р_у = 16; 25 и 40 кг/см².

I.2 Контрольно - измерительные приборы

Правильное проведение процесса абсорбции, кроме температурь и давления, зависит от многих других факторов, которые не представляется возможным определить без контрольно - измерительных приборов. Поэтому изучение работы и характеристики некоторых из них является необходимым [22,23].

Изменение температуры: В процессах переработки нефти и газа температура является одним из основных параметров и измеряется в пределах от -200 до 1300⁰С и выше [24,25].

Для измерения температуры в нефтегазовой промышленности применяются многие виды измерительных приборов, начиная от простейшего термометра расширения до сложных электромеханических и электронных приборов.

Принцип работы термометров расширения основан на расширении объема тел от действия тепла. Результат расширения указывается на термометрических шкалах. Существуют различные виды термометров расширения. Среди них ртутный термометр нашел сравнительно большое применение, он показан на рис.1.2.9а.

На технологических установках, где требуется непрерывный контроль за температурой процесса они заменяются манометрическими термометрами (рис.1.2.9б.).

Действие манометрических термометров основано на увеличении давления газов, паров и жидкостей, объем которых остается постоянным при увеличении их температуры.

По виду заполняющего вещества манометрические термометры подразделяются на газонаполненные, парожидкостные и жидкостные. В газонаполненных и жидкостных термометрах давление газа и жидкости возрастает прямо пропорционально увеличению температуры, вследствие чего они имеют равномерную шкалу. Пределы измерения этих термометра составляют от 130 до +550°С.

Рис.1.2.9а. Ртутные термометры

Рис.1.2.9б. Схема манометрического термометра 1 - термобаллон; 2 - соединительная трубка; 3 - манометр;

4 - трубчатая пружина.

Парожидкостные термометры заполняются на ²/₃ части объема термопатрона низкокипящей жидкостью, над которой находятся ее пары в насыщенном состоянии. При повышении температуры давление паров увеличивается сначала медленно, а затем быстрее, поэтому парожидкостные термометры имеют неравномерную шкалу. Пределы измерения этих термометров составляют от - 40 до + 300^оС.

С повышением температуры повышается давление газов и жидкости в термопатроне и капилляре. Это давление по капилляру передается винтовой пружине, которая через соответствующий передаточный механизм перемещает стрелку шкалы в сторону увеличения показаний.

В нефтегазовой промышленности еще большее применение нашли термоэлектрические приборы, измеряющие электродвижущие силы (э.д.с.) термопары [26].

Термопарой называются спаянные между собой на одном конце проволочки из различных металлов. При нагревании места спая термопары на концах проволочки возникает э.д.с, которая измеряется при помощи электрических приборов (милливольтметр и гальванометр).

Простейшая схема измерения э.д.с. термопары приведена ниже:

1 - термопара; 2 - соединительные провода; 3 - измерительный прибор (гальванометр); 4 - горячий спай; 5 - холодный спай

На технологических установках нефтегазоперерабатывающих заводов применяются, в основном, следующие термопары:

1) хромель¹ - копелевые² (ХК) для измерения в пределах 0 - 800°;

2) железо - константановые³ (ЖК) для измерения в пределах 0 - 800°;

3) хромель - алюмелевые⁴ (ХА) для измерения в пределах 0 - 1100°;

4) платинорадий⁵ платиновые (ПП) для измерения в пределах 0 - 1600°.

Необходимое условие для правильной работы термометра состоит в том, чтобы температура всего холодного спая была одинаковой [27].

Измерение давления: Приборы, измеряющие давление, по принципу их действия подразделяются на жидкостные, пружинные, поршневые и электрические. Все эти приборы измеряют избыточное давление в системе и называются манометрами.

Работа пружинных манометров основана на том, что в них измеряемое давление вызывает деформацию какого-либо упругого элемента - винтового, геликоидального, трубчатого, пружинного и др.

Широкое применение нашел самопишущий манометр с винтовой трубчатой пружиной, схематически показанной на рис.1.2.10а.

Рис.1.2.10а. Схема манометра с винтовой пружиной

1 - капиллярная трубка; 2 - штуцер; 3 - стрелка с пером; 4,7 - рычаг; 5 - геликоидальная пружина; 6 - ось; 8 - ползун; 9 - винт 10 - тяга;

Применение этих приборов позволяет контролировать давление процесса за любое время суток [28].

Манометр типа ВЭ - 16рб схематично показан на рис.1.2.10б.

