CC BY
162
Машиностроение U компьютерные технологии
Сетевое научное издание
http://www.technomagelpub.ru ISSN 2587-9278
Ссылка на статью:
// Машиностроение и компьютерные технологии. 2019. № 05. С. 1-10.
Б01: 10.24108/0519.0001498
Представлена в редакцию: 21.04.2019
© Александрова Д.М., Головастов С.В.
УДК 66.081.2
Абсорбционная очистка попутного нефтяного газа от сероводорода с помощью моноэтаноламина. Часть 1
Александрова Д.М. Головастов С.В.
da sha дшыаеп ff mail ли 1МГТУ им. Н.Э. Баумана, Москва, Россия
Представлен метод очистки попутного нефтяного газа на основе абсорбции. В качестве абсорбента рассмотрен моноэтаноламин (МЭА). С использованием характерных данных по нефтедобывающим скважинам Южных районов России разработана установка по очистке попутного нефтяного газа (ПНГ) от сероводорода. Извлеченный сероводород может быть использован для получения элементной серы. Объектом разработки является установка для очистки попутного нефтяного газа от сероводорода. Целью работы являлась разработка абсорбера для очистки попутного газа от сероводорода регенерированным водным раствором МЭА. Работа направлена на снижение загрязнения окружающей среды при использовании попутного нефтяного газа в качестве энергоносителя.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, абсорбция, аминовая очистка, моноэтаноламин (МЭА)
1.Введение
В настоящее время в нефтегазовом комплексе как никогда актуален вопрос рационального использования добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ). Для предупреждения загрязнения атмосферы выбросами вредных веществ и сокращения эмиссии парниковых газов, возникающих при сжигании попутного нефтяного газа, Правительство РФ утвердило более серьезные ограничения по объему сжигания ПНГ на факельных установках и увеличило размеры штрафов на случай, если требуемые показатели будут превышены [1]. В ряде регионов России и СНГ наблюдаются относительно небольшие объемы производства попутного нефтяного газа при сепарации сернистой нефти некоторых месторождений, в которых ПНГ отличается высоким (до 7 % масс.) содержанием сероводорода, при этом сепарация происходит с низким избыточным давлением. По этим причинам, а также из-за слабо развитой газотранспортной системы и отсутствием мощностей по переработке использовать этот ценный ресурс в качестве сырья нефтехимии и нефтепереработки сильно затруднительно. Целый ряд месторождений Республики Татарстан, Уд-
муртия, Коми, Оренбургской, Пермской и других областей законсервированы, имеют ограниченную добычу, либо по-прежнему утилизируют ПНГ сжиганием на факелах, причиняя существенный вред окружающее среде токсичными выбросами сернистых соединений, поскольку не существует надежной технологии промышленной сероочистки попутного нефтяного газа.
Применение ПНГ сравнительно малых месторождений сернистой нефти для производства электрической и тепловой энергии на газопоршневых или турбинных локальных станциях является перспективным направлением его промышленного использования. Но присутствие сероводорода в составе попутного газа не позволяет применять его в качестве топливного для значительного количества установок и сильно уменьшает ресурс работы печей подогрева нефти и паровых котлов. Другие варианты утилизации ПНГ описаны в [2, 3]. Доля сжигаемого ПНГ имеет ко всему прочему географическую неравномерность -если на южных месторождениях России уже удалось достичь нормативного уровня утилизации, также ситуация улучшается в Тюменской области и на Урале, то в Сибирском федеральном округе, где активно развиваются, разрабатываются новые месторождения, сжигается до 40% ПНГ [4]. Поэтому проблема утилизации ПНГ до сих пор остается острой, несмотря на то, что имеются перспективы использования газа в различных сферах промышленности и энергетики.
