Методология и расчет аминовой очистки нефтяных газов

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт промышленных технологий и инжиниринга

Кафедра переработки нефти и газа

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПРОЕКТ УСТАНОВКИ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ РАСТВОРАМИ АЛКАНОЛАМИНОВ НЕФТЕГОРСКОГО ГПЗ МОЩНОСТЬЮ ПО ГАЗУ 14,0 МЛРД.М³/ГОД

Выполнил: Евдокимов Ю.А.

Руководитель: Семухин С.П.

Тюмень 2016г.

РЕФЕРАТ

Курсовая работа 33 с., четыре рисунка, три таблицы, семь источников, два приложения, один лист графической части формата А1.

Ключевые слова: природный и попутный нефтяной газ, абсорбент, очистка, кислые компоненты, амин.

Объектом исследования является установка аминовой очистки газа от кислых компонентов.

Цель работы: расчет материального баланса установки аминовой очистки газа.

В процессе работы проводился анализ существующих методов очистки природного и попутного нефтяного газов от кислых компонентов, их основные преимущества и недостатки. Изучен механизм и химизм реакции поглощения кислых компонентов с помощью абсорбентов, рассмотрены наиболее часто применяемые абсорбенты, их показатели и свойства. Изучены различные схемы установок очистки газа.

Результатом работы является расчет материального баланса установки очистки газа от кислых компонентов растворами алканоламинов Нефтегорского газоперерабатывающего завода мощностью по газу 14,0 млрд.м³/год.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящей курсовой работе применяются следующие обозначения с соответствующими определениями:

МЭА - моноэтаноламин;

ДЭА - диэтаноламин;

ДИПА - диизопропаноламин;

МДЭА - метилдитаноламид;

ДГА - дигликольамин.

V_год - годовая производительность установки по исходному газу, н.м³/ч;

- число часов работы установки в год, ч.

G_1рр, G_2рр - расход раствора амина в первую и вторую точку абсорбера, кг/ч;

ma^1р, ma^2р - мольная доля свободного амина в регенерированном растворе по отношению к суммарному, моль/моль;

mа^1н, ma^2н - мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми компонентами растворе, моль/моль;

q_1а, q_2а - суммарная концентрация амина в растворах вводимых в 1-ю и 2-ю точки абсорбера; % масс.

Р - общее давление в абсорбере, МПа,

Ma - молекулярная масса амина;

t - температура абсорбции, С.

нефтяной газ абсорбент алканоламин

СОДЕРЖАНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 АДСОРБЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ ГАЗА

1.2 КАТАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

1.3 ОЧИСТКА ГАЗОВ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ АЛКАНОЛАМИНОВ

1.4 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АБСОРБЕНТОВ

1.5 ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИОННОЙ ОЧИСТКИ

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

2.2 ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

2.3 ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

2.4 РАСЧЕТ СОСТАВОВ ИСХОДНОГО И ОЧИЩЕННОГО ГАЗОВ

2.5 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС АБСОРБЕРА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Углеводородные нефтяные и природные газы содержат в своем составе нежелательные кислые компоненты - диоксид углерода, серосодержащие соединения - сероводород, серооксид углерода, сероуглерод, меркаптаны. В газовом конденсате содержатся также сульфиды и дисульфиды.

Кислые компоненты проявляют высокое коррозионное действие, отравляют катализаторы, снижают эффективность процессов газопереработки и транспортировки газа.

Сероводород, меркаптаны, серооксид углерода являются высокотоксичными веществами; сероводород и продукты его сгорания оказывают вредное воздействие на окружающую среду. Диоксид углерода уменьшает теплоту сгорания газа.

Существует большое число методов очистки углеводородного газа, которые условно относят к трем группам - абсорбционные, адсорбционные и каталитические методы. Наиболее широко распространены первые методы, допускающие любое начальное содержание примесей в газе, а адсорбционные процессы используют при малых начальных содержаниях примесей (3-5% об.), но при этом они позволяют глубоко очистить газ.

Абсорбционные методы по характеру используемого абсорбента делят на методы химической абсорбции (хемосорбции), физической абсорбции, комбинированные и окислительные. Хемосорбционные процессы основаны на химическом взаимодействии сероводорода с активным компонентом абсорбента, в качестве которого в этих процессах применяют амины.

Ведущее место в мировой практике в области очистки углеводородного газа от кислых компонентов занимают аминовые процессы (см. приложение А).

Они применяются для очистки природного газа уже несколько десятилетий, но до настоящего времени остаются основными - примерно 70% от общего числа установок.

Процесс аминовой очистки применяется и на Нефтегорском газоперерабатывающем заводе.

Расположен он в Урало-Поволжье, г. Нефтегорск Куйбышевской области, входит в состав ОАО «НК «Роснефть». Основное назначение завода -- переработка ПНГ от предприятий ОАО «НК «Роснефть» («Самаранефтегаз » и « Оренбургнефть »). Завод введен в эксплуатацию в 1967 году.

