Расчёт аппаратов установки очистки природного и жирного газа от сероводорода и углекислого газа

Г.  Снижение затрат на покупку абсорбента за счет применения отечественного МДЭА взамен импортных аналогов. [4]

Физико-химические свойства этаноламинов и их водных растворов.

Алканоламины (аминоспирты, оксиамины) можно рассматривать как производные аммиака, в котором один или несколько атомов водорода замещены на спиртовой радикал или спиртовой и углеводородный.

где R - спиртовой радикал, например С2Н4ОН; R2, R3 - либо спиртовой, либо углеводородный радикал, либо Н+. По степени замещения атомов водорода при атоме азота алканоламины делятся первичные, вторичные и третичные.

Первичные:

 

 

 

Вторичные:

Третичные:

Алканоламины содержат по крайней мере одну гидроксильную (-ОН) и одну аминогруппу. Присутствие гидроксильной группы снижает давление насыщенных паров и повышает растворимость амина в воде, а аминогруппа придает водным растворам щелочность, необходимую для взаимодействия с Н2S и СO2, которые в водной среде диссоциируют с образованием слабых кислот.  
           Алканоламины - это бесцветные, вязкие, гигроскопичные жидкости, смешивающиеся с водой и низкомолекулярными спиртами во всех соотношениях; они почти нерастворимы в неполярных растворителях.  
Безводные алканоламины применяют, как правило, в виде водных растворов. Концентрация амина в растворе может изменяться в широких пределах, ее выбирают на основании опыта работы и по соображениям коррозии оборудования.

Химизм взаимодействия Н2S, CО2 и других компонентов с этаноламинами  
          Алканоламины, будучи щелочами, легко вступают в реакцию с кислыми газами Н2S (СO2), образуя водорастворимые соли. При этом протекают следующие реакции:

Н2S + [Амин] <—> [Амин х Н]++НS+      (мгновенно)  
СO2+2х [Амин] <—> [Амин х Н]++ [Амин х СОО]-    (быстро)  
СO2+Н2O <—> Н2СO3       (медленно)  
Н2СO3 <—> Н++ НСO3-     (быстро)  
НСO3- <—> Н++ СO3-     (быстро)  
[Амин] + Н+ <—> [Амин х Н]+ (быстро)  

Все амины реагируют с Н2S одинаковым образом с образованием гидросульфида или сульфида амина, причем реакция классифицируется как мгновенная.  
          Первичные и вторичные амины могут реагировать с СO2 с образованием карбамата (соли замещенной карбаминовой кислоты - амин*СОО-*Н+), которая трактуется как быстрая реакция второго порядка. Кроме того, с СO2 образуются карбонаты и бикарбонаты аминов, но образованию их предшествует медленная реакция растворения СO2 в воде с образованием угольной кислоты Н2СO3. Считается, что при умеренных степенях карбонизации амина (до 0,5 моль СO2/моль амина) преимущественно протекает быстрая реакция образования карбамата. Карбаматы аминов - нестойкие соединения и в слабощелочной среде они медленно разлагаются с образованием бикарбоната (на примере вторичного амина):

R2NCOOR2NH2 + H2O <—> R2NH + R2NH2HCO3  

где R – HOCH2CH2

У третичного алканоламина нет подвижного атома Н+ в аминовой группе ( N -), поэтому становится невозможным протекание прямой и быстрой реакции с СO2 по карбаматному типу, а взаимодействие осуществляется через предварительную и медленную стадию образования и диссоциации угольной кислоты:

СО2+Н2О <—> Н2СО3; Н2СО3 <—> Н++НСО3-  
[Амин]+ Н++ НСО- <—> [Амин х Н]+х НСO3-

Конечными продуктами реакции являются бикарбонат и карбонат. Таким образом, разница в скоростях реакций третичных аминов с Н2S (мгновенная реакция) и СO2 (медленная реакция) гораздо значительнее, чем для первичных и вторичных аминов. Это позволяет использовать на практике третичные амины для селективного извлечения Н2S из смесей его с СO2. Реакционная способность алканоламинов изменяется в ряду: первичные> вторичные > третичные и коррелируется с их щелочностью. Диоксид углерода образует с алканоламинами различные побочные продукты. Механизм их образования изучен не полностью. Часть из них на стадии регенерации абсорбента разрушается и снова выделяет алканоламин, другая часть не регенерируется, что является одной из причин потерь амина. Наибольшее количество не регенерируемых соединений характерно для первичных алканоламинов.

 

 

1.1 Описание технологической схемы установки «Сероочистка»

Установка состоит из двух параллельно работающих потоков. Проектная мощность каждого – 62 500 нм3/час. Сырьем для установки является нефтяной попутный газ и жирный газ с топливного производства ООО«Лукойл-Пермнефтеоргсинтез».