В работе [5] проведён анализ утилизации попутного нефтяного газа. Показано, что сжигание попутного нефтяного газа в факельных уста-новках приводит к негативным процессам воздействия на экосистему. Изучена возможность его сохранения путём обратной закачки в недра для добычи и переработки в будущем, использование для генерации электрической и тепловой энергии, переработка в топливо или сырьё для химической промышленности. В работе [6] Рассмотрена возможность применения попутных нефтяных газов с высоким содержанием тяжелых водородов в качестве топлива в когенераци-онных газотурбинных установках. В работе [7] Изучены вопросы подготовки попутного нефтяного газа перед подачей на компрессорную станцию на промысловом трубопроводе и после прохождения компрессорной станции на промышленном трубопроводе.
Метод физической адсорбции позволяет совместно с сероводородом и диоксидом углерода извлекать сероокись углерода, сероуглерод и тиолы, что нехарактерно для хемо-сорбционных способов. Вследствие чего в некоторых случаях (когда не требуется тонкая очистка газа или при высоких парциальных давлениях кислых компонентов) использование физических абсорбентов, которые, ко всему прочему, отличаются существенно более низкими затратами на регенерацию по сравнению с химическими, экономичнее.
В мировой практике первое место в сфере удаления из углеводородного газа кислых компонентов занимают процессы аминовой очистки. Они используются для очистки природного газа уже несколько десятилетий, однако и на сегодняшний день занимают ведущую позицию - примерно 70 % от общего числа установок [8]. Благодаря водным растворам этаноламинов газ можно очистить от сероводорода (H2S), диоксида углерода (CO2), в некоторой мере от тиолов (RSH) и других соединений серы (COS, CS2). В отече-
ственной практике в качестве аминовых абсорбентов для очистки газов от кислых компонентов преимущественно используются МЭА, ДЭА и МДЭА [9].
В качестве абсорбента предложен раствор моноэтаноламина, отличающийся высокой абсорбционной способностью и стабильностью. Он имеет низкую стоимость и доступен, в отличие от раствора метилдиэтаноламина; к тому же не нет четкой методики расчета процессов абсорбции и десорбции с раствором МДЭА или смешанными абсорбентами. Оптимальная концентрация была установлена равной 15-30 % масс.
Целью работы являлась разработка абсорбера для очистки попутного газа от сероводорода регенерированным водным раствором моноэтаноламина (МЭА). Работа направлена на снижение загрязнения окружающей среды при использовании попутного нефтяного газа в качестве энергоносителя.
2. Метод абсорбции
Использовалась тарельчатая модель абсорбера. В такой конструкции жидкость поступает на верхнюю тарелку, движется горизонтально вдоль тарелок, от перелива с вышележащей к переливу на нижележащую, и выходит через нижнюю часть абсорбера. Расположение устройств перелива обеспечивает взаимопротивоположное течение жидкости на соседних по высоте аппарата тарелках. Уровень жидкости обычно чуть выше верхнего обреза сливного порога. Газ не пропускается через перелив благодаря тому, что нижняя часть переливного устройства спущена под уровень жидкости - образуется так называемый гидравлический затвор. Во избежание попадания жидкости в газовые патрубки необходимо чтобы их верхняя кромка возвышалась над уровнем жидкости на тарелке. Газ, выходя из под колпачков, барботирует через слой жидкости, образуя в ней пену, в которой происходят основные процессы массо- и теплопереноса. Колпачковые тарелки способны работать при переменных нагрузках по газу и жидкости [10]. Однако, для них характерно существенное гидравлическое сопротивление, небольшая предельно допустимая скорость газа, они металлоемкие, имеют сложную конструкцию.
В пенном режиме на тарелке образуется малоустойчивая газожидкостная система -пена, которая распадается сразу же после прерывания подачи газа. Он возникает с увеличением скорости газа, при этом выходящие из отверстий и прорезей пузырьки укрупняются в струи, которые разрушаются из-за сопротивления барботажного слоя с возникновением большого числа мелких пузырьков. Поверхность контакта фаз в данном режиме наибольшая: она включается в себя поверхность пузырьков, струй газа и капель жидкости над газожидкостной системой, поэтому он является самым рациональным режимом работы тарельчатых абсорберов.
