Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Содержание
  1. Аминовая очистка
  2. Назначение
  3. Выбор типа амина
  4. Технологическая схема
  5. Очистка газа от сероводорода
  6. Поглощательная технология (аминовая отмывка)
  7. Аминовая очистка газа от сероводорода: принцип, эффектные варианты и схемы установок
  8. Цель проведения чистки горючего ископаемого
  9. Существующие методы отделения сероводорода
  10. Рабочий принцип обычной установки

Аминовая очистка

Назначение

Сероводород, соединения меркаптановой серы и углекислый газ считаются самыми популярными «загрязнителями» углеводородного сырья. Ввиду их высокого коррозионного воздействия на сделанные из углеродистой стали оборудование и магистрали из труб, эти соединения нужно убрать из сырьевого потока, если их концентрация превосходит допустимую.
Убирание соединений сероводорода и углекислого газа растворами воды аминов – наиболее «популярный» метод с более чем пятидесятилетней историей.
Область использования установок аминовой чистки:

  • Очистка газа от H2S, CO2 и частично от соединений меркаптановой серы
  • Очистка сжиженных углеводородных газов (СУГ)
  • Убирание CO2 из синтез-газа
  • Очистка газов дыма и получение СО2
Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Рис. 1 3D-модель установки аминовой чистки

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Рис. 2 Чертеж установки аминовой чистки

Выбор типа амина

Вид и концентрация раствора воды амина – критически основные параметры для определения всего процесса чистки. Ниже приведены обычные массовые концентрации растворов аминов.

Моноэтаноламин (МЭА): 20% для удаления CO2 и H2S, 32% для удаления преимущественно СО2.
Диэтаноламин (ДЭА): 20. 25% для удаления H2S и CO2.

Метилдиэтаноламин (МДЭА): 30. 55% для селективного удаления H2S в наличии CO2, удаления H2S и CO2 при применении активатора (пиперазин).

Дигликольамин (ДГА): 50 % для удаления H2S, CO2 и до 70% «легких» меркаптанов.

Технологическая схема

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Рис. 3 Важная схема установки аминовой чистки

Газ подается в нижнюю часть колонны-абсорбера (1). Поднимаясь вверх по колонне, газ соприкасается с раствором амина. В качестве контактных устройств используются либо клапанные тарелки, либо неструктурированная насадка.

Выбор типа контактного устройства определяется для любого определенного случая по отдельности. Кол-во теоретических ступенек контакта для обычного абсорбера – 7. Пройдя контактную часть абсорбера, газ поступает в секцию каплеуловителя.

Назначение этой части – максимально возможное снижение величины уноса раствора амина с потоком чистого сырья. Дальше, очищенный газ отводится за пределы установки. Колонна-абсорбер стандартно оснащена термопреобразователями для отслеживания температурные изменения по высоте аппарата.

Раствор амина по сигналу автоматизированного контроллера уровня отводится из нижней части колонны при помощи автоматизированного клапана. При снижении давления из раствора амина выделяются фракции легкокипящих углеводородов. Зонирование появившейся смеси происходит в сепараторе (2).

Выделившийся в процессе сепарации газ отводится из верхней части аппарата в факельную систему сжигания «кислых» газов или в блок термической деструкции.
После сепарации раствор амина проходит механическую чистку в постепенно размещенных мешотчатом (3) и угольном (4) фильтрах.

Дальше, очищенный от мехпримесей раствор сочного амина поступает в теплообменный аппарат (5), где происходит нагрев за счёт теплопередачи с потоком регенерированного амина из ребойлера (7).
Из трубного змеевика (5) раствор амина подается в колонну-десорбер (6). Подвод тепла, нужного для процесса регенерации, происходит в ребойлере (7).

Тепловым источником бывает как прямой подогреватель (атмосферная горелка, термоэлектрический нагреватель), так и косвенный (пар или горячее масло). АВО рефлюкса (8) обеспечивает частичную конденсацию паров из колонны-десорбера, формируя таким образом поток рефлюкса.

Регенерированный амин отводится из переливной части ребойлера (7) и подается в теплообменный аппарат (5) для нагревания потока сочного амина, после этого подпорным насосом подается в секцию АВО амина (12).
Охлажденный регенерированный амин подается в колонну-абсорбер нагнетательным насосом (13).