Неочищенный газ поступает в сепараторы неочищенного газа С-1,2, в которых происходит отделение твердых частиц и капель жидкости из нефтяного газа. Отсепарированный газ поступает в нижнюю часть абсорберов А-1,2. В верхнюю часть насосами Н-1-4 подается абсорбент – регенерированный раствор МДЭА. Абсорберы А-1,2 – аппараты колонного типа. А-1,2 имеют по 16 клапанных 2-х сливных тарелок итальянской фирмы «Глитч». В верхней части аппаратов расположено по два пакета для коалесцирования жидкости в газе, выходящем из абсорбера. В аппаратах происходит поглощение углекислого газа и сероводорода 25-30 % раствором МДЭА. Очищенный газ из абсорберов А-1,2 поступает в сепараторы очищенного газа СО-1,2, в которых происходит отделение остаточного МДЭА, выносимого газом. Пройдя сепараторы очищенного газа СО-1,2, газ направляется на ГФУ-1.

Насыщенный раствор МДЭА с низа абсорберов А-1,2 поступает в экспанзер Э-1,2, где за счет снижения давления до 4-6 кгс/см2 (0,4-0,6 МПа) происходит выделение углеводородных газов из раствора МДЭА. Выделившиеся углеводородные газы из экспанзера Э-1,2 сбрасываются в к.120.

Насыщенный раствор МДЭА из экспанзера Э-1,2 поступает в патронные фильтры Ф-5,6, работающие попеременно, затем в теплообменники Т-1/1-5/1, Т-1/2-3/2, где нагревается идущим встречным потоком горячего регенерированного раствора МДЭА из емкостей Е-1,2 до 80-1000С.

Из теплообменников горячий насыщенный раствор МДЭА подается в верхнюю чacть десорберов Д-1(2) где начинается его регенерация. В качестве контактных устройств Д-1 – 14 ситчато-клапанных тарелок, в Д-2 – 13 клапанных тарелок. На контактных устройствах за счет повышения температуры из МДЭА выделяются сероводород и углекислый газ (кислые газы), т.е. происходит регенерация раствора (десорбция). Частично отрегенерированный раствор собирается на глухой тарелке. С глухой тарелки МДЭА двумя параллельными потоками поступает в кипятильники ТК-1,2 (ТК-3,4), где нагревается паром. За счет нагрева ТК-1,2 из МДЭА удаляется остаточное количество H2S, CO2 и Н2О. Через проходное отверстие диаметром 500мм в глухой тарелке кислые пары поднимаются вверх через контактные устройства, нагревая на них насыщенный раствор МДЭА. Горячий регенерированный раствор МДЭА собирается в кубах десорберов Д-1,2 и перетекает в емкости регенерированного раствора Е-1,2.

Из емкостей Е-1,2 абсорбент поступает в теплообменники Т-1/1-5/1, Т-1/2-3/2, где отдает тепло идущему противопотоком насыщенному раствору МДЭА и затем в холодильники Х-1/1-3/1, Х-1/2-3/2. В холодильниках регенерированный абсорбент охлаждается оборотной водой до 35-50°С. Далее регенерированный МДЭА поступает на прием насосов Н-1-4. После насосов Н-1-4, для дополнительного охлаждения регенерированного раствора МДЭА, установлен аппарат воздушного охлаждения АВЗ-5. Охлаждённый раствор МДЭА подается в верхнюю часть абсорберов А-1,2.

Десорбированные кислые газы, водяные пары и пары МДЭА из десорбера Д-1(2) поступают в конденсаторы-холодильники ХК-1,2 (ХК-3,4), где большая часть паров конденсируется и газ охлаждается оборотной водой до 16-40°С, а в зимний период может охлаждаться и до 0°С.

После конденсаторов-холодильников сконденсированная жидкость (флегма) и кислые газы поступают в сепараторы кислых газов СК-1,2, где осуществляется отделение флегмы (водного раствора МДЭА) от кислых газов. В верхней части аппарата СК-1 имеется фильтр – коалесцируещее устройство, а в средней части – отбойник сетчатый из нержавеющей стали Dy=500мм, в СК-2 кислые газы поступают тангенциально.

Кислые газы из СК-1,2 поступают на утилизацию (сжигание). Флегма из сепараторов СК-1,2 насосами Н-12,13,14 подается вверх десорберов Д-1,2 для орошения контактных устройств.

 

2. Расчётная часть

2.1 Состав сырья

Расчёт производился в программе DESIGN II FOR WINDOWS. При расчёте в программе использовались технологические данные аппаратов и состав исходного газа и абсорбента взятые из регламента установки СО. По заключении расчётов производилось сопоставление данных полученных при расчёте в программе DESIGN II FOR WINDOWS и данных полученных в процессе прохождения летней практики, а также технологических характеристик основных аппаратов: расчётных,и взятых из регламента.