При дальнейшем увеличении скорости газа газовые струи не разрушаются, выходя из газожидкостного слоя, их длина увеличивается, и они создают большое количество брызг вследствие гибели пузырьков. Поверхность контакта фаз уже меньше (по сравнению с пенным режимом).
3. Расчетная часть
Ниже представлены примеры расчетов абсорбера с учетом химических и тепловых процессов.
3.1. Химические процессы
Процессы тепло - и массообмена в тарельчатых аппаратах проводятся при избыточном давлении до 2,5 МПа [11]. Принимаем давление в колоннер = 2,5 МПа. Температура попутного газа, поступающего в абсорбер, составляет и = 30°С. Температура регенериро-
а
ванного водного раствора МЭА равна 4 = 32°С. Расход попутного газа Ус = 125 000 м /ч. Расчет проводится при условии использования 15%-ого водного раствора МЭА, поскольку он широко используется в промышленности. Состав попутного газа представлен в табл.1.
Таблица 1. Состав неочищенного попутного газа
Компонент Содержание в сырье, у\, % (об.) Кол-во, Уа
СН4 69,4 86750
С2Н6 10 12500
С3Н8 10 12500
С4Н10 5 6250
С5Н12 5 6250
0,4 500
СО2 0,1 125
М2 0,1 125
В воде в существенном количестве растворяются метан и этан, и при составлении материального баланса это необходимо учитывать. В табл.2 представлены расчеты по составу и очищенного газа соответственно. Примем конечное содержание диоксида углерода 0,007 % (об.) [12] и конечное содержание сероводорода 0.000013 % (об.).
Материальный баланс абсорбционной колонны приведен в табл. 3.
3.2. Тепловой баланс аппарата
Тепловой баланс составляют для установления температуры насыщенного раствора МЭА, покидающего абсорбер.
Уравнение теплового баланса:
0тс + <2лг + О = О + 0лн, где О - количество теплоты потока исходного газа, кВт;
О - количество теплоты потока регенерированного водного раствора МЭА, кВт;
О - количество теплоты, которое образуется при абсорбции компонентов, кВт;
О - количество теплоты потока очищенного газа, кВт;
О - количество теплоты потока насыщенного водного раствора МЭА, кВт.
Ком-т Мол. масса, М, Кол-во V Содержание У'" V Кол-во а _ МУ> 1 22.4 кг/ч Содержание У _ У М,
У * молн. доли У Ъу\М\ масс.доли
СН4 16 86749,2 0,6975 11,16 61963,7 0,4437
С2Н6 30 12498,9 0,1004 3,01 16739,6 0,1196
С3Н8 44 12500 0,1005 4,42 24553,6 0,1757
С4Н10 58 6250 0,0503 2,92 16183 0,1161
С5Н12 72 6250 0,0503 3,62 20089 0,1439
H2S 34 0,0065 0,000000052 0,0000017 0,0098 0,00000007
СО2 44 0,875 0,000007 0,000308 1,7 0,0000122
28 125 0,001 0,028 156 0,0011
Таблица 3. Материальный баланс абсорбера
Поток в абсорбер Кол-во, кг/ч Поток из абсорбера Кол-во, кг/ч
Неочищенный газ V 140 692 Очищенный газ 139 686,6
Регенерированный раствор МЭА, Ар 37 924 Насыщенный раствор МЭА Лн 38 929,4
Е 178 616 Е 178 616
Формула для расчета энтальпии идеального газа, кДж/кг:
^ ч 2 ^ ч3
т ^ ( т ^ „ Т ^ _ 100
Н ,(0) = А • — + В1 + С-Г—! + В -
100 ^ 100) ^ 100) т
где А, В, С, Б - коэффициенты для каждого газа [10], T - температура, К.
Расчет энтальпии а также псевдокритических параметров и фактора ацентричности для очищенного газа приведен в табл. 4.