Очистка газа от сероводорода

В нефтепромысловом газе вместе с углеводородами иногда встречается сероводород – соединение очень не крепкое, и по­этому количественное его содержание в газе может быть определено намного точнее на месте отбора пробы газа.
Сероводород возгораем, его теплотворная способность при нормаль­ных условиях равна 23135 кДж/м 2 . Он хорошо растворяется в водной массе.

Растворимость H2S в водной массе при рабс = 1 aт следующая:

Температура, 0 С Растворимость, м 3 /м 3
4,67
2,58
1,66

Сероводород считается вредной примесью. Он сам по себе и про­дукт его сгорания сернистый ангидрид (SO2) вызывают отравление людей, зверей и растений. Содержание H2S в воздухе от 0,05 до 1,0 %, или от 0,76 до 1,52 г/м 3 , считается «опасным.

Сернистые соединения (сероуглерод CS2 и др.) также считаются опасными Сероводород и сернистые соединения не только ядовиты (токсичны), но и вызывают коррозию труб из стали, резервуаров, компрессоров, соединителей и остального промыслового оборудования. Очень сильно вырисовывается их действие, если нефтепромысловый газ имеет очень высокую температуру и содержит углекислоту и пары воды.

Благодаря этому газ, применяемый как горючее в промышленных топках, не должен содержать сероводорода выше поставленного предела, определяемого во всех отдельных случаях условиями производства. Если нефтепромысловый газ применяется на производстве, основанном на каталитических реакциях (синтез нашатырного спирта и др.), то он абсолютно не должен содержать сероводорода.

Более того, присутствие H,S в газе убыстряет гидратообразование.
В промысловых усло­виях требуется очень подробная очистка газа, направляемого: а) в воздушные нагнетатели, подающие его в пласт для поддерживания пласто­вого давления с целью вытеснения нефти из пласта; б) в воздушные нагнетатели газлифтного цикла; в) в воздушные нагнетатели системы дальнего транспорта.
Нефтепромысловый газ, который содержит сероводород, под­лежит очистке от него в границах установленных норм.

Для исполь­зования газа в бытовых топках содержание сероводорода в нем не должно быть больше 0,02 г/м 3 при нормальных условиях.
Для очищения газа от сероводорода в большинстве случаев используют два технологических процесса: а) адсорбцию твёрдым веществом; б) абсорб­цию жидкостью. В адсорбционных процессах убирание сероводорода из газа происходит в результате концентрации его на поверхности твёрдого материала.

В большинстве случаев промышленными адсорбентами служат зернистые материалы, обладающие в результате специализированной обра­ботки большой удельной поверхностью, отнесенной к единице веса. В поглощательных процессах происходит массообмен, т. е. переход сероводорода из газообразной в жидкую фазу.

Массообмен осу­ществляется через поверхность раздела двух фаз. Поглощённый сероводород физически растворяется в жидкости. Убирание его из жидкости, т. е. десорбция (или отпарка), собой представляет обращенный процесс, когда поглощенный сероводород выделяется из жидкой фазы.

Адсорбционные процессы извлечения сероводорода относят к сухим процессам, а поглощательные в противоположность им – к мокрым или жидкостным. Адсорбентами в сухих процессах служат окись железа и активи­рованный уголь.

При очистке газа от сероводорода активированным углем сера, отлагающаяся на нем, достается экстрагирова­нием, соответствующим растворителем – сернистым аммонием, а уголь опять применяется в процессе до наличия в нем безмерно высокого содержания очень маленьких фракций, появляющихся в резуль­тате истирания.
Большим преимуществом процесса чистки газа активи­рованным углем является вероятность получения очень чистой элементарной серы сравнительно простым методом. Самым важным его минусом считается сравнительно быстрое дезактивирование угля вследствие загрязнения его мехпримесями и нефтью.

Благодаря этому перед поступле­нием в адсорбер газ следует полностью почистить от данных ком­понентов. Данный процесс не отыскал широкого промышленного приме­нения.

Очень популярен метод извлечения сероводорода из газа гидратом окиси железа (Fe2O3H2O). Гидрат окиси железа в очистной массе должен пребывать в актив­ных альфа- или гамма-модифика­циях. Первая содержится в болот­ной руде, а вторая входит в состав как говорят иначе красного шлама – отхода производства глинозема из бокситов.