Таблица 2 -Усредненный компонентный состав жирного газа с ООО «Лукойл–Пермнефтеоргсинтез»

Компоненты		% вес.	% об.
02	Кислород	0,25 (±0,25)	0,18
Н2	Водород	1,0 (±1,0)	14,38
Н2S	Сероводород	4,5 (±2,5)	3,79
N2	Азот	3,0 (±2,0)	3,1
СН4	Метан	16,0 (±11,0)	28,84
С2Н6	Этан	21,0 (±6,0)	20,07
С3Н8	Пропан	22,5 (±7,5)	14,54
и С4Н10	Изобутан	8,0 (±6,0)	3,87
н С4Н10	н-Бутан	8,5 (±6,5)	4,1
и С5Н12	Изопентан	2,5 (±1,5)	0,96
н С5Н12	н-Пентан	2,5 (±1,5)	0,95
С6 Н14+выше	Гексан и выше	2,0 (±2)	0,62
СзН6	Пропилены	2,5 (±1,5)	2,04
C4Н8	Бутилены	4,5 (±3,5)	2,25
С5Н10	Амилены	0,8 (±0,8)	0,31

 

 

Таблица 3 - Усредненный компонентный состав нефтяного газа с ГЗУ

Компоненты		% вес.	% об.
О2	Кислород	0,25 (±0,25)	0,21
С02	Углекислый газ	0,85 (±0,65)	0,51
Н2S	Сероводород	0,525 (±0,475)	0,41
N2	Азот	16,4 (±3,4)	15,55
СН4	Метан	29,725 (±4,725)	49,14
C2Н6	Этан	19,5 (±4,5)	17,10
C3Н8	Пропан	20,0 (±5,0)	11,85
и С4Н10	Изобутан	3,0 (±2,0)	1,33
н С4Н10	н-Бутан	6,0 (±4,0)	2,66
и С5Н12	Изопентан	1,75 (±1,25)	0,61
н С5Н12	н-Пентан	1,0 (±1,0)	0,35
С6+в	Гексан и больше	1,0 (±1,0)	0,28

Рисунок 1 - Смеситель нефтного газа с ООО «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» с нефтяным газом с ГЗУ

 

 

2.2 Расчет абсорбера А-1

1) Расчёт числа теоретических тарелок:

По проекту в абсорбер А-1 планируется установить 16 клапанных тарелок. По литературным данным [6.стр. 258] КПД клапанных тарелок находится в пределах 0,7-0,9. Примем КПД тарелок 0,7, тогда число теоретических тарелок будет равно:

ЧТТ=16*0,7=11,2

Примем ЧТТ=12

2) Расчёт скорости газа  и диаметра абсорбера:

Диаметр абсорбера находят из уравнения расхода [2;стр. 106]:

, где

V0-объёмный расход газа , м3/c.

To=273 [K]

t- средняя температура в абсорбере ,oC.

Po=0,1 МПа

P-давление газа на входе в абсорбер , МПа.

w- предельная скорость паров в абсорбере ,м/c.

Предельную скорость паров в абсорбере найдём из уравнения [5;стр.256]:

, где

С - коэффициент зависящий от конструкций тарелки и расстояния между тарелками определяется по графику[5;стр.257].

Примем оптимальное значение расстояние между тарелками 0,6 метра. [2;стр. 123].

Тогда С=490

ρж- плотность жидкой фазы, кг/м3.

ρn-плотность газа, кг/м3.

Определим плотность паровой фазы:

 

 

Мср - средняя молекулярная масса смеси газов, которую вычисляют по формуле

Мср = М1´r1 + M2´r2 + M3´r3 + …. + Mi´ri

где ri(%) — объемное процентное содержание i-гo компонента газовой смеси; Mi —молекулярная масса этого газа;

Определим плотность жидкой фазы:

, где

Х1,2,…n – массовые доли компонентов смеси

 

Тогда предельная скорость паров в абсорбере будет равна:

 

Иcходя из полученных данных определим диаметр абсорбера:

 

Приведём полученное значение к нормальным рядам диаметров колонн принятых в нефтеперерабатывающей промышленности:

2,18=2,2 м.

Примем стандартный диаметр тарелки ТКП равным 2,2 метра.

Диаметр аппарата функционирующего в реальных условиях 2,6 метра.

3) Определение расстояния между тарелками:

Оптимальное значение расстояние между тарелками 0,6 метра было получено из ходя из справочных данных[2;стр. 123]:

4) Расчёт количества тарелок в абсорбере[6;стр322]:

Количество тарелок находят по формуле:

, где

nct - число ступеней изменения концентрации равное число теоретических тарелок, в нашем случае =12