Очистка газа от сероводорода

Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от Н₂S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Принципиальная схема очистки газа от Н₂S методом абсорбции приведена на рис. 7.44.

Рис 7.44. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода

1 - абсорбер;2 - выпарная колонна (десорбер); 3 - теплообменник; 4, 8 - холодильник; 5 - емкость - сепаратор; 6,7 -насосы

Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя данном случае выполняют водные растворы : моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина (ТЭА)

Абсорбент избирательно поглощает сероводород, содержащийся в газе. Очищенный газ выводится из аппарата.

На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через теплообменник 3. В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100 °С. При этом происходит выпаривание сероводорода из абсорбента. В емкости 5 сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от сероводорода и насосом 6 закачиваются в выпарную колонну. .

Регенерированный абсорбент возвращается в абсорбер.

Из полученного сероводорода вырабатывают серу.

Степень очистки газа составляет 99 % и выше. Недостатком процесса является относительно большой расход абсорбента.

Очистка газа от углекислого газа

Обычно очистка газа от СО₂ проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами (рис. 7.44).

Рис. 7.45. Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углерода

водой под давлением

При высоком содержании СО, (до 12... 15 %) и незначитель­ной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением (рис. 7.45). Газ, содержащий СО₂ подается в реактор 1, за­полненный железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой под давлением. Очищенный газ проходит затем во­доотделитель 2 и идет но назначению.

Вода, насыщенная углекислым газом, насосом 3 подается в экспанзер 4 для отделения СО₂ методом разбрызгивания. Для полно­го удаления СО₂ вода подается в дегазационную градирню 5, откуда насосом 6 возвращается в емкость 1.

Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п.

Лекция 7 Системы трубопроводного транспорта нефти и газа. Особенности сооружения нефтегазопроводов. Нефте- и газохранилищ

Особенности сооружения нефтегазопроводов

Трубы для магистральных нефтепроводов

Трубопровод- сооружение для транспортировки жидких, газообразных и многофазных сред под действием разности давлений в различных сечениях.

Различают магистральные, распределительные и технологические трубопроводы.

Магистральным нефтепроводом является трубопровод длиной больше 50 км и диаметром от 219 до 1200 мм.

К распределительным Т. относятся газораспределительные сети городских систем газоснабжения, промысловые Т. газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Распределительные Т. имеют разветвленную (типа «дерева») или кольцевую структуры.

Технологические Т. связывают технологические процессы внутри пром. предприятия. Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, т.к. это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, сварные - при диаметрах 219 мм и выше.

При сооружении линейной части трубопроводов выделяют два периода - подготовительный и основной.

В ходе подготовительного периода выполняют следующие виды работ:

• разбивку трассы;

• отвод земель;

• подготовку строительной полосы;

• устройство временных и постоянных дорог.

В ходе основного периода выполняются следующие виды работ

• погрузочно-разгрузочные и транспортные работы;

• земляные работы;

• сварочно-монтажные работы;

• изоляционно-укладочные работы;

очистка внутренней полости и испытание трубопроводов.

Перед пуском в эксплуатацию Т. после монтажа, ремонта, консервации или простоя более одного года подвергаются испытанию (гидравлич. или пневматич.) на прочность и плотность. Испытание проводится после полной сборки Т. и монтажа всех врезок, штуцеров, бобышек, арматуры, дренажных устройств, спускных и воздушных линий.

О с н о в н ы е о б ъ е кт ы и с о о р уж е н и я м а г и с т р а л ь н о го

н е ф т е п р о в о да

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений (рис. 12.7):

• подводящие трубопроводы;

• головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

• конечный пункт;

• линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).

Рис. 12.7. Состав сооружения магистрального нефтепровода:

1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3 – промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 – станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - дом обходчика; 14 - линия связи; 15 – вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога

Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м):

при обычных условиях прокладки 0,8

• на болотах, подлежащих осушению 1,1

• в скальных фунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6

• на пахотных и орошаемых землях 1,0

- при пересечении каналов 1,1 Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги.

Магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

Нефте- и газохранилища

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.