Генпроектировщик -- институт «Гипровостокнефть ».

Завод запроектирован по схеме НТК с аммиачной холодильной установкой (две изотермы кипения: минус 10 С и минус 25 С). Проектная мощность завода по газу -- 700 млн м³ /год.

На завод в качестве сырья поступает попутный нефтяной газ I, II и III ступеней сепарации нефти с давлением 0,15 и 0,45 МПа от ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Оренбургнефть» с потенциальным содержанием С_3+выше 763 г/м³. Товарной продукцией завода являются СОГ, этановая фракция, ШФЛУ и сера.

В состав основных технологических установок Нефтегорского ГПЗ входят:

-установки очистки газа от сероводорода и диоксида углерода раствором моноэтаноламина (МЭА);

-установка получения серы методом Клауса;

-установка осушки и НТК;

-аммиачная холодильная установка;

-газокомпрессорный участок с сепараторным отделением;

-установка деэтанизации бензина.

Блок-схема Нефтегорского ГПЗ приведена в приложении Б.

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

Абсорбционные методы по характеру используемого абсорбента делят на методы химической абсорбции (хемосорбции), физической абсорбции, комбинированные и окислительные.

Хемосорбционные процессы основаны на химическом взаимодействии сероводорода с активным компонентом абсорбента, в качестве которого в этих процессах применяют амины. Процессы химической абсорбции характеризуются высокой избирательностью по отношению к кислым компонентам и позволяют достигать высокой степени очистки от сероводорода.

Процессы физической абсорбции основаны на физическом растворении извлекаемых компонентов в различных абсорбентах.

В отличие от хемосорбционных способов методом физической адсорбции можно наряду с сероводородом и диоксидом углерода извлекать серооксид углерода, сероуглерод, меркаптаны. Поэтому в некоторых случаях (при высоких парциальных давлениях кислых компонентов и когда не требуется тонкая очистка газа) экономичнее использовать физические абсорбенты, которые по сравнению с химическими отличаются существенно более низкими затратами на регенерацию.

В комбинированных процессах используют обычно смешанные поглотители - хемосорбенты и абсорбенты. Комбинированный метод позволяет достигать тонкой очистки углеводородного газа не только от сероводорода и диоксида углерода, но и от сероорганических соединений.

Окислительные процессы основаны на необратимом превращении поглощаемого сорбентом сероводорода в элементную серу.

Сорбент в этом случае содержит катализатор окисления и представляет собой водно-щелочной раствор катализатора, в качестве которого, например, используют комплексное соединение хлорида железа с динатриевой солью этилендиаминтетрауксусной кислоты или горячий раствор мышьяковых солей щелочных металлов

1.1 АДСОРБЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ

Адсорбционные методы очистки газа основаны на селективном извлечении сероводорода твердыми поглотителями - адсорбентами. При этом сероводород может вступать в химическое взаимодействие с адсорбентом (химическая адсорбция) или удерживаться физическими силами взаимодействия (физическая адсорбция). Химическая адсорбция не нашла широкого промышленного применения из-за сложностей, возникающих на стадии регенерации отработанного адсорбента. Физическая адсорбция отличается легкостью регенерации адсорбента и широко используется в промышленных процессах для тонкой очистки газов от сероводорода, диоксида углерода и сероорганических соединений. В качестве адсорбентов наибольшее распространение нашли активные угли и синтетические цеолиты. Недостатками процессов адсорбционной очистки газа являются относительно высокие эксплуатационные затраты и полупериодичность процесса, в связи с чем эти процессы чаще используют для тонкой очистки газа от остаточных количеств сероводорода и других кислых компонентов после предварительной очистки методом абсорбции.

1.2 КАТАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Каталитические методы очистки газа от кислых компонентов используют в тех случаях, когда в газе присутствуют сернистые соединения, недостаточно полно удаляемые с помощью жидких поглотителей или адсорбентов.

В промышленности нашли применение методы каталитического гидрирования, основанные на взаимодействии сернистых соединений с водородом (гидрирование) или с водяным паром (гидролиз). В качестве катализаторов в этих процессах используют оксиды кобальта, никеля и молибдена, нанесенные на оксид алюминия.

1.3 ОЧИСТКА ГАЗОВ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ АЛКАНОЛАМИНОВ

Для очистки природных газов, включая нефтяные (попутные), и нефтезаводских газов от сероводорода и диоксида углерода широкое распространение нашли хемосорбционные способы, важнейшими из которых являются аминовые. Названия этих процессов, связаны с амином, применяемым в качестве основного компонента поглотительного раствора абсорбента: МЭА - способ; ДЭА - способ и др. Каждый из этих способов обладает определенными достоинствами, преимуществами, и, конечно, недостатками.

В промышленности выбор метода значительную роль играет доступность амина. Выбор растворителя зависит от требуемой степени очистки газа, начального содержания примесей, небходимых технико-экономических показателей процесса. При взаимодействии с кислыми компонентами газа этаноламины образуют химические соединения, легко распадающиеся на исходные компоненты при повышении температуры и снижении давления.