Извлечение сероводорода из газа гидратом окиси железа осу­ществляют при сравнительно вы­соком содержании H2S в газе, доходящем до 23 г/м 3 при нор­мальных условиях. В резуль­тате извлечения содержание серо­водорода в газе уменьшается при­мерно до 0,02 г/см 3 .
Кол-во очистной массы (м 3 /1000 м 3 /ч при нормальных усло­виях) формируют по формуле

,
где s – содержание сероводорода в газе в, % об.; f – содер­жание активной Fе2О3 в свежей массе, %; q – плотность свежей рабочей массы, мг/м 3 .
Практически на всех работающих установках очистка газа гидратом окиси железа выполняется при давлении газа, близком к атмосфер­ному. Но в случае необходимости процесс можно вести и при любом избыточном давлении.
В промышленности адсорбционные процессы применяются для финальной чистки газов от сероводорода после предочистки более недорогими поглощательными процессами.

Очистка газа поглощательными процессами может быть осуществлена разно­образными способами. Однако самыми эффективными из них являются этаноламиновые процессы.

Они в большой мере вытеснили такие очистительные процессы газа, как очистка окисью железа. Результативность их состоит в сниженной цене, высокой реак­ционной способности, стабильности, а еще легкости регенерации загрязнившихся растворов. Однако при работе этаноламиновых установок может встретиться ряд сложностей, из-за чего осложняется процесс и становятся больше рабочие издержки и инвестиционного вложения.

Главными факторами, удорожающими про­цесс, являются коррозия аппаратуры и потеря амина. Сами аминовые растворы не работают на сталь, но выделяющаяся в десорбенте смесь сероводорода и паров воды разрушает обыкновенные стали.
К рабочим трудностям, уменьшающим иногда продуктивность установок чистки, относятся вспенивание и за­бивка аппаратуры.

Предупреждение вспенивания в большинстве случаев может быть достигнуто прибавлением к раствору противопенных добавок (чистейшие силиконы или высококипящие спирты; олеиновый спирт или октилфенокси-этанол) или извлечением из него пенообразующих веществ, к примеру тонкодисперсных осадков.
Известно использование трех аминов: моноэтаноламин NH2CH2CH2OH3, диэтаноламин NH(CH2CH2OH)2 и триэтаноламин N(CH2CH2OH)3.

Самый большой интерес для промышленного при­менения представляют моноэтаноламин и диэтаноламин. Триэтаноламин был вытеснен преимущественно из-за невысокой поглоти­тельной способности, невысокой реакционной способности и неудовле­творительной стабильности.

Самой большой поглотительной способностью в отношении к H2S обладает раствор моноэтаноламина. Но моноэтаноламину характерны два важных минуса: относительно большое давление паров и способность в условиях работы установок чистки газа вступать в необратимую реакцию с сероокисью углерода.

Первый их данных недостатков устраняется простой водной промывкой для поглощения паров амина, а второй – во многих случаях не относится к нефтепромысловым газам.
Важные реакции, протекающие при абсорбции H2S и СО2 раствором моноэтаноламином, можно представить уравнениями

,

,

,

,

.
Как следует из уравнений, процесс не сводится к чисто физиче­ской абсорбции, а ведет к появлению химических соединений.
Концентрация раствора моноэтаноламина может меняться в широких пределах. В большинстве случаев ее подбирают на основании навыка работы и по соображениям противодействия коррозии, не руководствуясь стремлением уменьшить первоначальную стоимость раствора до мини­мума.

В большинстве случаев концентрация раствора лежит в границах 15 – 20%, но иногда используют растворы более разбавленные – до 10% и более концентрированные – до 30%. Концентрация аминов ослаб­ляет коррозию стальной аппаратуры.

Принципиальная технологическая установочная схема по очищению газов от сероводорода растворами этаноламинов представлена на рис.3.53
Поглощение из газов H2S и СО2 этаноламинами изготавливается в абсорбере 2 тарельчатого или насадочного типа, для чего газ пода­ется через приемные сепараторы в нижнюю его часть. Поднимаясь вверх, газ вступает в контакт с раствором воды этаноламина, ко­торый поступает на верх абсорбера и течет сверху вниз.

Для улавливания паров этаноламинов на верхние 2 – 3 тарелки подают холодный конденсат. Очищенный газ из абсорбера проходит скруббер 3, который вероятно будет установлен отдельно или вмонтирован в часть сверху абсорбера.