В настоящее время в связи с падением добычи нефти и соответственного снижения производства нефтепродуктов количество нефтебаз сократилось. Одновременно все нефтяные компании ведут активное строительство автозаправочных станций.

Газохранилища Расходование газа промышленными и особенно коммунально-бытовыми потребителями, как правило, неравномерно и колеблется в течение суток, недели и года.

Чтобы газоснабжение потребителей было надежным, избыток газа необходимо где-то аккумулировать с тем, чтобы выдавать его в газовую сеть в периоды пикового газопотребления.

Для компенсации неравномерности потребления газа в течение суток, недели широко используется метод его аккумулирования в последнем участке газопровода. В принципе газопровод представляет собой протяженную емкость большого геометрического объема. Чем больше давление, тем больше газа она вмещает. Увеличивая противодавление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребления, можно накапливать газ в трубопроводе, не прекращая при этом его перекачки.

Для компенсации суточной неравномерности газопотребления используют также газгольдеры высокого и низкого давления -и подземные хранилища.

Газгольдер - стационарная стальная емкость для приема, хранения и выдачи газа в газораспределительные сети. По форме подразделяются на цилиндрические и сферические.

Подземные хранилища газа – создаются в пористых средах, соляных кавернах и горных выработках (шахтах, искусственных камерах в различных породах). Наиболее распространены подземные хранилища газа в истощенных газовых, нефтяных скважинах и водоносных пластах. Таким образом хранится примерно 15% газа.

Лекция 10. Физико-химические характеристики нефти и газа Основные продукты, получаемые из нефти и газа.

Физико-химические характеристики нефти

Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфическим запахом.

С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны.. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5…87 % углерода; 12,5…14,5 % водорода; 0,05…0,35, ред­ко до 0,7 % кислорода; до 1,8 % азота и до 5,3, редко до 10 % серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокопонентную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения. Принято разделять нефти и нефтепродукты ректификацией на фракции. или дистиллятами. Нефтяные фракции характеризуются температурными пределами начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.).

Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15…25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45…55 % фракций, перегоняющихся до 300…350 °С.. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85…90 %) состоят из светлых.

Технологическая классификация

В настоящее время в России принята новая классификация нефтей по ГОСТ Р 51858–2002. Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам и принят новый ГОСТ России Р 51858-2002, в соответствии с которым (табл. 4.1) их подразделяют (классифицируют):

• по содержанию общей серы на четыре класса;

• по плотности при 20 °С на пять типов;

• по содержанию воды и хлористых солей на три группы;

— по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на три вида. Кроме того, тип нефти, поставляемой на экспорт, определяется помимо плотности при 15 °С дополнительно по следующим показателям'

Выход фракции в %, не менее	0э	1э	2э	3э	4Э
до температуры: 200 °С	30	27	21	—	—
300 °С	52	47	42	—	—
400 °С	62	57	53.	—	—
Массовая доля парафина, %, не более	. 6,0	6,0	6,0	—	—

Таблица 4.1 Классификация и требования к качеству подготовленных на промыслах нефтей по ГОСТ Р 51858-2002
Показатель	Класс	Тип		Группа		Вид
			1	2	3	1	2	3
Массовая доля серы, % : до 0,6 — малосернистая, 0,6-1,80 — сернистая 1,80-3,50 — высоко­сернистая более 3,50 — особо высокосернистая	1 2 3 4
Плотность при 20 °С, кг/м3: до 830 — особо легкая 830,1-850,0 —легкая 850,1-870,0 — средняя 870,1-895,0 —тяжелая более 895,0 — битуминозная		0(0Э) 1(1э) 2(2Э) 3(3Э) 4(4э)
Массовая доля воды, %, не более Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более Содержание механических примесей, % мае, не более Давление насыщенных паров, кПа ,мм рт. ст.			0,5 100 0,05 66,7 500	0,5 300 0,05 66,7 500	1,0 900 0,05 66,7 500
Массовая доля, %, не более: Сероводорода метил- и этилмеркаптанов						20 40	50 60	100 100

Условное обозначение марки нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. Например, нефть марки 2,2_Э,1,2 означает, что она сернистая, поставляется на экспорт, средней плотности, по качеству промысловой подготовки соответствует 1-й группе и по содержанию сероводорода и легких меркаптанов — 2-му виду.