Заключительный вывод о целесообразности применения того или иного метода делается на основе анализа и сравнения его с существующими способами.

1.4 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АБСОРБЕНТОВ

Моноэтаноламид-способ

В МЭА-способе хемосорбентом является моноэтаноламин в водном растворе с концентрацией 15-30%. Высокие концентрации МЭА могут быть использованы только при использовании высокоэффективных ингибиторов коррозии. Реакция МЭА с сероводородом, диоксидом углерода протекает по схеме:

HO--CH₂--CH₂--NH₂ + H₂O (HO--CH₂--NH₃)⁺ + OH^-

Н₂S + H₂O HS^- + H₃O⁺

(HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺ + HS^- (HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺HS^-

(HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺ + HCO₃^- (HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺HCO₃^-

CO₂ + 2H₂O HCO₃^- + H₃O⁺

Реакция с Н₂S практически идет до образования сульфида этаноламина, а с СО₂ только до карбоната этаноламина.

Растворы МЭА обеспечивают тонкую очистку газа от Н₂S и СО₂ в широком диапазоне концентраций. МЭА легко регенерируется, химически стабилен и, по сравнению с другими аминами, мало поглощает углеводороды.

Существенным недостатком МЭА является его относительно высокая реакционная способность по отношению к органическим соединениям серы, содержащимся в газе, и высокая коррозионная активность его растворов. Реакция МЭА с Н₂S протекать в присутствии следов кислорода с образованием нерегенерируемого соединения - тиосульфата этаноламина:

2RNH₂ + 2H₂S + 2O₂ (RNH₂)₂H₂S₂O₃ + H₂O

Реакция МЭА с сероокисью углерода идет с образованием трудно разлагаемого соединения:

2RNH₂ + COS RNHCOSH H₂NR

При повышенных температурах МЭА реагирует с СО₂ с образованием неразлагаемых соединений. Сначала образуется оксозолидон- 2:

Далее протекают следующие реакции:

В первом случае образуется вещество ограниченно растворимое в воде. Поэтому оно способно забивать аппаратуру. Второе вещество - жидкое, хорошо растворимо в воде, имеет щелочную реакцию и вызывает усиленную коррозию.

МЭА сравнительно легко окисляется сначала с образованием -аминоальдегида, затем глицина, гликолевой кислоты, щавелевой кислоты и, наконец, муравьиной кислоты. Это приводит к образованию нерастворимых солей железа.

При попадании в аминовый раствор органических кислот (нафтеновых - из газового конденсата, жирных - при разложении аминоальдегидов) в абсорбере образуются аминовые мыла, вызывающие сильное пенообразование.

Поэтому растворы МЭА значительно более склонны к вспениванию, чем, например, растворы ДЭА. Это один из недостатков растворов МЭА как абсорбентов Н₂S и СО₂.

Дитаноламин - способ

В последнее время в качестве хемосорбента все чаще применяют диэтаноламин в водном растворе при концентрации 25-30%. Скорость реакций ДЭА ниже, чем для МЭА. Кроме того, продукты реакций ДЭА с СОS и CS₂ практически полностью гидролизуются до Н₂S и СО₂ . ДЭА химически стабилен в условиях аминовой очистки газа, сравнительно легко гидролизуется и имеет низкое давление насыщенных паров. Поэтому ДЭАобеспечивает тонкую очистку газа в присутствии СОS и CS_2.

Раствор ДЭА вспенивается в меньшей степени, чем раствор МЭА, т.к. и абсорбция и десорбция проводятся при относительно высокой температуре, чем при работе с раствором МЭА.

Недостатками ДЭА - способа являются относительно низкая поглотительная способность раствора, а также сильная коррозия оборудования, высокая стоимость.

Важным преимуществом ДЭА способа по сравнению с МЭА - способом, является его применимость для очистки газов, содержащих СОS и тяжелые углеводороды. Достоинством метода также является отсутствие стадии глубокой регенерации раствора.

Диизопропаноламид-способ

Способ «АДИП» (ДИПА). В этом способе в качестве хемосорбента используется диизопропаноламин (ДИПА) в водном растворе с концентрацией до 40%. ДИПА обеспечивает тонкую очистку газа от Н₂S и СО_2. При этом извлекается до 50% СОS и RSR.

Подобно ДЭА ДИПА с СО₂, СОS и RSR образует легко регенерируемые соединения. Потери ДИПА при регенерации примерно вдвое меньше, чем МЭА. Растворимость углеводородов в ДИПА ниже, чем в МЭА и ДЭА. При использовании в качестве абсорбента растворов ДИПА практически отсутствует коррозия аппаратуры. Тепловой эффект реакции ДИПА с Н₂S и СО₂ ниже, чем, для МЭА, и поэтому пара на регенерацию ниже. Недостатком ДИПА является его высокая стоимость.