Насыщенный раствор из абсорбера, пройдя теплообменную аппа­ратуру, направляется в десорбер (отгонную колонну) 6 тарельчатого или насадочного типа.
Если очищенный газ находится в абсорбере под давлением, до­статочным для пропуска раствора через теплообменную аппаратуру в отгонную колонну (как показано на схеме), то раствор, пройдя регулятор уровня, поступает сначала в теплообменный аппарат 5, в котором на­гревается за счёт тепла регенерированного раствора, а потом направ­ляется в отгонную колонну 6. Если давление в абсорбере недостаточ­ное, то для подачи сочного раствора в отгонную колонну уста­навливается насос.

В отгонной колонне проибходит выделение из сочного раствора поглощенных в абсорбере кислых газов под действием поднимающегося вторичного пара перегретого, образующегося снизу отгонной колонны при кипячении раствора в кипя­тильнике 9.

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Рис. 3.53.

Принципиальная технологическая схема чистки газа от сероводорода этаноламиновым способом: 1 – приемный сепаратор; 2 – абсорбер; 3 — скруббер; 4, 11 – промежуточные емкости; 5 – теплообменные аппараты; 6 – десорбер; 7– конденсатор-холодильник; 8 – емкость флегмы; 9 – подогреватель; 10 – насосы; 12 – холодильник; I – сырой газ; II – очищенный газ; III – насыщенный раствор; IV – регенерированный раствор; V – кислые газы; VI – флегма
Насыщенный раствор отводится в кипятильник с последней та­релки, а кипящая смесь возвращается из кипятильника под тарелку. Пар при этом идет через тарелку, поднимаясь по колонне, а раствор частично может вновь поступать в кипятильник в связке с рас­твором, стекающим с тарелки, чем достигается многократная цирку­ляция раствора через кипятильник.

Регенерированный раствор из десорбера поступает в теплообмен­ник 5, где охлаждается, отдавая тепло насыщенному раствору, после этого поступает в переходную емкость 11, откуда насосом 10 через холодильник 12 подается вновь в абсорбер.
На линии регенерированного раствора перед входом в абсорбер ставится регулятор расхода, особенно нужный при воз­можных изменениях газового давления.
Выходящая из десорбера парогазовая смесь проходит конденса­тор-холодильник 7, где охлаждается водой для конденсации пара.

Появившийся конденсат (флегма) отсоединяется от кислых газов в переходной емкости 8, откуда кислые газы направляются для применения (либо для сжигания), флегма насосом 10 возвращается на верх отгонной колонны, а избытки ее сбрасываются в канализацию.
Иногда кондбнсаторы монтируются над отгонными колон­нами. Давление в колонне поддерживается регулятором давления на линии кислых газов.

Если в газе содержатся мехпримеси, а сепаратор 1, установленый перед абсорбером, недостачно продуктивен, то для раствора требуется установка фильтра, действу­ющего постоянно или иногда. Монтаж такого фильтра наиболее целесообразна на линии сочного раствора.
При очень высоких температурах регенерации встречается корро­зия снизу десорбера, и в регенерированный раствор посту­пают продукты коррозии; в данном варианте лучше пропускать регенерированный раствор через какую-то емкость, в которой эти примеси могут осесть.

Если в очищенном газе содержится кислород, нужно осво­бождать раствор от скапливающихся этаноламинов.
Иногда схемой установки предусматривается специализированный пере­гонный куб с паровой рубашкой, в который заранее зали­вается крепкий раствор щелочи и понемногу по расходомеру подается регенерированный раствор этаноламина из отгонной колонны.

При кипячении раствора в кубе в результате реакции со щелочью связанный этаноламин избавляется и в связке с несвязанным этанол-амином перегоняется под вакуумом, образуемым паровым эжектором.
Пары воды и пары этаноламина поступают в поверхностный водяной конденсатор, где конденсируются и возвращаются в цикл.
Если необходимо одновременной чистки газов от H2S и СО2 применяется двухступенчатая схема чистки.