Рис.1.2.10б. Манометр типа ВЭ - 16рб

1 - винтовая трубчатая пружина; 2 - трубка; 3,7 - оси; 4 - поводок; 5,13 - тяга; 6,12 - рычаги; 8 - коромысла; 9 - плунжер; 10 - индукционная катушка; 11 - груз; 14 - стрелка.

Для передачи показаний измеряемого давления на вторичный прибор основную роль играют одинаковые индукционные катушки, установленные на первичном и вторичном приборах.

На первичном приборе движение стрелки осуществляется таким же образом, как на самопишущих манометрах с винтовой пружиной. Дальнейшая работа прибора осуществляется следующим образом.

При увеличении давления в пружине тяга движется влево и поворачивает коромысло, при этом плунжер опускается. Одновременно передаточный механизм перемещает стрелку в сторону увеличения показаний на шкале. Таким образом, каждому значению расположения стрелки отвечает определенное положение плунжера в катушке.

Катушки первичного и вторичного приборов состоят из двух секций, имеют одинаковое число витков провода одного и того же сечения. Электрическая схема прибора питается переменным током напряжением 127в, частотой 50 гц. При протекании через секции катушки переменный ток встречает определенное индуктивное сопротивление, величина которого зависит от положения плунжера в датчике. Таким образом, с изменением индуктивного сопротивления по электрической схеме протекает ток, который, проходя через катушки вторичного прибора, изменяет расположение плунжера. Тем самым изменяются показания стрелки вторичного прибора. Плунжер катушки вторичного прибора всегда следует за плунжером датчика и занимает одинаковое с ним положение.

В качестве вторичных приборов для работы с манометром типа МУЭ применяются приборы: типа Э-280 - показывающий. Э-610 - самопишущий.

Измерение расхода потоков и их регулирование: Измерение расхода потоков и их регулирование также имеют особое значение в процессе разделения газов [29].

Для измерения расхода жидкости, паров и газов в нефтегазовой промышленности в большом количестве применяются разные типы дифференциальных манометров. Шкала дифференциальных манометров с дроссельным устройством может иметь деления как в единицах перепада (мм рт. ст.), так и в единицах расхода (м³/час, т/час).

Для создания перепада давления обычно в трубопроводе устанавливают дроссельные устройства (диафрагма, сопло и трубка Вентури), которые показаны на рис.1.2.10в.

При прохождении потока (жидкости, паров и газов) через дроссельное устройство перепад давления (т.е. разница давления до и после диафрагмы) создастся в результате повышения скорости потока, которое происходит за счет превращения части потенциальной энергии в кинетическую.

Рис.1.2.10в. Дроссельные устройства

1 - диафрагма; 2 - сопло; 3 - трубка Вентури.

Тем самым понижается давление потока после диафрагмы. Одним из применяемых дифференциальных манометров с дроссельным устройством является дифманометр типа ДП (рис.1.2.10г).

Рис.1.2.10г. Дифференциальный манометр типа ДП

1 -минусовый сосуд; 2,4 - рабочие вентили; 3 - уравнительный вентиль; 5 - уплотнительная муфта; 6 - ось; 7 - поплавок; 8 - плюсовой сосуд; 9 - трубка; 10 - стрелка; 11 - перо..

Кроме указанных выше широко применяются приборы, которые автоматически (без участия людей) регулируют поддержание какого - либо параметра, например, температуры, давления, расхода и т.д.

Автоматическое регулирование осуществляется при помощи автоматических регуляторов. Для правильного измерения регулируемого параметра регуляторы снабжены измерительной системой.

По виду регулируемого параметра они делятся на регуляторы температуры, давления, уровня и т.п. По роду действия - на прерывные и непрерывные, по способу действия - прямого и непрямого действия.

Разберем работу регулятора давления, показанного на рис.1.2.11.

Рис.1.2.11. Регулятор давления «до себя»

.

Регулирующий орган - клапан - перемещается давлением газа, которое передается по трубке на мембрану, скрепленную со штоком. К штоку прикреплено на шарнире короткое плечо рычага точкой опоры рычага является ось, прикрепленная к верхней части клапана. К правому, длинному плечу рычага подвешен груз.

При повышении давления газа над мембраной последняя прогибается вниз, шток опускается и клапан открывает проходное сучение. При понижении давления газа под действием груза на рычаге клапан поднимается и прикрывает проходное сечение.