Метилдитаноламид-способ

В этом способе хемосорбентом является метилдиэтаноламин (МДЭА). МДЭА, медленно реагируют с СО₂ существенно меньше, чем с Н₂S. В этом случае протекает в основном реакция:

H₂CO₃ + CH₃(C₂H₅)N HCO₃^-(CH₃(C₂H₅)NH)⁺

Поэтому растворы третичных аминов селективно поглощают Н₂S в присутствии СО₂.

Преимущества МДЭА по сравнению с другими является высокая абсорбционная способность, что облегчает процесс регенерации.

Способ Экоамид и Амизол способ

Способ Экоамин. В качестве хемосорбента используется дигликольамин ДГА с концентрацией в водном растворе 60-65% масс. ДГА обеспечивает тонкую очистку от сероводорода, диоксида углерода, меркаптанов, сероуглерода. Образует с примесями легко регенерируемые соединения. Недостатком ДГА являются его высокая стоимость и сравнительно большие потери при эксплуатации.

Способ «Амизол». Этот способ основан на применении в качестве хемосорбента МЭА или ДЭА в метаноле. Такой абсорбент поглощает Н₂S и СО₂, меркаптаны, углеводороды и воду.

Абсорбция ведется при 35С, а регенерация при 80С. Это обуславливает низкий расход тепла на регенерацию, по сравнению с водным растворами аминов. Побочные реакции аминов с СО₂ и СОS идут в метанольном растворе в 10 раз медленнее, чем в водном растворе МЭА и в 100 раз, чем в водном растворе ДЭА. Коррозия оборудования практически отсутствует.

Недостатком способа является большой унос паров метанола. Очистка газа водой после абсорбера дает возможность практически полностью удалять метанол.



Сульфинол способ

В этом способе в качестве абсорбента используется раствор алканоламина в двуокиси титрагидротиофена (в циклотетраметилсульфоне).

Последний получил фирменное название «Сульфолан»:

В качестве алканоламина обычно применяют ДИПА, иногда ДЭА. Абсорбент имеет следующий состав: амин - 30%, сульфолан - 64%, вода - 6%.

Сульфинол обладает значительно большей поглотительной способностью, чем МЭА. Важным преимуществом сульфинола является возможность одновременной тонкой очистки от Н₂S, СО₂, СОS, меркаптанов и сероуглерода. Недостатком способа «Сульфинол» является преждевременное разгазирование абсорбента.

Оно начинается после дроселирования и далее прокачивается газожидкостная смесь, которая приводит к образованию газовых пробок, гидравлическим ударам и вспениванию.

1.5 ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИОННОЙ ОЧИСТКИ

Влияние давления

Повышение давления при неизменных температуре и концентрации амина повышает степень очистки газа от кислых компонентов. Обычно очистку газа растворами аминов осуществляют при давлении от 2 до 7 МПа.

Влияние температуры абсорбции

Понижение температуры абсорбции приводит к повышению степени извлечения целевых компонентов, но снижает селективность процесса вследствие повышения растворимости углеводородов в аминовых растворах.

Повышение температуры увеличивает селективность процесса по

отношению к кислым компонентам, но может привести к увеличению

остаточного содержания кислых компонентов в очищенном газе, к повышению влагосодержания очищенного газа. Взаимодействие сероводорода с амином протекает в интервале от 30 до 50^ОС.

Выбор концентрации раствора амина

Использование аминовых растворов высоких концентраций дает возможность уменьшить объем циркулирующего раствора и вследствие этого уменьшить затраты на перекачку раствора, однако при этом:

· увеличивается чрезмерно температура раствора амина

· увеличивается расход пара на регенерацию

· увеличиваются потери аминового раствора за счет испарения

Оптимальная концентрация МЭА 12-20 % ; ДЭА 20-30 %; МДЭА 30-50%.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Схемы установок аминовой очистки газа водными растворами алканоламинов отличаются в основном способами подачи абсорбента.

2.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

Выделяют четыре основных способа. Первый способ изображен на рисунке 2.1 -- подача раствора абсорбента одним потоком на верхнюю тарелку абсорбера при температуре 30-400С -- используется обычно при относительно невысоком содержании сероводорода и диоксида углерода в газе и, следовательно, небольшом суммарном тепловом эффекте протекающих реакций.

Рисунок 2.1 - Схема однопоточной очистки газа растворами этаноламинов: I -- газ на очистку; II -- очищенный газ; III -- экспанзерный газ; IV -- кислый газ; V -- водяной пар; 1 -- абсорбер; 2,9 -- насосы, 3,7 -- холодильники; 4 -- экспанзер, 5 -- теплообменник, 6 -- десорбер; 8 -- сепаратор; 10 -- кипятильник; 11 -- емкость регенерированного амина.