Таблица 4. Расчет величин для определения энтальпии очищенного газа
Ком-т Содер. у масс. доли Я<0)1 у н<0)1 Содер. у молн. доли ^Кр1 Усг МПа ТКр1 Ус1' К «Усг
СН4 0,4437 626 277,756 0,6975 3,2096 132,81 0,00725
С2Н6 0,1196 424,6 50,782 0,1004 0,4894 30,665 0,0099
С3Н8 0,1757 370,2 65,04 0,1005 0,4269 37,167 0,0153
С4Н10 0,1161 372,75 43,239 0,0503 0,1909 21,385 0,0101
С5Н12 0,1439 364,98 52,52 0,0503 0,166 23,651 0,01277
H2S 7-10-8 4271,9 0,0003 5,2-10-8 4,68-10-7 1,94-10-5 5,2-10-9
СО2 1,22^10-5 220,65 0,00269 0,000007 5,16^10-5 0,00213 1,61710-6
N2 0,0011 307,7 0,33 0,001 0,00346 0,126 0,00004
Е 1,00012-1 489,67 ^ 1 4,486 245,81 0,05536
Количество теплоты в единицу времени при абсорбции кислых компонентов в 15%-ом растворе МЭА, пренебрегая теплотой, выделяемой при абсорбции несущественного количества метана и этана, рассчитывается по формуле:
Яа = ■ Ча
где qa - теплота хемосорбции Н2Б и С02, кДж/кг.
I а
г=1
г= 2
Ча =Е Г • X
где т\ - теплота хемосорбции 1-го компонента, кДж/кг; х\ - доля компонента в смеси кислых компонентов. Теплота хемосорбции Н2Б и С02 соответственно [12] 1918 кДж/кг. Расчет qa представлен в табл.5.
Таблица 5. Расчет теплоты хемосорбции Н2Б и С02
Компонент Поглощенное количество кг/ч Содержание Теплота хемосорбции, кДж/кг
г Х = 1 ^ ' масс.доли Л Г х1
758,99 0,7565 1905 1441
СО2 244,3 0,2435 1918 467
Е 1003,29 1908
4. Геометрические параметры абсорбера
Диаметр колонного аппарата определим по следующей формуле [13]:
1800-Ь
-+
п = и
(Ко - С + 35)- 36.00- С
у1Рг -(Рж ~Рг )
К0 - С + 35
где Ь - расход насыщенного абсорбента, кг/с, G - расход очищаемого газа, кг/с.
Расход абсорбента соответствует 10,81 кг/с. Расход исходного попутного газа 39,08 кг/с. Принимаем ближайший стандартный диаметр Ба = 2800 мм
Высота абсорбера складывается из высоты верхней части Л1, высоты тарельчатой части аппарата Нт и высоты нижней части к2.
Нр = К + Нт + ¿2
Из конструктивных соображений примем к1 = 2,2 м, к2 = 2,6 м. В итоге средний коэффициент извлечения на тарелках:
ф=0,532.
Число теоретических тарелок N=6.55. Число рабочих тарелок N = 8. Высота тарельчатой части при Ит = 0,6 м равна 4,2 м. Рабочая высота абсорбера 9 м. Таким образом, общая высота аппарата получается равной 12,061 м.
Заключение
Предложен вариант установки по очистке ПНГ от сероводорода с дальнейшим получением элементной серы процессом Клауса, для решения этой задачи путем использования ПНГ в качестве газа промышленного и коммунально-бытового назначения. Произведен полный расчет процесса двухкомпонентной абсорбции, расчет конструкции тарельчатого абсорбера, в частности, определение толщины стенки обечайки, подбор штуцеров, расчет фундаментных болтов с учетом ветровой нагрузки на абсорбционную колонну, приведено обоснование выбора данного типа аппарата, полный расчет процесса десорбции.
Список литературы
1. О внесении изменений в Положение об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа: постановление Правительства РФ от 28.12.2017 № 1676 // Собрание законодательства РФ. 2018. № 2. Ст. 423.