Эта схема основывается на использовании двухступенчатой абсорбции H2S и СО2 крепким 25 – 35%-ным раствором моноэтаноламина в первой ступеньки и слабым 5 – 12%-ным раствором во второй ступеньки, причем каждый раствор имеет самостоятельный цикл абсорбции и регенерации, а тепло газов регенерации второй ступеньки применяется для регенерации первой ступеньки.
Двухступенчатая схема является намного экономичной по сравне­нию с одноступенчатой вследствие достижения тонкой чистки при самых небольших расходах пара и моноэтаноламина за счёт: а) примене­ния концентрированных растворов первой ступеньки, имеющих боль­шую поглотительную способность, поэтому достигается мини­мальная циркуляция раствора; б) двухкратного применения тепла пара перегретого; в) использования слабых растворов во второй ступеньки, которые обеспечивают более полную восстановление раствора, а, следова­тельно, и более тонкую чистку газов от H2S и СО2, а еще улавлива­ния паров моноэтаноламина, уносимых газами из крепкого раствора первой ступеньки.

Во время изготовления технологических расчетов нужно руко­водствоваться следующими ключевыми положениями.
Кол-во раствора, нужное для связки H2S и СО2, определяется по данным поглотительной способности растворов эта­ноламинов в зависимости от парциального давления сероводорода в газе.
Равновесная поглотительная способность растворов воды эта­ноламинов существенно увеличивается при увеличении парциального давления сероводорода в газе, благодаря этому процесс абсорбции выгоднее проводить при очень больших давлениях.

Процесс абсорбции также становиться лучше при уменьшении темпера­туристические поездки газа и раствора, поступающих в абсорбер.
Самую большую поглотительную способность в отношении к H2S и СО2 имеют моноэтаноламины (МЭА), самую маленькую – триэтанол-амины.

Но, с другой стороны, моноэтаноламины более летучи, они без проблем проникают через неплотности аппаратуры, в большом коли­честве уходят с газом. Благодаря этому в действительности моноэтаноламины вынуждены использовать с очень низкой концентрацией (15 – 20 %).
Можно принять следующее ориентировочное рельефное отношение (м 3 /м 3 ) поглотительной возможных самых разных этаноламинов по серово­дороду.

Одновременное поглощение H2S и СО2 сопровождается выше­нием их упругости над растворами этаноламинов.
Присутствие углекислоты в растворе этаноламина уменьшает рас­творимость сероводорода и, наоборот, присутствие H2S уменьшает растворимость СО2.
Так, для газа с 1%-ным H2S, не содержащего углекислоты, ко­эффициент сорбции по сероводороду приблизительно втрое больше, чем для того же газа, содержащего 20% CO2.

Скорость поглощения H2S в большей степени превосходит скорость поглощения углекислоты для раствора триэтаноламина, чем для раствора диэтаноламина. Это указывает на возможность селектив­ной чистки газа, содержащего H2S и СО2, с использованием раствора триэтаноламина: в данном варианте при очистке газа с высоким отно­шением H2S:СО2 можно получить газ регенерации с достаточной кон­центрацией сероводорода, годный для применения.

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ. СПОСОБЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

4.1 Образование нефтяных эмульсий
В процессе добычи, при совместном движении нефти и воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам про­исходит их обоюдное смешивание. В результате диспергирования одной жидкости в другой появляются эмульсии.

Эмульсии собой представляют дисперсные системы 2-ух обоюдно нераство­римых (или довольно мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде очень маленьких капель (глобул). Дис­пергированную жидкость именуют внутренней, или дис­персной фазой, а жидкость, в которой она находится, – дисперсионной, или окружающей средой.

При совмещении нефти с водой возможно образование эмульсии 2-ух типов: прямого — нефть в водной массе (Н/В), и обратного — вода в нефти (В/Н). Практически все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, принадлежат к типу В/Н. Содержание пластовой воды в подобных эмульсиях колеблется в широких пределах: от де­сятых долей процента до 90% и более.

Эмульсии типа Н/В (в водной массе диспергированы глобулы нефти), встре­чающиеся в нефтепромысловой практике очень редко, в большинстве случаев содержат менее 1% нефти (в среднем 1000 мг/л). Эмульсии данных типов обладают очень разнообразными качествами и, исходя из этого, просят разных методов разрушения.
Для образования стойких эмульсий нужно наличие особенных веществ – природных эмульгаторов, в том или другом количестве всегда находящихся в пластовой нефти.

К ним можно отнести асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты, мехпримеси и др. В процессе смешивания нефти с водой и образо­вания глобул воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности данных глобул (на поверхности раздела фаз) создают оболочку, препятствующую слиянию капель.

