Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Состав газа и конденсата, способы его выражения.Стр 1 из 5Следующая ⇒
Абсорбционная осушка газа. Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углеводородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контанта, низкой коррозионной способностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). ДЭГ имеет формулу СН 2 ОН - СН 2 - О - СН 2 - СН 2 ОН, представляет собой эфир этиленгликоля с молекулярной массой 106,12 и плотностью =1117 кг/м3. Его температура кипения при атмосферном давлении равна 244,5 °С. Он смешивается с водой в любых соотношениях. Преимущество ДЭГа перед ТЭГом - меньшая склонность к ценообразованию при содержании в газе конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды. Однако ТЭГ обеспечивает высокую степень осушки, что приводит к большому снижению "точки росы". ТЭГ имеет более высокую температуру разложения. Следовательно, ТЭГ можно нагревать до более высокой температуры и регенерацию (восстановление) его проводить без вакуума. Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации. При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7%, а ТЭГ-до 98,1%. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых сталей. Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтированных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осушенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давления, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента. Увеличение числа тарелок (а их устанавливают в абсорбере 14-18 шт.) оказывает такое же влияние, как и увеличение количества циркулирующего абсорбента. Верхний и нижний температурные пределы процесса определяются соответственно потерями гликоля от испарения и возрастанием его вязкости и равны 35-10рС.
Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГа состоит из контактора-абсорбера 1, десорбера (выпарной колонны) 5 и вспомогательного оборудования. Влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и жидких углеводородов, после чего поступает под нижнюю тарелку абсорбера. Затем газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается и проходит в верхнюю скрубберную секцию, где отделяется от уносимых с потоком капель абсорбента. Осушенный газ подается в магистральный газопровод. Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера 1 сначала проходит теплообменник 2, выветриватель 3, фильтр 4. Затем раствор поступает в десорбер 5. В нижней части десорбера 5 происходит нагрев абсорбента паровым нагревателем до установленной температуры (100-130°С). Водяной пар из десорбера поступает в сборник конденсата 6. Отсюда часть воды направляется обратно в верхнюю часть колонны для понижения температуры и концентрации поднимающихся паров абсорбента, что сокращает его расход. Регенерированный абсорбент охлаждается насыщенным раствором в теплообменнике 2, после чего поступает в абсорбер 1. Абсорбер диаметром 1,2 м. имеет высоту 15 метров, массу 25 тонн, пропускную способность 3-5 млн.м3/сут., давление в абсорбере до 8 МПа. Опыт эксплуатации абсорберов показал, что в нем должно циркулировать не менее 25 литров на 1 кг абсорбируемой воды, количество концентрированного раствора абсорбента G (кг/ч), необходимого для осушки газа, определяется по формуле (19.1) где Q -количество осушаемого газа, тыс.м3/ч; , -влагосодержание соответственно поступающего и осушенного газов, кг/тыс.м3; , - концентрация абсорбента в свежем и насыщенном растворах, % вес. Определяются также размеры абсорбера и десорбера, число тарелок, размеры теплообменников и т.д. Потери раствора ДЭГа достигают 18-40 г/100м3 газа. Адсорбционная осушка газа. Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой "точки росы" (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в северных районах страны. Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсорбенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.
К ним относятся активированные угли (S уд = 600-1700 м2/г); силикагели - продукты обезвоживания геля кремниевой кислоты (S уд-320-770M /г); цеолиты - минералы, являющиеся водными алюмосиликатами натрия и кальция, а также искусственные цеолиты. Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на поверхности или в объеме микропор твердого тела. Эффективные радиусы микропор составляют (5-10) 10'14 мкм. Максимальная активность, достигаемая к моменту равновесия при данных температуре и концентрации поглощаемого вещества в газовой фазе, называется равновесной статической активностью. Активность при поглощении до появления поглощаемого компонента за слоем поглотителя называется динамической активностью. Динамическая активность адсорбента характеризует вес улавливаемой жидкости в процентах от веса адсорбента. Обычно она равна 4-7%. Промышленные адсорбенты должны обладать достаточно высокой активностью, обратимостью адсорбации и простотой регенерации, малым сопротивлением потоку газа и высокой механической прочностью. Десорбция основана на том, что при повышении температуры увеличивается энергия адсорбированных молекул и они могут освобождаться от адсорбента. Наиболее благоприятны для этого температуры 200-300°С. В момент насыщения адсорбента влагой в одном из адсорберов в другом происходит десорбция и охлаждение. Процесс протекает последовательно по мере насыщения влагой адсорбента в колонне. Размеры адсорберов в 2-3 раза меньше абсорберов. Внутри аппарата размещено от 4 до 8 полок, на которые насыпают необходимое количество адсорбента. Работает адсорбер без замены селикагеля до 2 лет. Рабочая температура в адсорбере 10-14 °С, средняя скорость движения газа через адсорбер 0,15-0,5 м/с, давление газа 7-8 МПа. Продолжительность циклов насыщения, регенерации и охлаждения адсорбента определяется временем, необходимым для его регенерации. Обычно цикл насыщения длится 10-20 ч, а цикл регенерации 4-8 ч. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа. Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: 1.Газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.; 2.Качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; 3.Товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании. Для того, чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода. Важный показатель качества товарного газа - содержание в нем кислорода. Значение этого показателя - не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.
Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (табл. 2.9). Таблица 2.9 Нормы ГОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам В ГОСТ 51.40-93 введен новый показатель, ограничивающий содержание меркаптановой серы в товарном газе, не более 36 мг/м3. В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе 10. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема. При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определённый момент собственного давления становится недостаточно для подачи газа потребителю (магистральный газопровод МГ, ТЭЦ и т.д.) с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС), предназначенных для следующих целей: 1) Сжатия газа до необходимого давления. При подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа. В процессе транспортировки газа на химические комбинаты, ТЭЦ, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0,5 до 1,7 МПа. При работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа. 2) Увеличения газоотдачи пласта понижением давления на всём пути движения газа из пласта до приёмного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать 50 – 60 % начальных запасов газа, в комрессорный период эксплуатации – ещё 20 – 30 %. 3) Увеличения дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии. 4) Улучшения технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяжённости или МГ небольшой длины. Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.
Состав газа и конденсата, способы его выражения. По происхождению горючие газы разделяются на естественные, или природные, и на искусственные, вырабатываемые из твердого и жидкого топлива.
Природные газы добывают из скважин чисто газовых месторождений или нефтяных месторождений попутно с нефтью. Газы нефтяных месторождений называются попутными. Газы чисто газовых месторождений в основном состоят из метана с небольшим содержанием тяжелых углеводородов. Они характеризуются постоянством состава и теплотворности. Попутные газы наряду с метаном содержат значительное количество тяжелых углеводородов (пропан и бутан). Состав и теплотворность этих газов колеблются в широких пределах. Искусственные газы вырабатывают на специальных газовых заводах -или получают как побочный продукт при сжигании угля на металлургических заводах, а также на заводах по переработке нефти. Газы, вырабатываемые из каменного угля, у нас в стране для городского газоснабжения применяются в весьма ограниченных количествах, и удельный вес их все время уменьшается. В то же время растет производство и потребление сжиженных углеводородных газов, полученных из попутных нефтяных газов на газобензиновых заводах и на нефтеперерабатывающих заводах при переработке нефти. Жидкие углеводородные газы, •используемые для городского газоснабжения, состоят в основном из пропана и бутана. Вид газа и его состав в значительной степени предопределяют область применения газа, схему и диаметры газовой сети, конструктивные решения газогорелочных устройств и отдельных узлов газопроводов. От теплотворной способности зависит расход газа, а отсюда—диаметры газопроводов и условия сжигания газа. При применении газа в промышленных установках весьма существенное значение имеют температура горения и скорость распространения пламени и постоянство состава газового топлива Состав газов, а также физико-химические свойства их прежде всего зависят от вида и способа получения газов. Горючие газы представляют механические смеси различных газов <как горючих, так и негорючих. В горючую часть газообразного топлива входят: водород (Н2)—газ без цвета, вкуса и запаха, низшая теплотворная способность его составляет 2579 ккал/нм3\ метан (СН4) — газ без цвета, вкуса и запаха, является основной горючей частью природных газов, низшая теплотворная способность его 8555 ккал/нм3; окись углерода (СО) — газ без цвета, вкуса и запаха, получается пр.и неполном сгорании любого топлива, очень ядовит, низшая теплотворная способность 3018 ккал/нм3; тяжелые-углеводороды (Сп Нт), Этим названием <и формулой обозначается целый ряд углеводородов (этан — С2Н6, пропан — С3Нв, бутан— С4Н10 и др.), низшая теплотворная способность этих газов колеблется от 15226 до 34890 ккал/нм*. В негорючую часть газообразного топлива входят: углекислый газ (СО2), кислород (О2) и азот (N2). Негорючую часть газов принято называть балластом. Природные газы характеризуются высокой теплотворностью и полным отсутствием окиси углерода. В то же время (ряд месторождений, главным образом газонёфтяных, содержит очень ядовитый (и агрессивный в коррозионном отношении газ — сероводород (H2S). Большинство искусственных каменноугольных газов содержит значительное количество высокотоксичного газа — окиси углерода (СО). Наличие в газе окиси углерода и других ядовитых веществ весьма нежелательно, так как они усложняют производство эксплуатационных работ и повышают опасность при использовании газа. Кроме основных компонентов е состав газов входят различные примеси, удельное значение которых в процентном отношении ничтожно. Однако если учесть, что по газопроводам подаются тысячи и даже миллионы кубических метров газа, то суммарное количество примесей достигает значительной величины. Многие примеси выпадают в газопроводах, что в итоге приводит к снижению их пропускной способности, а иногда и к полному прекращению прохода газа. Поэтому наличие примесей в газе необходимо учитывать как при проектировании газопроводов, так и в процессе эксплуатации.