2. Инновационные технологии переработки и использования попутного нефтяного газа: Сб. материалов / Под общ. ред. В.М. Бузника. М.: Изд. Совета Федерации, 2010. 174 с.
3. Шурупов С.В. К вопросу утилизации попутного нефтяного газа // Газохимия. 2008. № [1]. С. 42-44.
4. Кудияров С. Время тушить факелы Режим доступа: https://www.sibur.ru/press-се^ег/риЬНсайо^/Угетуа^ккГакеЫЬш! (дата обращения 02.03.2018).
5. Картамышева Е.С., Иванченко Д.С. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации // Молодой ученый. 2017. № 25(159). С. 120-124.
6. Тумашев Р. З., Бодров Н. Г. Когенерационная газотурбинная установка на попутных нефтяных газах с высоким содержанием тяжёлых углеводородов // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Машиностроение. 2012. Спец. вып. № S7. С. 155-165.
7. Барыкина Е.С., Иншакова А.С. Утилизация попутного нефтяного газа // Политехн. молодежный журнал. 2016. № 5(5). С. 10. Б01: 10.18698/2541-8009-2016-5-42
8. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. / Под ред. В.И. Мурина и др. Ч. 1. М.: Недра, 2002. 517 с.
9. Набоков С. В., Петкина Н. П. Абсорбенты для очистки газов от Н2S и СО2: опыт и перспективы применения этаноламинов на газоперерабатывающих заводах ОАО «Газпром» // Вести газовой науки. 2015. №. 1(21). С. 3-8.
10. Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии: учеб.: в 2-х ч. Ч. 2: Массообменные процессы и аппараты. М.: Химия, 1995. 368 с.
11. Тимонин А.С. Основы конструирования и расчета химико-технологического и природоохранного оборудования: Справочник: учеб. пособие. В 3-х т. 2-е изд. Т. 2. Калуга: Изд-во Н. Бочкаревой, 2002. 1026 с.
12. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов: Справочное пособие. М.: Химия, 1983. 224 с.
13. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Г.Г. Рабинович и др.; под ред. Е.Н. Судакова. 3-е изд. М.: Химия, 1979. 568 с.
Mechanical Engineering & Computer Science
Mechanical Engineering and Computer Science, 2019, no. 05, pp. 1-10.
DOI: 10.24108/0519.0001498
Received: 21.04.2019
Electronic journal
http://www.technomagelpub.ru ISSN 2587-9278 © D.M. Alexandrova, S.V. Golovastov
Absorption-based Mono-ethanolamine Treatment of Associated Petroleum Gas. Part 1
D.M. Alexandrova1'*, S.V. Golovastov1 da&hajnuacien^maiiju
:Bauman Moscow State Technical University, Moscow, Russia
Keywords: associated petroleum gas, absorption, monoethanolamine (MEA), refining
The paper presents an absorption-based method to treat associated petroleum gas (APG) using the mono-ethanolamine (MEA) as an absorbent. Involving oiler's specific data in the southern regions of Russia, an APG treating unit has been developed to take out hydrogen sulfide. The extracted hydrogen sulfide can be used to obtain elemental sulfur. The development object is a treating APG unit.
The work objective was to develop an absorber for APG treating to take out hydrogen sulfide by means of regenerated MEA aqueous solution. The work was aimed at reducing environmental pollution when using associated petroleum gas as an energy utility.
A plate-shaped absorber model was used. In this design, the liquid enters the upper plate, moves horizontally along the plates, from the overflow from the overlying one towards the overflow to the underlying one, and outlets through the lower part of the absorber.
The paper offers an option of the unit for APG treating for removing hydrogen sulfide with the elemental sulfur further produced by the Claus process to solve this problem through using APG as an industrial and domestic gas.
The work has involved a complete calculation of the two-component absorption process, a design calculation of the plate-shaped absorber, in particular, determination of the cowl wall thickness, a fitting selection, a calculation of the foundation bolts taking into account the wind load on the absorption column, a rationale for the option chosen, and a calculation of the complete desorption process.