На рис. 4.1 схематически показана такая оболочка на поверхности глобулы воды.

С событием образования оболочки на поверхности гло­булы воды связывают процесс «старения» эмульсии. Под процессом старения понима­ют упрочнение пленки эмуль­гатора со временем.

Процесс старения эмульсии может продолжаться от пары часов до 3 – 4 дней. Сначала данный процесс идет довольно активно, однако по мере насыщения поверх­ностного слоя глобул эмульгаторами замедляется либо даже пре­кращается, а оболочки вокруг глобул воды стано­вятся самыми прочными и тяжело поддаются разруше­нию.

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Рис. 4.1.

Схематичное изображение пленки на поверхности глобул воды: 1 – толщина оболочки; 2, 3 – эмульгирующие вещества; 4 – глобула воды; 5 – нефть
К ключевым свойствам нефтяных эмульсий относятся: агрегативная стойкость (устойчивость), вязкость, размер эмульгированных глобул водной фазы.

Все вместе такие параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора.
Стойкость эмульсий – это способность в течение конкретного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы. Агрегативная стойкость водонефтяных эмульсий по Ребиндеру определяется временем их существования и рассчитывается как отношение высоты столба эмульсии (Н, см), к средней линейной скорости самопроизвольного расслоения системы (v, см/с).

Интенсивность разрушения эмульсии может быть охарактеризована разностью между плотностями воды и нефти Dr, а еще отношением суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (п) в нефти (а+с)/п.
Последний критерий не только определяет углеводородный состав нефтей, но и определяет способ деэмульгирования нефтяных эмульсий.

Критерий Dr, как физическая характеристика их деления, определяет движущую силу гравитационного отстаивания. Оба критерия служат хорошими свойствами извлекаемых эмульсий и дают возможность делить их на группы.

По разности в плотностях воды и нефти процесс деления эмульсий может обозначаться на труднорасслаиваемый (Dr = 0,200-0,250 г/см 3 ), расслаиваемый (Dr = 0,250-0,300 г/см 3 ) и очень легко расслаиваемый (Dr = 0,300-0,350 г/см 3 ). В отношении суммарного содержания асфальтенов и смол к содержанию парафина нефти делятся на смешанные ((а+с)/п = 0,951-1,400), смолистые ((а+с)/п = 2,759-3,888) и высокосмолистые ((а+с)/п = 4,774-7,789).
Вязкость эмульсии формируют разными методами, принятыми для вязких жидкостей. Динамическая вязкость ? измеряется в физической системе единиц в пуазах или Па . с. Кинематическая вязкость ? определяется отношением динамической вязкости эмульсии к ее плотности при такой же температуре и измеряется в стоксах или м 2 /с . Исследованиями разных ученых выявлен ряд зависимостей величины вязкости эмульсии от содержания воды.

Так Монсон установил для самых популярных эмульсий типа В/Н очередную зависимость: самая большая вязкость эмульсии для сырой нефти любых сортов примерно равна вязкости сырой нефти, помноженной на показатель 1,3; 1,8; 2,7; 4,1 для эмульсий, содержащих исходя из этого 10, 20, 30, 40 % воды.
В зависимости от размера глобул воды и степени ста­рения нефтяные эмульсии делятся на легкорас­слаивающиеся, средней стой­кости и устойчивые. На рис.

4.2 показан вид подобных эмульсий под микро­скопом. В легкорасслаивающихся эмульсиях в большинстве случаев большинство глобул круп­ные – размером от 50 до 100 мкм (рис.

4.2, а), тогда как устойчивые эмульсии содержат по большей части очень маленькие глобулы размерами от 0,1 до 20 мкм (рис. 4.2, в).

Эмульсии средней стойкости занимают промежуточ­ное положение (рис. 4.2, б).

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок
а б в

Рис.4.2. Вид водонефтяных эмульсий под микроскопом: а – лекорасслаивающаяся эмульсия; б – эмульсия средней стойкости; в – стойкая эмульсия

На устойчивость водонефтяных эмульсий оказывает серьёзное влияние интенсивность смешивания нефти с водой, которая при разных способах добычи отличается.
При фонтанном способе до­бычи нефти в результате постепенного выделения газа в подъемных трубах и соответственного увеличения скорости потока могут появиться очень устойчивые эмульсии. Дополнительное переме­шивание нефти происходит при резких поворотах потока в фон­танной арматуре и при прохождении через соединительные элементы с резьбой с двух строн.