Второй способ -- подача абсорбента двумя потоками с одинаковой температурой (30-40 ⁰С) Этот способ целесообразно использовать при высоких концентрациях кислых компонентов в сыром газе. Часть потока регенерированного амина (65-75 % масс.) подается на одну из тарелок в средней части абсорбера. Стекая вниз по тарелкам, амин контактирует с восходящим потоком газа, подаваемым под нижнюю тарелку абсорбера. В нижней части аппарата происходит интенсивное взаимодействие кислых компонентов газа с амином и повышение температуры за счет экзотермичности протекающих реакций. При повышении температуры химическое равновесие целевых реакций смещается в обратном направлении и степень извлечения кислых компонентов понижается. Избыточное тепло выводится из колонны с потоком насыщенного абсорбента. В верхней части абсорбера происходит контактирование газового потока со свежим охлажденным абсорбентом, подаваемым на верхнюю тарелку колонны и доизвлечение кислых компонентов из газа. Схема подачи потоков аминового раствора с одинаковой температурой абсорбента изображена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.1 - Схема подачи потоков аминового раствора с одинаковой температурой абсорбента: 1 -- газ на очистку; 2 -- очищенный газ; 3 -- насыщенный раствор абсорбента; 4 -- регенерированный раствор абсорбента; 1 -- абсорбер; 2 -- холодильник

Третий способ -- рисунок 2.3 Подача абсорбента двумя потоками разной температуры. В этом случае 70-75 % раствора амина подается в середину абсорбера при температуре 60-70 ⁰С, а остальное количество -- на верхнюю тарелку абсорбера с температурой 30-40 ⁰С. Такая подача абсорбента применяется в тех случаях, когда сырой газ содержит COS и CS2. Создание зоны повышенных температур в нижней части абсорбера позволяет повысить степень извлечения кислых компонентов за счет протекания реакции гидролиза COS и CS2. Образующиеся сероводород и диоксид углерода реагируют с амином в верхней зоне абсорбционной колонны.

Этот способ подачи амина позволяет сократить расход электроэнергии на перекачку раствора и снизить расход абсорбента для достижения требуемой степени очистки газа.

Рисунок 2.3 - Схема подачи потоков аминового раствора с и разной температурой абсорбента: 1 -- газ на очистку; 2 -- очищенный газ; 3 -- насыщенный раствор абсорбента; 4 -- регенерированный раствор абсорбента; 1 -- абсорбер; 2 -- холодильник

4-й способ -- подача раствора амина двумя потоками разной степени регенерации. Этот способ используется для очистки газов с высоким содержанием кислых компонентов.

Схема подачи раствора амина отличается от предыдущей схемы тем, что в среднюю секцию абсорбера подается частично регенерированный раствор, отбираемый с одной из тарелок десорбера и охлажденный в теплообменнике до +50-60 0С. Глубокой регенерации подвергается только часть раствора, которая подается наверх абсорбера при температуре 40-50 0С для обеспечения тонкой очистки газа. Такая схема оказывается экономичнее традиционной на 10-15 % за счет снижения расхода пара на стадии регенерации. Таким образом выбираем 3-й способ подачи раствора амина двумя потоками с разной температурой, так как этот способ позволяет повысить степень извлечения кислых компонентов.

2.2 ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

Состав исходного газа, поступающего на установку очистки представлен в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Состав исходного газа

Компонент	Молекулярная масса	Содержание ,% об.
H2S	34,08	0,8065
CO2	44,01	1,4081
N2	28,01	0,0810
CH4	16,04	78,7844
C2H6	30,07	10,0811
C3H8	44,10	4,0162
i-C4H10	58,12	2,0130
n-C4H10	58,12	1,8049
i-C5H12	72,15	0,6032
n-C5H12	72,15	0,4016

Продукты переработки газа, получаемые на Нефтегорском газоперерабатывающем заводе:

· фракция широкая легких углеводородов марки «А» (ШФЛУ) по ТУ-38.101524-93.

· фракция этановая марки «Б» по ТУ-0272-022-00151638-99

· Сухой отбензиненный газ по СТО Газпром 089-2010

· Сера техническая газовая комовая по ГОСТ 127.1-93-127.5-93



2.3 ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

Принципиальная технологическая схема установки аминовой очистки газа представлена на рисунке 2.4

Установка состоит из двух идентичных полулиний, каждая из которых имеет свой абсорбер и десорбер. Общими являются экспанзер, емкость орошения десорберов, емкость хранения амина и узел фильтрации аминового раствора.

Абсорбент подают в абсорбер С01(С02) двумя потоками: на верхнюю 25-ю тарелку - 25% с температурой 40-50⁰С и в середину аппарата - 75% всего количества с температурой 60-70⁰С. Это позволяет уменьшить нагрузку верхней части абсорбера и сократить вынос абсорбента с газом, дополнительно охладить верхний поток и достичь более тонкой очистки газа. В одном корпусе с абсорбером смонтирован сепаратор. Где происходит дополнительное выделение капельной жидкости из газа.

Сырой исходный газ подогревается в теплообменнике Е01 (Е11) до 25-30⁰С теплом регенерированного аминового раствора и идет на сероочистку в абсорбер. Температура аминового раствора, подаваемого в середину абсорбера, может быть повышена без ухудшения качества очистки до 75⁰С.