Изображенный на рис.1.2.11. регулятор обратного действия называется еще регулятором давления «до себя», так как регулирование происходит до клапана. Отбор давления в регуляторах «до себя» происходит до клапана (считая по ходу газа). Изготовляются также регуляторы «после себя», они устроены так что клапан при движении вниз не открывает, а закрывает проходное сечение.

ГЛАВА II. АМИНОВАЯ ОЧИСТКА ГАЗОВ

II.1 Очистка газов водными растворами моноэтаноламина

Как было указано выше, наиболее широко для очистки природных и нефтяных газов от сероводорода и диоксида углерода применяют растворы аминов. Установки, где в качестве поглотителя используются водные растворы аминов, принято называть аминовыми установками. Аминовые установки отличаются компактностью и гибкостью при эксплуатации по отношению к изменениям состава и количества очищаемого газа [30].

Наиболее крупные установки по очистке газов от Н₂S и СО₂ с водными растворами МЭА эксплуатировались на Мубарекском ГПЗ. В настоящее время на этих установках раствор МЭА заменен раствором ДЭА. Однако большой опыт эксплуатации этих установок делает целесообразным процесс очистки газа водным раствором МЭА (табл.2.1.3.) [31 - 35].

Очистке подвергались два потока природного газа: мало-сернистого, содержащего примерно 0,3% (об.) Н₂S из месторождений Северный Мубарек, Южный Мубарек, Каракум, Карим, и высокосернистого из месторождения Уртабулак, содержащего 10% (об.) Н₂S и СО₂.

В первые годы эксплуатации очистку высокосернистого газа от кислых компонентов осуществляли в две ступени с подачей в них растворов МЭА разной концентрации.

Очистка малосернистого газа на Мубарекском ГПЗ в количестве 1,7 млрд. м³/год осуществлялась в четырех абсорберах диаметром 2600 мм, высотой 24 м. Ранее все абсорберы были насадочными. В настоящее время в абсорберах установлены ситчатые тарелки (по 22 шт. в каждом), что позволило увеличить производительность аппаратов и исключить загрязнение раствора МЭА продуктами разрушения колец Рашига.

Регенерация насыщенных растворов осуществляется в четырех отгонных колоннах диаметром 3200 мм, заполненных кольцами Рашига (25X25 мм) в два яруса.

Усредненные показатели установок сероочистки Мубарекского ГПЗ для газов различных месторождений

Таблица 2.1.3

Показатели	Уртабулок	Северный Мубарек
	I ступень	II ступень
Количество газа, поступающего в один абсорбер, тыс. м3/ч	50 - 60	-	70 - 90
Давление газа, МПа	5,3 - 5,6	-	4,8 - 5,6
Количество раствора МЭА, подаваемого в один абсорбер, м3/ч	200 - 240	90 - 120	100 - 130
Концентрация МЭА в растворе, %	14 - 19	6 - 10	8 - 12
Температура, °С: на входе газа в абсорбер	25	25	25
на входе МЭА в абсорбер	50 - 70	50 - 60	50 - 60
низа десорбера	119	119	119
верха десорбера	107	108	110
Содержание в газе:
Н2S на входе, % (об.)	5,0 - 5,5	-	0,3 - 0,4
Н2S на выходе, мг/м3	до 4000	<20	<20
СO2 на входе, % (об.)	4,3 - 5,0	-	1,3 - 1,4
на выходе, % (об.)	-	<0,1	<0,1
Содержание в растворе, моль/моль: в регенерированном: Н2S	0,02 - 0,04	0,02 - 0,03	0,01 - 0,03
СO2	0,13 - 0,17	0,10 - 0,12	0,12 - 0,16
Суммарное в насыщенном:	0,15 - 0,21	0,12 - 0,15	0,13 - 0,19
Н2S	0,20 - 0,25	0,06 - 0,07	0,06 - 0,10
СO2	0,30 - 0,35	0,12 - 0,16	0,30 - 0,35
Суммарное	0,5 - 0,6	0,18 - 0,23	0,36 - 0,45

Массовая доля МЭА в растворе составляла 8 - 12% (1,3 - 2,0 моль/моль). Отношение жидкость: газ находилось в пределах 1,3 - 1,9 л/м³. При температуре регенерации 118 - 120°С остаточное содержание СО₂ в регенерированных растворах МЭА составляло 0,12 - 0,16 моль/моль, а Н₂S -- 0,012 - 0,028 моль/моль. При этом содержание Н₂S в выходящем из абсорберов газе не превышало 20 мг/м³.