Степень диспергирования капель воды при прохождении через патрубок для соединения тем больше, чем больше перепад давления в штуцере.
При газлифтном способе добычи нефти условия для образова­ния эмульсий приблизительно те же, что и при фонтанной добыче.

Обра­зование эмульсий при газлифтном способе происходит по большей части в месте ввода рабочего агента в насосно-компрессорные трубы. Эмульсии, образовывающиеся при газлифтном способе добычи нефти, также выделяются стойкостью.

При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер-ци­линдр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном дви­жении насосных штанг.
При применении погружных электроцентробежных насосов смешивание продукции скважины происходит в рабочих ко­лесах насоса, а еще при турбулентном движении смеси в подъ­емных трубах.
Устойчивость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами (ШГН) намного меньше, чем при работе погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН), однако она может увеличиваться и в том и другом случае при малом к. п. д. оборудования.

Особенно большое влияние на устойчивость эмульсии при насосной эксплуатации оказывают поломки оборудования –утечки в насосах, негерметичность соединений. В случае пропуска добываемой продукции в клапанных узлах за счёт давления столба жидкости над клапаном истечение жидкости происходит с высокой скоростью, что вызывает турбулизацию и эмульгирование нефти.

Сильное эмульгирование происходит при увеличенном зазоре между плунжером и цилиндром скважинного насоса.
Большую роль в повышении стойкости эмульсий играет также и наземное оборудование – это система нефтесборных труб, рас­пределительные коллекторы групповых замерных установок, шту­церы, задвижки, клапаны, уголки, тройники и сепараторы.
4.2 Необходимость обезвоживания нефти
на нефтяных месторождениях

Образование стойких эмульсий понижает межремонтный период (МРП) работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках (ШСНУ), пробоев электрической части установок электропогружного центробежного насоса (УЭЦН) вследствие перегрузок погружного электрического двигателя (ПЭД). Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа за собой влечет порывы коллекторов.

Затрудняются сепарация газа и подготовительный водосброс на УПС. Впрочем самый большой рост энерго- и металлоемкости связан с необходимостью разрушения стойких эмульсий и имеет место в системах подготовки нефти.

Как говорили выше, вода образовывает с нефтью эмульсии разной степени стойкости, и по прошествии времени устойчивость эмульсий увеличивается. Это считается одной из причин того, что добываемую нефть нужно обезвоживать как можно до недавнего времени с момента образования эмульсии, не позволяя ее старения. Наи­более лучше проводить обезвоживание нефти на место­рождениях

Второй, наиболее серьезной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи считается большая цена транспорта пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удоро­жается не только в результате перекачки дополнительных объемов имеющейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа В/Н больше, чем чистой нефти.

Так, вязкость безводной нефти Ромашкинского месторождения при 15 0 С втрое меньше, чем ее эмульсии, содержащей 20% воды. Вязкость эмульсии на данном месторождении, содержащей 5 и 20% воды, составляет исходя из этого 17 и 33,3 сСт, т. е. увеличивается в несколько раз. При увеличении содержания воды в нефти на 1 % расходы на транспорт становятся больше в среднем на 3 – 5% при каждой перекачке.

В связке с водой при обезвоживании из нефти убираются соли, растворенные в водной массе, и мехпримеси, которые считаются основой коррозии и загрязнения трубо-проводов и аппаратов.
Обезвоживание нефти на месторождениях – лишь начальный этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и мехпримесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отри­цательно проявляется на процессах нефтепереработки и на ка­честве приобретаемых нефтепродуктов. Так, допустим, для большин­ства нефтей Урало-Поволжского региона содержание хлористых солей при количестве остаточной пластовой воды в нефти 0,5% составляет 1000 – 1200 мг/л, а в нефти, поступающей на переработку, содер­жание солей не должно быть больше 5 – 10 мг/л.

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и меха­нических примесей выполняется в процессе обессоливания. Для этой цели обезвоженную нефть активно перемешивают с питьевой водой, а появившуюся эмульсию разрушают.