Очищенный газ поступает на установку осушки при давлении 5,7-5,9 МПа и температурой 45⁰С. Насыщенный раствор амина с низа абсорбера поступает в экспанзер В01, где за счет понижения давления потока насыщенного абсорбента растворенные углеводороды переходят в газовую фазу, а дегазированный насыщенный раствор подогревается в теплообменнике Е02 регенерированным раствором амина, выводимым с куба десорбера, и поступает на регенерацию в десорбер С03 (С04). Аминовый раствор десорбера подогревается в кипятильнике (ребойлер-испаритель) Е04 (Е05) до 130⁰С и направляется в куб десорбера.

Десорбер работает при следующем режиме: давление 0,09 МПа,температура зоны питания 110⁰С, температуры низа и верха колонны соответственно 126 и 50⁰С.

Парогазовая смесь в верхней части десорбера охлаждается прямым контактом паровой фазы и циркулирующей флегмы.

Регенерированный аминовый раствор охлаждается до 85-90⁰С в рекуперативных теплообменниках Е02 (Е03), затем проходит дополнительные воздушные холодильники (на схеме не указаны) и с температурой не выше 50⁰С поступает в банк хранения амина Т01. Оттуда через холодильник и теплообменник подается в абсорбер.

В технологической схеме предусмотрена очистка циркулирующего амина от механических примесей в фильтре F101 и органических примесей в угольном фильтре F102; фильтр F103 улавливает угольную пыль.

С целью борьбы с пенообразованием аминового раствора предусмотрена подача антивспенивателя в абсорбер из емкости В05.

Для использования энергии расширения насыщенного аминового раствора при перепуске из абсорбера в сепаратор установлен агрегат турбина - насос - мотор, что снижает потребление энергии на перекачку раствора.



Рисунок 2.4 - технологическая схема установки аминовой очистки газа: С01, С02, С05 - абсорберы; С03, С04 - десорберы; В01 - экспонайзер; В02 - емкость орошения; В05 - емкость хранения антивспенивателя; А01,А02, А03, А13 - холодильники; Е01, Е02, Е03, Е11 - рекуперативные теплообменники; Е04, Е05 - ребойлеры, Р01-Р05 - насосы; Т01 - емкость хранения амина

Топливный газ, выделяющийся из аминового раствора в сепараторе 4, очищается от Н₂S до заданного значения либо в установленной на выветривателе колонне с десятью тарелками, либо на отдельной установке; газ со степенью очистки Н₂S до 100 мг/м³ используется на ГПЗ как топливный для собственных нужд.

2.4 РАСЧЕТ СОСТАВОВ ИСХОДНОГО И ОЧИЩЕННОГО ГАЗОВ

Исходные данные для расчета:

В очищенном газе требуется обеспечить следующее содержание кислых компонентов (в объемных долях):

Содержание CO₂ - 0,005; содержание H₂S - 0,003,

Годовая производительность установки: 14 млрд. н.м³;

Число часов работы в год - 8760;

Давление в абсорбере - 2,1 МПа, температура - 51 єС;

Мольная доля свободного амина в регенерированном растворе 1 по отношению к суммарному - 0,98;

Мольная доля свободного амина в регенерированном растворе 2 по отношению к суммарному - 0,94;

Мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми компонентами растворе 1 по отношению к суммарному - 0,88;

Мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми компонентами растворе 2 по отношению к суммарному - 0,85;

Суммарная концентрация амина в растворах, вводимых в первую и вторую точки абсорбера - 28 % масс;

Доля амина, подаваемого на верхнюю тарелку абсорбера от общего количества регенерированного амина, б - 0,98,

В качестве амина используется моноэтаноламин (МЭА).

Вычисляем часовую производительность установки по исходному газу по формуле (2.1)

(2.1)

где: V_год - годовая производительность установки по исходному газу, н.м³/ч; - число часов работы установки в год, ч.

По составу исходного газа вычисляют суммарный объем углеводородов и азота в очищенном газ для того нужно вычислить объемный расход по каждому компоненту, а затем сложить все за вычетом кислых компонентов.

Вычисляем суммарное количество кислых компонентов в очищенном газе

(2.2)

Находим общее количество очищенного газа:

+ (2.3)

V^очищ=1562780,37+13397,51=1576177,88 нм³/ч

Вычисляют содержания и расходы компонентов в исходном и очищенном газах (в кг/ч, м3/ч, % масс, % об.). По результатам расчетов заполняют таблицу 2.2