Для очистки высокосернистого газа месторождения Уртабулак в количестве 3 млрд. м³/год предусмотрены три блока двухступенчатой моноэтаноламиновой очистки. Каждый блок состоит из двух параллельных ниток. Первоначально в абсорберы в два яруса по 7 м были загружены кольца Рашига (50x50 или 25x25 мм). Однако после 1 года эксплуатации кольца Рашига разрушались. Поэтому здесь, как и на установках очистки малосернистого газа, насадки были заменены на ситчатые тарелки (22 шт. в каждом абсорбере), характеристика абсорберов Мубарекского ГПЗ дана в табл.4.

Характеристика массообменных колонн Мубарекского ГПЗ I, II и III ступеней очистки малосернистого (А) и высокосернистого (Б) газов

Таблица 2.1.4

Показатели	А	Б
	I	II, III	I	II, III
Объем перерабатываемого газа, млрд. м3/год	2	4	3	6
Характеристика абсорберов: число, шт.	4	2	12	4
диаметр, мм	2600	3400	2600	3200
высота, м	24	24	24
число тарелок, шт.	22	24	22	32
тип тарелок	ситчатые	ситчатые
Характеристика десорберов: число, шт.	2	-	9	-
общая производительность по	2	8
раствору, м3/ч диаметр, мм	3200	3800	3200	3800
высота, м	24	-	24	-
число тарелок, шт.	22	-	22	-
тип тарелок	S - образные

Количество раствора, подаваемого в абсорбер первой ступени, составляло 200 - 240 м³/ч при расходе газа 50 - 60 тыс. м³/ч. Массовая доля МЭА в растворе поддерживалась 14 - 19% (2,3 - 3,2 моль/л).

Как показало обследование установок сероочистки, содержание Н₂S после первой ступени в зависимости от концентрации МЭА и соотношения потоков в среднем колебалось от 20 до 4000 мг/м³. При этом степень насыщения раствора МЭА кислыми газами составляла 0,5-0,6 моль/моль (Н₂S-0,2-0,25 и СО₂-0,3-0,35 моль/моль). Высокое насыщение растворов МЭА обусловлено высоким остаточным содержанием СО₂ в регенерированных растворах МЭА.

Доочистка газа от Н₂S до требований ОСТ 51.40-83 производилась на второй ступени раствором, содержащим 6-10% (масс.) МЭА при его удельном расходе 1,5-2 л/м³. Температура низа десорбера не превышала 120°С. При этом расход водяного пара на регенерацию составлял около 120 кг на 1 м³ раствора. Такой режим обеспечивал получение регенерированного раствора, содержащего Н₂S 0,015-0,03 и СО₂ - 0,10 - 0,12 моль/моль.

Регенерация насыщенного раствора МЭА осуществлялась раздельно для каждой ступени. Каждый абсорбер первой ступени имел свой десорбер, а на два абсорбера второй ступени установлен один общий десорбер. Все десорберы загружены насадкой из колец Рашига (25x25 мм) в два яруса по 6 м.

При расходе пара на регенерацию насыщенных растворов МЭА на первой ступени 100-120 кг на 1 м³ раствора и температуре низа отгонной колонны 118-120°С остаточное содержание Н₂S в регенерируемых растворах МЭА составляло 0,02-0,04, а СО₂ 0,13-0,17 моль/моль. Из-за недостаточного количества хладоагента воды температура регенерированного раствора, поступающего в абсорбер, составляла 50-70°С. Такие высокие температуры в свою очередь способствовали потерям МЭА с очищенным газом. Кроме того, наличие в газе ряда сероорганических соединений приводило также к повышенным потерям раствора.

В связи с этим были проведены экспериментальные исследования для обоснования целесообразности замены раствора МЭА раствором диэтаноламина.

В опытах использовались как малосернистый, так и высоко сернистый газы. Режим опытов: температура газа и раствора на входе в абсорбер 20-30 и 35-45°С, температура низа и верха десорбера 118-122 и 100-106°С соответственно.

Опыты показали, что при очистке малосернистого газа месторождения Северный Мубарек как раствором МЭА, так и раствором ДЭА при отношении раствор/газ, равном 1,4-1,9 л/м³, и молярной концентрации амина в исходном растворе 1,6-2,0 моль/л был получен газ с содержанием Н₂S менее 20 мг/м³. При этом содержание СО₂ в регенерированном растворе ДЭА было примерно в два раза меньше, чем в растворе МЭА. В результате суммарное насыщение растворов ДЭА кислыми газами было ниже, чем растворов МЭА (соответственно 0,32-0,35 и 0,39-0,42 моль/моль).