In entering the desorber, the absorbent undergoes a single liquid and vapour phase evaporation. To calculate a mole fraction of the stripping initial absorbent, as well as phase compositions, is used a Tregubov method.
References
1. About modification of Regulations on features of calculation of the payment for negative impact on environment at emissions in atmospheric air of the polluting substances formed at
burning on flare installations and (or) dispersion of associated oil gas: RF Government Decree of 28th December 2017 № 1676. Sobranie zakonodatel'stva RF [Meeting of the legislation of the Russian Federation], 2018, no. 2, article 423 (in Russian).
2. Innovatsionnye tekhnologii pererabotki i ispol'zovaniia poputnogo neftianogo gaza [Innovative technologies for processing and use of associated petroleum gas: Collected materials] / Ed. by V.M. Buznik. Moscow, 2010. 174 p. (in Russian).
3. Shurupov S.V. On the issue of associated petroleum gas utilization. Gazokhimiia [Gasochemistry], 2008, no. [1], pp. 42-44 (in Russian).
4. Kudiiarov S. Vremia tushit'fakely [Time to extinguish torches]. Available at: https://www.sibur.ru/press-center/publications/Vremyatushitfakely/html, accessed 02.03.2018 (in Russian).
5. Kartamysheva E.S., Ivanchenko D.S. Associated petroleum gas and the problem of its utilization. Molodoj uchenyj [Young Scientist], 2017, no. 25(159), pp. 120-124 (in Russian).
6. Tumashev R.Z., Bodrov N. G. Cogeneration gas-turbine plant running on oil-well gas with heavy hydrocarbons high content. Vestnik MGTU im. N.E. Bauman. Mashinostroenie [Herald of the BMSTU. Mechanical Engineering], 2012, spec. iss. no. S7, pp. 155-165 (in Russian).
7. Barykina E.S., Inshakova A.S. Utilization of casing-head gas. Politekhnicheskij molodezhnyj zhurnal [Polytechnical Student J.], 2016, no. 5(5), pp. 10. DOI: 10.18698/2541-8009-20165-42 (in Russian)
8. Tekhnologiia pererabotki prirodnogo gaza i kondensata [Technology for processing natural gas and condensate]: A handbook: in 2 parts. / Ed. by V.I. Murin a.o. Pt. 1. Moscow: Nedra Publ., 2002. 517 p. (in Russian).
9. Nabokov S.V., Petkina N.P. Absorbents for gases purification from H2S and CO2: practice and outlooks for ethanolamines application at the gas processing plants of OAO Gazprom. Vesti gazovoj nauki [Vesti Gazovoy Nauki], 2015, no. 1(21), pp. 3-8 (in Russian).
10. Dytnerskij Yu.I. Protsessy i apparaty khimicheskoj tekhnologii [Processes and equipment of chemical technology]: a textbook. In 2 parts. Pt. 2: Massoobmennye protsessy i apparaty [Mass transfer processes and devices]. Moscow: Khimiia Publ., 1995. 368 p. (in Russian).
11. Timonin A.S. Osnovy konstruirovaniia i rascheta khimiko-tekhnologicheskogo i prirodookhrannogo oborudovaniia [Fundamentals of design and calculation of chemico-technological and environmental equipment]: a handbook: a textbook. In 3 vol. 2nd ed. Vol. 2. Kaluga: N. Bochkareva Publ., 2002. 1026 p. (in Russian).
12. Kuznetsov A.A., Sudakov E.N. Raschety osnovnykh protsessov i apparatov pererabotki uglevodorodnykh gazov [Calculations of the main processes and apparatus for processing hydrocarbon gases]: a reference guide. Moscow: Khimiia Publ., 1983. 224 p. (in Russian).
13. Raschety osnovnykh protsessov i apparatov neftepererabotki [Calculations of the main processes and devices of oil refining]: a handbook. / G.G. Rabinovich a.o.; ed. by
E.N. Sudakov. 3rd ed. M.: Khimiia Publ., 1979. 568 p. (in Russian).