Таблица 2.2 - Составы исходного и очищенного газов

Компоненты	Исходный газ
	ММ	н.м3/ч	% об.	Плотность (ММ/22,4)	кг/ч	% масс.
H2S	34,08	12889,27	0,8065	1,52	19591,69	1,2856
CO2	44,01	22503,88	1,4081	1,96	44107,61	2,8943
N2	28,01	1294,52	0,0810	1,25	1618,15	0,1062
CH4	16,04	1259111,42	78,7844	0,72	906560,22	59,487
C2H6	30,07	161113,47	10,0811	1,34	215892,05	14,167
C3H8	44,10	64185,84	4,0162	1,97	126446,11	8,2972
i-C4H10	58,12	32171,23	2,0130	2,59	83323,49	5,4676
n-C4H10	58,12	28845,43	1,8049	2,59	74709,67	4,9023
i-C5H12	72,15	9640,18	0,6032	3,22	31041,39	2,0369
n-C5H12	72,15	6418,26	0,4016	3,22	20666,81	1,3561
Сумма		1598173,52	100,00	-	1523957,2	100

Компоненты	Очищенный газ
	н.м3/ч	% об.	Плотность (ММ/22,4)	кг/ч	% масс.
H2S	2364,27	0,15	1,52	3593,69	0,2419
CO2	11033,25	0,7	1,96	21625,17	1,4558
N2	1294,52	0,081	1,25	1618,15	0,1089
CH4	1259111,42	79,884	0,72	906560,22	61,028
C2H6	161113,47	10,222	1,34	215892,05	14,534
C3H8	64185,84	4,0722	1,97	126446,11	8,5122
i-C4H10	32171,23	2,0411	2,59	83323,49	5,6092
n-C4H10	28845,43	1,8301	2,59	74709,66	5,0293
i-C5H12	9640,18	0,6116	3,22	31041,38	2,0897
n-C5H12	6418,26	0,4072	3,22	20666,80	1,3913
Сумма	1576177,88	100,00	-	1485476,71	100

2.5 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС АБСОРБЕРА

1) Находим общий расход раствора амина по формуле (2.4)

Gрр = (2.4)

где G_1рр, G_2рр - расход раствора амина в первую и вторую точку абсорбера, кг/ч;

ma^1р, ma^2р - мольная доля свободного амина в регенерированном растворе по отношению к суммарному, моль/моль;

mа^1н, ma^2н - мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми компонентами растворе, моль/моль;

q_1а, q_2а - суммарная концентрация амина в растворах вводимых в 1-ю и 2-ю точки абсорбера; % масс. Принимаем, что q_1а = q_2а = q_о.

Находим количество физически сорбированных кислых компонентов. Если химическое насыщение раствора амина приближается к единице, то суммарное насыщение превышает единицу, и необходимо учесть количество физически абсорбированных кислых компонентов. При этом следует использовать эмпирические соотношения по данным растворимости H₂S и СО₂ в воде при температуре 10 - 100 °С до парциального давления 2 МПа.

(2.5)

, кг/ч

(2.6)

, кг/ч

где: Р - общее давление в абсорбере, МПа,

Ma - молекулярная масса амина;

t - температура абсорбции, С.

Находим приход аминового раствора с учетом химической и физической сорбции кислых компонентов



Находим мольную долю амина в растворе

С_а = (2.8)

С_а=моль/моль

Уносом амина за счет испарения можно пренебречь.

Используя данные приложений, находят парциальное давление паров воды над раствором амина и амина над его водным раствором

Р_Н2О=10766,12 Па, Р_а=20,47 Па,

где Р_Н2О - парциальное давление паров воды над растворами аминов, Па;

Р_а - парциальное давление паров аминов над их водными растворами, Па. В соответствии с уравнением Менделеева- Клапейрона, уносы воды G^г_Н2О и амина G^г_а будут равны:

G^г_Н2О = 10^-6,кг/ч,

G^г_а = 10^-6, кг/ч.

Где V_a - суммарный объемный расход амина, подаваемого в обе точки.

Для его вычисления требуется определение плотности раствора при температуре абсорбции.

Находим растворимость метана в воде при температуре и давлении абсорбции, а затем - массовый расход растворившегося метана:

кг/ч

Расход влажного отходящего газа составит:

G^о_вл.г.=G^о_г- G^о_СН4+ G^г_Н2О + G^г_а (2.9)

G⁰_вл.г.кг/ч.

Расход сухого очищенного газа с учетом потери с раствором амина составит:

G^о_с.г.=G^о_г-G^нр_СН4 кг/ч.

Рассчитывают массовый расход амина и воды в растворе:

, (2.10)

G^рр_а=56514,630,28=15824,10 кг/ч,

G^рр_Н2О=56514,63(1-0,28)=40690,53 кг/ч.

