книги / Переработка углеводородных газов

Так, на входе в газопровод диаметр капель в потоке газа колеблется от 100 до 1000 мкм и может присутствовать пленочная жидкость. После первой ступени сепарации в потоке остаются капли от 30 до 150 мкм, а после второй – только капли размером от 1 до 50 мкм, в зависимости от конструкции используемых сепараторов. На выходе со ступени предварительной очистки установок комплексной подготовки газа суммарное содержание дисперсной жидкой фазы не должно превышать 350 мг/м3 газа.

Соответственно меняющемуся дисперсному составу газа и требованиям на его очистку используются разные по конструкции и эффективности очистки сепарационные устройства, которые по своему принципу действия делятся на гравитационные, инерционного типа (насадочные), центробежные и фильтрующие.

4.3. Гравитационные сепараторы

По своей конструкции гравитационные сепараторы бывают горизонтальные, вертикальные и шарообразные.

Общим для них является наличие отстойной (осадительной) камеры или зоны (2), где отделение дисперсных частиц происходит под действием силы тяжести. На входе газа в сепаратор имеются отбойные пластины (1), а на выходе газа из сепаратора каплеулавливающий сетчатый пакет (3), отделяющий мелкие капли от газа за счет инерционных сил. На рис. 4.3 представлено устройство гравитационных сепараторов.

Скоростьосаждения в сепараторе Wос находят по уравнению

где ρд и ρг – плотности дисперсной фазы и газа соответственно; dд – диаметр частиц дисперсной фазы; ζ – коэффициент сопро-

тивления газа.

Внизу сепаратора имеется вынесенный или встроенный сборник уловленных мелких частиц (жидкость, пыль).

31

друг относительно друга. Газ, двигаясь вертикально вверх, огибает гофры, образующие извилистые каналы и за счет инерционных сил и сил трения о стенки листов из него выделяются капли жидкости, стекающие в низ аппарата в сборник жидкости. Такой жалюзийный сепаратор может улавливать капли жидкости размером более 20 мкм и обеспечивает пропускную способность по газу до 6 млн м3/сут.

Особенность таких сепараторов в том, что пленка уловленной жидкости стекает по пластинам навстречу потоку газа и при определенной скорости газа может наступить момент, когда газ приостановит течение жидкости (силы трения). Наступает «зависание» жидкости и захлебывание насадки. Скорость газа, при которой наступает данное явление, называется критической и определяется по формуле

где ρж и ρг – плотности жидкости и газа, кг/м3; σ – поверхностное

натяжение, Н/м; g – ускорение свободного падения, м/с2; K – коэффициент, учитывающий конструкцию сепаратора (у жалюзий- но-вертикального K = 0,45); у горизонтально-сетчатого K = 0,6; у вертикально-сетчатого K = 0,9).

Обычно рабочая скорость газа составляет (0,8–0,85)·Wкр. Оптимальная величина (0,5–0,85)·Wкр.

Устройство сетчатых сепараторов аналогично жалюзийным, но вместо жалюзи установлен пакет сетчатого каплеуловителя толщиной 150 мм. Таким пакетом улавливаются капли жидкости 5–10 мкм и выше и его эффективность выше жалюзийного. Для сетчатых сепараторов скорость газа Wкр в 1,5–2,0 раза выше.

Их обычно используют для окончательной очистки газа и устанавливают на концевых участках ступени очистки газа.

33

4.5.Центробежные сепараторы

Воснове работы центробежных сепараторов лежит использование центробежной силы, возникающей в предварительно закрученном потоке газа. При этом чем выше скорость закрутки и меньше радиусзакрученногопотока, темвышеэффективностьсепарации.

Существует 2 типа центробежных сепараторов, различающихся устройствами, закручивающими поток: циклонные и прямоточные (рис. 4.4).

а б в

Рис. 4.4. Центробежные сепараторы газа (а, б) и нефтегазовой смеси (в): 1 – корпус; 2 – завихритель; 3 – внутренняя газоотводящая труба; 4 – сборник газоконденсата; 5, 6 – сборники нефти и воды; 7 – отбойная тарелка; 8 – регулирующее устройство; I–III – см. рис. 4.3; IV, V – выход нефти и воды

Поток газа (рис. 4.4, а) входит в корпус сепаратора тангенциально под направляющую пластину (завихритель) (2) и закручивается вокруг центральной трубы (3). Газ отводится снизу пробы. Капли жидкости, отброшенные центробежной силой к корпусу сепаратора, стекают по нему вниз и через нижний патрубок собираются в сборнике конденсата (4).

Сепаратор (см. рис. 4.4, в) циклонного типа предназначен для отделения попутного газа от нефти и воды, т.е. в данном слу-

34

чае дисперсной фазой является газ. Верхняя секция такого аппарата – циклонный сепаратор газа, а нижняя – отстойник для отделения остатка газа от нефти и расслоения воды и нефти.

Показатели эффективности центробежных сепараторов находятся на уровне 90–95 %, используются такие сепараторы на входных участках для предварительной очистки газа, особенно если газ содержит много механических примесей.