При очистке высокосернистого газа месторождения Уртабулак 1 как раствором МЭА, так и раствором ДЭА достигается тонкая очистка газа от Н₂S в одну ступень при отношении раствор/газ равном 4,4-4,8 л/м³. Степень регенерации растворов ДЭА по кислым компонентам была, как и при очистке малосернистого газа, значительно глубже, чем при регенерации растворов МЭА.

На основании полученных данных можно сделать вывод, что растворы ДЭА, обеспечивая очистку газа от Н₂S до остаточного содержания менее 20 мг/м³, регенерируются по кислым компонентам легче, чем растворы МЭА в аналогичных условиях.

Промышленные испытания проводили одновременно на двух блоках очистки газа месторождения Северный Мубарек. Результаты испытаний приведены в табл. 2.1.5.

Для сравнения в этой таблице приведены данные о работе установок сероочистки малосернистого газа растворами МЭА в близких условиях. Концентрация амина в растворе составляла 1,3-1,6 моль/л. Расход газа на один абсорбер равнялся 60-100 тыс. м3/ч, а раствора - 100-130 м³/ч.

Сравнительные показатели работы промышленных установок сероочистки газа месторождения Северный Мубарек растворами МЭА и ДЭА

газоперерабатывающий гидроочистка бензин аминовый

Таблица 2.1.5.

Расход	Соотноше-ние раствор -газ л/м3	Содержиние в растворе*, моль/моль	Кислые газы	Концентра-ция амина в растворе, моль/л
Газа, тыс м3/ч	Раст-вора м3/ч		H2S	CO2
Моноэтаноламин
63	100	1,59	0,014/0,090	0,13/0,41	0,50	1,34
70	110	1,57	0,012/0,088	0,12/0,41	0,50	1,31
76	115	1,51	0,012/0,080	0,11/0,40	0,48	1,44
80	120	1,50	0,015/0,075	0,10/0,38	0,48	1,48
84	120	1,43	0,016/0,076	0,14/0,40	0,48	1,57
92	125	1,36	0,011/0,075	0,11/0,39	0,47	1,51
100	130	1,30	0,011/0,073	0,12/0,39	0,46	1,64
Диэтанолмин
65	100	1,54	0,008/0,082	0,06/0,34	0,42	1,39
70	110	1,57	0,009/0,087	0,06/0,36	0,45	1,31
75	115	1,53	0,010/0,080	0,05/0,32	0,40	1,46
81	120	1,48	0,011/0,072	0,05/0,32	0,39	1,52
81	120	1,48	0,008/0,072	0,04/0,31	0,39	1,52
86	120	1,34	0,007/0,081	0,04/0,33	0,41	1,50
98	130	1,33	0,006/0,089	0,06/0,35	0,44	1,63

* Числитель - регенерированный, знаменатель - насыщенный раствор.

Температура регенерированного раствора, поступающего, в абсорбер составляла 50°С.

Результаты промышленных испытаний ДЭА подтвердили данные, полученные на опытной установке: степень регенерации растворов ДЭА глубже, чем растворов МЭА. Содержание СО₂ в регенерированном растворе ДЭА было 0,04-0.06 моль/моль, а в растворе МЭА - 0,10-0,14 моль/моль при одинаковой молярной концентрации аминов в растворе. Глубина регенерации по Н₂S для растворов ДЭА и МЭА составляла соответственно 0,006-0,011 и 0,011-0,016 моль/моль. Расход водяного пара на регенерации насыщенного раствора ДЭА был примерно на 10% меньше, чем для МЭА.

На основании проведенных исследований диэтаноламиновый процесс очистки газа был заложен в проект расширения Мубарекского ГПЗ. На второй и третьей очередях Мубарекского ГПЗ очистка высокосернистого газа производится в одну ступень, что было достигнуто путем увеличения числа тарелок в абсорбере до 32 шт., использования раствора ДЭА и подачи его в абсорбер двумя потоками: на 14-ю тарелку (считая снизу) 75% и на верхнюю тарелку 25% [34].

II.2 Очистка газов водными растворами диэтаноламина

Сернистые природные газы многих месторождений наряду с Н₂S и СO₂ содержат также серооксид углерода, сероуглерод, тиолы и т.д. Для очистки таких газов использование МЭА неэффективно, так как, как было указано выше, МЭА с СОS и СS₂ образует необратимые соединения, которые, накапливаясь в растворе, снижают его поглотительную емкость.