Количество и состав примесей зависят от способа производства или добычи газа и степени его очистки. Наиболее вредными примесями являются пыль, смола, нафталин, влага и сернистые соединения. Пыль появляется в газе в процессе производства (добычи) или при транспортировке газа по трубопроводам. Смола является продуктом термического разложения топлива и сопутствует многим искусственным газам. При наличии в газе пыли смола способствует образованию смоло-грязевых пробок и закупорок газопроводов. Нафталин обычно содержится в искусственных каменноугольных газах. При низких температурах нафталин выпадает в трубах и вместе с другими твердыми и жидкими примесями уменьшает проходное сечение газопроводов. Влага в виде паров содержится почти во всех естественных и искусственных газах. В естественные газы она попадает в самом газовом месторождении вследствие контактов газов с поверхностью воды, а искусственные газы насыщаются водой в процессе 'производства. Наличие влаги в газе в значительных количествах нежелательно, так как она понижает теплотворную способность газа. Кроме того, отличаясь большой теплоемкостью парообразования, влага при сжигании газа уносит значительное количество тепла вместе с продуктами сгорания в атмосферу. Большое содержание влаги о газе нежелательно еще и потому, что, конденсируясь при охлаждении газа во 'Бремя движения его по трубам, она может создавать водяные пробки в газопроводе (в низших точках),которые необходимо удалять. Для этого требуется установка специальных конденсатосборников и откачка их. К сернистым соединениям, как уже отмечалось, относятся сероводород, а также сероуглерод, меркаптан и др. Эти соединения не только вредно действуют на здоровье людей, но и вызывают значительную коррозию труб. Из других вредных примесей следует отметить аммиак и цианистые соединения, которые содержатся главным образом в каменноугольных газах. Наличие аммиака и цианистых соединений приводит к увеличенной коррозии металла труб. Присутствие в горючих газах углекислого газа и азота также нежелательно. Эти газы в процессе горения не участвуют, являясь балластом, уменьшающим теплотворную способность, что приводит к увеличению диаметра газопроводов и к снижению экономической эффективности использования газообразного топлива. Абсорбционная осушка газа. Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углеводородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контанта, низкой коррозионной способностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). ДЭГ имеет формулу СН 2 ОН - СН 2 - О - СН 2 - СН 2 ОН, представляет собой эфир этиленгликоля с молекулярной массой 106,12 и плотностью =1117 кг/м3. Его температура кипения при атмосферном давлении равна 244,5 °С. Он смешивается с водой в любых соотношениях. Преимущество ДЭГа перед ТЭГом - меньшая склонность к ценообразованию при содержании в газе конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды. Однако ТЭГ обеспечивает высокую степень осушки, что приводит к большому снижению "точки росы". ТЭГ имеет более высокую температуру разложения. Следовательно, ТЭГ можно нагревать до более высокой температуры и регенерацию (восстановление) его проводить без вакуума. Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации. При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7%, а ТЭГ-до 98,1%. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых сталей. Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтированных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осушенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давления, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента. Увеличение числа тарелок (а их устанавливают в абсорбере 14-18 шт.) оказывает такое же влияние, как и увеличение количества циркулирующего абсорбента. Верхний и нижний температурные пределы процесса определяются соответственно потерями гликоля от испарения и возрастанием его вязкости и равны 35-10рС. Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГа состоит из контактора-абсорбера 1, десорбера (выпарной колонны) 5 и вспомогательного оборудования. Влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и жидких углеводородов, после чего поступает под нижнюю тарелку абсорбера. Затем газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается и проходит в верхнюю скрубберную секцию, где отделяется от уносимых с потоком капель абсорбента. Осушенный газ подается в магистральный газопровод. Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера 1 сначала проходит теплообменник 2, выветриватель 3, фильтр 4. Затем раствор поступает в десорбер 5. В нижней части десорбера 5 происходит нагрев абсорбента паровым нагревателем до установленной температуры (100-130°С). Водяной пар из десорбера поступает в сборник конденсата 6. Отсюда часть воды направляется обратно в верхнюю часть колонны для понижения температуры и концентрации поднимающихся паров абсорбента, что сокращает его расход. Регенерированный абсорбент охлаждается насыщенным раствором в теплообменнике 2, после чего поступает в абсорбер 1. Абсорбер диаметром 1,2 м. имеет высоту 15 метров, массу 25 тонн, пропускную способность 3-5 млн.м3/сут., давление в абсорбере до 8 МПа. Опыт эксплуатации абсорберов показал, что в нем должно циркулировать не менее 25 литров на 1 кг абсорбируемой воды, количество концентрированного раствора абсорбента G (кг/ч), необходимого для осушки газа, определяется по формуле (19.1) где Q -количество осушаемого газа, тыс.м3/ч; , -влагосодержание соответственно поступающего и осушенного газов, кг/тыс.м3; , - концентрация абсорбента в свежем и насыщенном растворах, % вес. Определяются также размеры абсорбера и десорбера, число тарелок, размеры теплообменников и т.д. Потери раствора ДЭГа достигают 18-40 г/100м3 газа.
|
|||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2017-01-19; просмотров: 132; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.117.81.240 (0.03 с.) |