Основные продукты, получаемые из нефти и газа

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает исключительно большой ассортимент (более 500 наименований) газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов. Требования к ним весьма разнообразны и диктуются постоянно изменяющимися условиями применения или эксплуатации того или иного конкретного нефтепродукта. Поскольку требования как к объему производства, так и к качеству товаров диктуют их потребители, то принято классифицировать нефтепродукты по их назначению, т.е. по направлению их использования в отраслях народного хозяйства. В соответствии с этим различают следующие группы нефтепродуктов: 1) моторные топлива; 2) энергетические топлива; 3) нефтяные масла; 4) углеродные и вяжущие материалы; 5) нефтехимическое сырье; б) нефтепродукты специального назначения. Моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателей подразделяют на: 1.1. Карбюраторные (авиационные и автомобильные бензины); 1.2. Реактивные. 1.3. дизельные. Энергетические топлива подразделяются на: 2.1. Газотурбинные. 2.2. Котельные.

Нефтяные масла подразделяют на смазочные и несмазочные. Различают следующие подгруппы смазочных масел: 3.1. Моторные (для поршневых и для реактивных двигателей). 3.2. Трансмиссионные и осевые, предназначенные для смазки автомобильных и тракторных гипоидных трансмиссий

3.3. Индустриальные масла предназначены для смазки станков, машин и механизмов различного промышленного оборудования, работающих в разнообразных условиях и с различной скоростью и нагрузкой. По значению вязкости их подразделяют на легкие (швейное, сепараторное, вазелиновое, приборное, веретенное, велосит и др.), средние (для средних режимов скоростей и нагрузок) и тяжелые (для смазки кранов, буровых установок, оборудования мартеновских печей, прокатных станов и др.). 3.4. Энергетические масла (турбинные, компрессорные и цилиндровые) — для смазки энергетических установок и машин, работающих в условиях нагрузки, повышенной температуры и воздействия воды, пара и воздуха. Несмазочные (специальные) масла предназначены не для смазки, а для применения в качестве рабочих жидкостей в тормозных системах, в пароструйньих насосах и гидравлических устройствах, в трансформаторах, конденсаторах, маслонаполненных электрокабелях в качестве электроизолирующей среды (трансформаторное, конденсаторное, гидравлическое, вакуумное), а также такие, как вазелиновое, медицинское, парфюмерное, смазочно-охлаждающие жидкости и др. Углеродные и вяжущие материалы включают: 4.1. Нефтяные коксы. 4.2. Битумы. 4.3. Нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, брикетные, волокнообразующие и специальные). 1 Нефтехимическое сырье. К этой группе можно отнести: 5.1. Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы, нафталин и др.). 5.2. Сырье для пиролиза (нефтезаводские и попутные нефтяные газы, прямогонные бензиновые фракции, олефинсодержащие газы и др.).

5.3. Парафиньг и церезины. Вырабатываются как жидкие (получаемые карбамидной и адсорбционной депарафинизацией нефтяных дистиллятов), так и твердые (получаемые при депарафинизации масел). Жидкие парафины являются сырьем для получения белково-витаминных концентратов, синтетических жирных кислот и поверхностно-активных веществ. Нефтепродукты специального назначения подразделяются на: 6.1. Термогазойль (сырье для производства технического углерода). 6.2. Консистентные смазки (антифрикционные, защитные и уплотнительные). 6.3. Осветительный керосин. 6.4. Присадки к топливам и маслам, деэмульгаторы. 6.5. Элементная сера. 6.6. Водород и др.

Вопросы на 1 кол по Пр и Агр н/г технологий

Эксплуатация нефтегазовых месторождений

Промысловая подготовка нефти

Установка комплексной подготовки нефти

Промысловая подготовка газа

Транспорт нефти, газа, нефтепродуктов.

Схема магистрального трубопровода

Нефте-и газохранилища

Вопросы на 2 кол по Пр и Агр н/г технологий

Физико-химические характеристики нефти и газа

Основные продукты, получаемые из нефти и газа.

Схема НПЗ

Обессоливание нефти

Первичная переработка нефти на АВТ