Поэтому для очистки сернистых газов, содержащих серооксид углерода и сероуглерод, широкое применение нашли водные растворы диэтаноламина.

Наиболее крупные установки по очистке газов раствором ДЭА эксплуатируются на Оренбургском ГПЗ (Россия) [31, 36-38].

На каждой из трех установок завода эксплуатируются три установки по очистке газов от Н₂S и СО₂. Технологические схемы этих установок имеют множество общих показателей: подача поглотителя в абсорбер двумя потоками, использование энергии насыщенного раствора амина для приводов насосов, очистка части раствора ДЭА для различных примесей, ингибирование потоков с целью предупреждения пенообразования и снижения скорости коррозией т.д.

В то же время отдельные узлы технологических схем и оборудования установок имеют ряд различий.

Так, на первой очереди для подогрева газа перед входом в абсорбер используется водяной пар, а охлаждение регенерированного раствора ДЭА перед подачей в абсорбер производится в водяном холодильнике. В отличие от этого на третьей очереди предварительный подогрев газа осуществляется за счет рекуперации тепла раствора ДЭА, подаваемого в абсорбер, что обеспечивает более глубокую утилизацию тепла технологических потоков.

На I и II очередях десорберы имеют одинаковый диаметр по всей высоте, вывод кислых газов и орошение десорберов производятся через одну точку, неоклассической схеме. Это несколько упрощает схему обвязки этих аппаратов. На III очереди десорбер выполнен с переменным сечением по высоте колонны. Диаметр верхней и нижней секций колонны составляет 2,8 и 3,7 м, а высота 9,2 и 15 м соответственно (см. табл. 2..3.6). Число тарелок на этих секциях составляет 13 и 20. Несмотря на сложность и повышенную металлоемкость системы орошения десорберов, ввод и вывод потоков из нескольких точек колонны обеспечивает относительно высокую четкость разделения фаз.

На I и II очередях каждая полулиния имеет свой дегазатор для насыщенного абсорбента, а на III очереди для двух полулиний устанавливается один такой аппарат. Также и для аппарата воздушного охлаждения для верхнего продукта (кислых газов) десорберов.

Однако имеются некоторые отличия также в конструкциях тарелок ввода раствора ДЭА в абсорберы и десорберы, системах фильтрации раствора, конструкции контактных устройств и т.д.

Учитывая, что технологическая схема установки очистки газа от Н₂S и СО₂ третьей очереди Оренбургского ГПЗ является одной из наиболее совершенных, ниже приводится ее полное описание.

В состав цеха сероочистки входят три установки, включающие в себя блоки сепарации капельной жидкости, осушки и извлечения тяжелых углеводородов и регенерации насыщенного раствора ДЭА и моноэтиленгликоля. Установка состоит из двух параллельно работающих полулиний очистки газа и регенерации насыщенного раствора амина (рис. 2.2.12).

Рис.2.2.12. Технологическая схема установки очистки газа от кислых компонентов:

С01, С02, С05 - абсорберы; С03, С04 - десорберы; Е01, Е02, Е03, Е11 - рекуперативные теплообменники; Е04, А, В; Е05, А, В - испарители; А01, А02, А03, А13 - воздушные холодильники; В01-дегазатор; В02-емкость орошения; Т01-буферная емкость; В05 - емкость для антивспенивателя; БФ - блок фильтрации; ТР02А; ТР02В - гидротурбины; Р01, Р02, А, В, Р03 А, В, Р04; Р05 - насосы; I - сырьевой газ; II - очищенный газ; III - регенерированный раствор ДЭА; IV- насыщенный раствор ДЭА; V - очищенный топливный газ; VI- дегазированный раствор амина; VII - кислые газы на установку Клауса; VIII -вода; IX - водный пар; X - водный конденсат; XI - антивспениватель; XII - регенерированный раствор ДЭА; XIII - раствор ДЭА после фильтрации

Газ после предварительной сепарации разделяется на два потока, подогревается в рекуперативных теплообменниках ЕО1 и поступает под первую тарелку абсорбера. Подогрев газа перед абсорбером осуществляется с целью предотвращения гидратообразования и испарения неотсепарированных жидких углеводородов. Кроме того, в теплообменниках Е01 обеспечивается дополнительное охлаждение раствора амина.

Раствор амина подается на 15-ю и 25-ю тарелки абсорберов при тем...