4.6. Фильтрующие сепараторы

Применяются для окончательной тонкой очистки газа от частиц жидкости диаметром от 0,5 до 10 мкм, которые не улавливаются другими типами сепараторов. Одна из разновидностей такого сепаратора показана на рис. 4.5. Он включает 3 зоны сепарации: входную(1), фильтрующиеэлементы(2), каплеуловитель (5).

Рис. 4.5. Фильтрующие сепараторы тонкой очистки газа: 1 – входная зона(отбойник); 2 – фильтрующиеэлементы; 3 – каркас; 4 – фильтрующий материал; 5 – выходной отбойник; I–III – см. рис. 4.3

Фильтрующие элементы представляют собой перфорированный патрубок-каркас (3), на который уложен фильтрующий слой – стекловолокно, при прохождении через которое капли коалесцируют, укрупняются и стекают в сборник. Диаметр фильтрующих элементов обычно составляет от 50 до 100 мм,

35

а отношение их длины к диаметру 12–15. Число таких элементов рассчитывают по потребной площади фильтрации для данного расхода газа, обычно 30–50 мм.

4.7. Очистка газа от вредных примесей. Характеристики вредных примесей

К вредным примесям, содержащимся в углеводородных газах, относятся коррозионно-активные серосодержащие соединения (Н2S, СOS – серооксид углерода, СS2 – сероуглерод, меркаптаны R–SH, сульфиды R–S–R’, дисульфиды R–S–S–R’), а также снижающие теплоту сгорания углеводородных газов негорючие инертные вещества (CO2, N2, гелий).

Характеристики вредных примесей, входящих в состав углеводородных газов.

Сероводород – наиболее активное из серосодержащих соединений. В нормальных условиях – бесцветный газ с неприятным запахом тухлых яиц, плотностью 1,93 кг/м3. Очень ядовит: острое отравление человека наступает уже при концентрации 0,2–0,3 мг/м3, а концентрация выше 1 мг/м3 – смертельна. Предельно допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе – не более 0,008 мг/м3.

Сероводород хорошо растворим в воде (около 3,0 об./об. воды при нормальном давлении). Диапазон взрывоопасных концентраций его смеси с воздухом достаточно широк и составляет 4–45 об. %. При контакте с металлами (особенно, если в газе содержится влага) вызывает сильную коррозию.

Серооксид углерода – в нормальных условиях бесцветный легковоспламеняющийся газ, не имеющий запаха, конденсирующийся при температуре –50,2 °С.

Теплота испарения серооксида углерода – 15,2 кДж/кг. Пределы взрывоопасных концентраций смеси его с воздухом –

12–29 об. %.

36

Хорошо растворим в сероуглероде, толуоле, этаноле и воде. При нагревании разлагается с образованием СО2, CS2, СО и серы. ПДК COS – не более 1 мг/м3 в производственных помещениях и не более 0,15 мг/м3 в населенных пунктах.

Сероуглерод – в нормальных условиях бесцветная жидкость плотностью 129,7 кг/м3, кипящая при 46,3 °С. Хорошо растворим в этаноле и хлороформе, ограниченно растворим в воде

(при 0 °С – 0,242 об. %, при 20 °С – 0,210 об. %, а при 50 °С –

0,012 об. %). При повышенных температурах реагирует с водородом, образуя сероводород.

Сероуглерод ядовит, вызывает острые отравления при концентрациях в воздухе 0,001 мг/м3. Используется в промышленности как экстрагирующее вещество.

Меркаптаны (тиолы) – сероорганические соединения с резким неприятным запахом, нерастворимые в воде, но хорошо растворяющиеся в органических растворителях. При контакте с металлами вступают с ними в реакции, образуя меркаптиды металлов (меркаптановая коррозия). Они являются ядами для большинства катализаторов. Из-за резкого запаха меркаптаны (этилмеркаптан) используют в качестве одорантов природного газа при испытании на плотность газовых сетей и систем. При нагревании до 300 °С меркаптаныразлагаются собразованием сульфидов исероводорода.

Сульфиды (тиоэфиры) – хорошо растворимые в углеводородах вещества. Они нейтральны, не реагируют со щелочью. При нагревании до 400 °С разлагаются с образованием сероводорода и двух алкенов.

Дисульфиды – также легко растворимые в углеводородах вещества. По сравнению с сульфидами более реакционно-способны. При нагреванииразлагаются на меркаптаны, алкены исероводород.

Диоксид углерода – бесцветный негорючий газ, обладающий кислотными свойствами. При нормальном давлении и температуре –78,5 °С переходит в твердое состояние («сухой лед»), минуя жидкое состояние. В воде диоксид углерода растворим ограниченно (0,335 об. % при 0 °С и 0,169 об. % при 20 °С). Является

37

термически очень стойким веществом и диссоциирует лишь при температурах выше 2000 °С.

Азот и гелий – инертные газы, ухудшающие горючие свойства природного газа. Хотя последний содержится в газе в относительно небольших количествах, его специально извлекают как ценный продукт для нужд народного хозяйства.