Расход воды с насыщенным раствором амина снизится на величину уноса паров воды с отходящими очищенными газами и механического уноса:

G^нр_Н2О = G^рр_Н2О - G^г_Н2О - 0,72G^мех_рр (2.11)

G^нр_Н2О =40690,53-113,45-0,7232,4=40553,75 кг/ч

где G^мех_рр= 0,009 (кг/с) (принимается по практическим данным)



Расход амина также уменьшится на величину уноса с отходящими газами и механического уноса:

G^нр_а = G^рр_а- G^г_а - 0,28G^мех_рр (2.12)

G^нр_а =15824,1-0,000026-0,2832,4=15815,03 кг/ч

На основании полученных данных составляем материальный баланс абсорбера

Таблица 2.3 - Материальный баланс абсорбера

ПРИХОД	кг/ч	% масс.	н.м3/ч	% об
1. Исходный газ, в т.ч.	1523957,2	96,42	1598173,52	99,996
Углеводороды	1458639,75	92,29	1561485,85	97,701
Сероводород	19591,69	1,24	12889,27	0,8065
CO2+N2	45725,76	2,89	23798,4	1,489
2. Регенерированный раствор амина, в т.ч.	56514,63	3,58	56,55	0,0035
Амин	15824,10	1,00	15,86	0,001
Вода	40690,53	2,58	40,69	0,0025
ИТОГО	1580471,83	100	1598230,07	100
РАСХОД	кг/ч	% масс.	н.м3/ч	% об
1. Влажный газ, в т.ч.	1485572,45	93,996	1576159,05	98,6190
сухой отходящий газ	1485459,00	93,988	1576158,93	98,6190
водяные пары	113,45	0,0072	0,11	0
2. Мех. унос амина	32,40	0,0021	0,03	0
3. Насыщ. р-р амина, в т.ч.	94866,93	6,0024	22071,07	1,3810
Амин	15815,03	1,0007	15,85	0,0010
Вода	40553,75	2,5659	40,55	0,0025
Сероводород	15998,00	1,0122	10525,00	0,6585
CO2+N2	22482,44	1,4225	11470,63	0,7177
Углеводороды	17,71	0,0011	19,04	0,0012
ИТОГО	1580471,78	100	1598230,15	100

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе рассмотрены методы очистки природных и попутных нефтяных газов от кислых примесей в России и за рубежом, изучен материал по технологии очистки газа от кислых компонентов растворами алканоламинов. Так же представлена сравнительная характеристика основных типов установок очистки газа от кислых компонентов и оценка качества их продукции. Даны физико-химические основы процесса аминовой очистки, влияние основных параметров, химизм, механизм и кинетику реакций.

В ходе выполнения курсовой работы углубили теоретические знания по вопросам закономерностей технологических процессов переработки природного и попутного газа; принципиальных действующих и современных технологических схем установок переработки природного и попутного газа; методах совершенствования данных технологий.

В курсовой работы произведен расчет составов исходного и очищенного газа, материального баланса установки аминовой очистки.

СПИСОК ИЗПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1) Семухин С. П. Расчёт установки очистки газа от кислых компонентов растворами алканоламинов [Текст]: методические указания по курсовому проектированию/ С. П. Семухин, Д. А. Рычков: .- Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ 2015.- 40с.

2) Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа [Текст]/А.К. Мановян . М.: Химия. 2001. 568 с.

3) Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов [Текст]// Т.М. Бекиров. М.: Химия. 1987. 256 с.

4) Мурин В.И. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. [Текст]/ / В.И. Мурин. М.:ООО Недра-Бизнесцентр.2002.Ч.1. 517с.

5) Николаев В.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа [Текст]/ / В.В. Николаев, Н.В. Бусыгина, И.Г. Бусыгин. М.: ОАО Издательство «Недра».1998. 184 с.

6) Зиберт Г.К. Подготовка и переработка углеводородных газов и конденсата. Технологии и оборудование: Справочное пособие [Текст]/ / Г.К. Зиберт, А.Д. Седых Ю.А. Кашицкий, Н.В. Михайлов, В.М. Демин. М.: ОАО Недра-Бизнесцентр. 2001. 316 с.

7) Бусыгина Н.В. Технология переработки природного газа и газового конденсата [Текст]/ / Н.В. Бусыгина, И.Г. Бусыгин. Оренбург: Газпромнефть. 2002. 432 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Основные процессы очистки углеводородного газа, применяемые за рубежом

Процесс	Абсорбент	Число установок
Процессы с химическими абсорбентами
Аминовые	алканоламин + вода	Более 1000
Амин-гард	алканоламин + вода	375
Адип	диизопропаноламин + вода	370
Экономин	дигликольамин + вода 30	30
Бенфильд	карбонат калия + вода + добавки бенфильд	600
Катакарб	раствор поташа + ингибитор коррозии + катализатор	100
Процессы с физическими абсорбентами
Ректизол	холодный метанол	70
Пуризол	N-метилпирролидон	5
Флюор	Пропиленкарбонат	12
Селексол	диметиловый эфир полиэтиленгликоля	50
Сепасолв	диалкиловый эфир полиэтиленгликоля	4
Процессы с физико-химическими и смешанными абсорбентами
Сульфинол	диизопропаноламин (метилдиэтаноламин) 30-40 % + сульфолан (диоксид тетрагидротиофена) 40-60 % + вода 5-15 %	180
Оптизол	амин + физический растворитель + вода	6
Флексорб	пространственно затрудненный амин + физический растворитель + вода	30
Укарсол	амин + физический растворитель + вода	6

Размещено на Allbest.ru