4.8.Методы очистки углеводородных газов

ихарактеристика поглотителей

Газы подвергают очистке даже при малых количествах сероводорода, его максимально допустимое содержание в газе при закачке в магистральные трубопроводы не должно превышать 20 мг/м3.

Очистку газов предпринимают не только для доведения содержания в них вредных примесей до установленных норм, но и для их извлечения с целью промышленной утилизации. Более 30 % мирового производства серы получают из природных газов. Содержание Н2S в некоторых из них достигает 50–70 об. %. Это,

вчастности, месторождения Харметтен, Пантер-Ривери Барберри

вКанаде, Миссисипи в США, Жаолангиуанг в КНР, Астраханское в России и др.

Внастоящее время очистку углеводородных газов от вредных примесей проводят различными методами, которые условно можно разделить на две большие группы – абсорбционные и адсорбционные. Первые допускают любое начальное содержание примесей в газе. Адсорбцию применяют, когда содержание примесей не превышает 3–5 об. %, однако этот метод позволяет очистить газ более глубоко.

Абсорбционные методы по характеру используемого абсорбента делятся на методы хемосорбции, физической абсорбции, комбинированные и окислительные.

Хемосорбционные процессы основаны на химическом взаимодействии Н2S и CО2 с активным компонентом абсорбентов,

вкачестве которых используют водные растворы аминов (моно-,

38

ди- и триэтаноламины, диизопропаноламин, метилдиэтаноламин, МДЭА) или щелочей.

Процессы физической абсорбции основаны на физическом растворении извлекаемых компонентов в абсорбенте, в качестве которых применяются N-метилпирролидон, гликоли (ди- и триэтиленгликоли), трибутилфосфат, сульфолан, метанол и др.

В комбинированных процессах используют смешанные поглотители. Например, в процессе «Сульфинол» используются поглотители сульфолан и диизопропаноламин.

Окислительные процессы основаны на необратимом превращении поглощаемого сорбентом сероводорода в элементарную серу. Сорбент в этом случае содержит катализатор окисления и представляет собой водно-щелочной раствор катализатора – комплексное соединение хлорида железа с динатриевой солью этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б), горячий раствор мышьяковистых солей щелочных металлов.

Адсорбционные процессы основаны на селективном физическом поглощении Н2S и CО2 в порах твердых сорбентов, в качестве которых используютактивныеугли или синтетические цеолиты.

Выбор того или иного метода очистки зависит от многих факторов, таких как начальные и конечные концентрации Н2S и CО2, область применения газа (в быту, в качестве топлива в двигателях, при синтезе), доступность того или иного вида поглотителя), однако основным является концентрация Н2S и CО2, а также других сероорганических соединений в газе.

При высоких концентрациях кислых компонентов предпочтение отдается физической абсорбции, основной недостаток которой – низкая избирательность в отношении углеводородов. Хемосорбционные и комбинированные процессы рекомендуются при средних концентрациях Н2S и CО2, а окислительные – при низких концентрациях.

При любом методе очистки большое значение придается свойствам поглотителя. Основные требования, предъявляемые кнему:

– низкое давление насыщенного пара, чтобы потери с очищаемым газом были минимальны;

39

–высокая способность поглощать кислые компоненты в широком интервале их парциальных давлений;

–низкая вязкость дляобеспеченияхорошего контакта с газом;

–малая растворяющая способность по отношению к углеводородам;

–низкая коррозионная активность;

–высокая стойкость к окислению.

4.9. Хемосорбционные процессы очистки

Наиболее широкое применение получили процессы очистки аминами (моно- и диэтаноламины), которые при взаимодействии с Н2S и CО2 образуют химические соединения, распадающиеся при повышении температуры и снижении давления. При этом протекают следующие реакции:

2RNH2 + H2S ↔ (RNH3)2S;

2RNH2 + CO2 + H2O ↔ (RNH3)2CO3.

Рассмотрим технологическую схему очистки углеводородных газов от кислых соединений раствором моноэтаноламина

(МЭА) (рис. 4.6).

Согласно схеме исходный газ в абсорбере 1 контактирует с МЭА во второй ступени – сначала со слабо регенерированным, а затем – с полностью регенерированным потоком. Абсорбент с низа абсорбера 1 поступает в десорбер 3, где отделяется углеводородный газ, а насыщенный кислыми компонентами поглотитель через теплообменники 6 поступает в регенерационную колонну 2, в которой комплексные соединения Н2S и CО2 с амином разлагаются, а выделяющиеся кислые газы выходят сверху колонны 2. С низа колонны 2 регенерированный поглотитель через ребойлер 5 и охладительные аппараты 6 и 7 направляются в абсорбер. Часть абсорбента при этом циркулирует через очиститель 4, где отделяются накапливаемые в растворе неразлагающиеся соединения МЭА с СОS и СS2, которые снижают поглотительную способность абсорбента по отношению к Н2S и CО2.

40