4.3 Методы устранения и борьбы с образованием эмульсий
4.3.1 Предотвращение образования стойких эмульсий
Для устранения эмульгирования нефти нужно в ка­кой-то степени убрать или, как минимум, сделать слабее влияние указанных условий, при которых происходит образование нефтяных эмульсий в процессе добычи.

Основные из них:
1) совместное поступление нефти и воды из скважины;
2) интенсивное смешивание, приводящее к диспергированию одной жидкости в другой;

3) присутствие в нефти природных эмульгаторов.
Для раздельного извлечения нефти и воды из скважин послед­ние оснащают 2-мя колоннами НКТ: одной для нефти, другой для воды.

Фильтр подъемного механизма для воды должен быть опущен в зумпф (зумпф – часть находящаяся внизу эксплуатационной колонны) скважины, а для добычи нефти может быть применено кольцевое пространство между эксплуатацион­ной колонной и колонной НКТ для добычи воды либо же самостоятельная отдельная колонна НКТ, прием которой находится ниже кровли пласта.
В зависимости от величины пластового давления скважина может быть оснащена для извлечения как нефти, так и воды фон­танным способом или нефти фонтанным, а воды механизированным способом.

В случае малых забойных давлений, когда природное фонтанирование нереально, оба подъемного механизма оснащают для извлечения нефти и воды механизированным способом. Оборудование скважин для раздельного извлечения нефти и воды показано на рис.4.3.

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Рис.4.3. Оборудование скважин для раздельной добычи нефти и воды: а – скважина с одной колонной НКТ; б – скважина с 2-мя колоннами НКТ
При раздельном отборе неф­ти и воды из скважины довольно не просто поддерживать уровень раздела нефти и воды на забое скважины в границах вскры­той части пласта, зонирование продукции скважины нередко на­рушается: в подъемный механизм для отбора нефти поступает вода либо наоборот.

Поэтому раз­практический отбор нефти и воды не получил широкого распро­странения.
Чтобы уменьшить поступ­ление воды, используются разные способы изоляции, закупо­ривающие водопроницаемую территорию (устанавливают це­ментные мосты, задавливают в пласт це­ментный раствор или реагенты, образующие при взаимном действии с пластовой водой гели и т. д). Впрочем все эти меро­приятия мало эффективны.

Из за того что, что работы по предотвращению водоподачи на забой скважины очень трудны и при этом нереально пол­ностью устранить водоподача в последующем, самое большое внимание на месторождениях должно быть оказано уменьшению смешивания нефти и воды с целью снижения стойкости неф­тяной эмульсии.
Так как в фонтанных скважинах самое большое смешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через соединительные элементы с резьбой с двух строн, в большинстве случаев для сни­жения эмульгирования нефти патрубок для соединения ставят на забое скважины. При этом степень смешивания нефти и воды в подъемных трубах уменьшается.

Происходит это по следующим причи­нам: в забойных штуцерах из-за небольшого количества выделившегося газа (а если давление насыщения нефти меньше, чем давление в ство­ле скважины около забойного штуцера, то газ в продукции, прохо­дящей через патрубок для соединения, будет вообще отсутствовать) перепады давле­ний в штуцере намного меньше, чем во время установки его на по­верхности. Данное обстоятельство, а еще очень высока про­тяженность прямого участка подъемных труб после забойного штуцера помогают уменьшению смешивания потока, что предохраняет образование стойких эмульсий.

Впрочем сложность спуска, замены и регулирования забойных штуцеров уменьшает возможность их широкого использования.
При штуцерах, устанавливаемых на поверхности, степень пе­ремешивания можно сделать меньше, если в сепараторах, рас­положенных после штуцера, поддерживать очень высокие давле­ния.

Этим достигается снижение измения давления в штуцере и поэтому уменьшается степень смешивания потока.
При подборе того либо другого вида газлифтной добычи необхо­димо иметь в виду, что в скважинах, используемых периоди­ческим газлифтом, смешивание происходит в малой степени при подъеме столба жидкости в насосно-компрессорных трубах. Впрочем в результате изменения направления потока на устье скважины, во время движения по выкидным линиям и при прохожде­нии через сепараторы смесь нефти и воды сильно смешивается и эмульгируется.

В отличие от периодического, при непрерывном газлифте самое большое смешивание происходит в насосно-ком­прессорных трубах и меньшее – в поверхностном оборудовании.
При работе скважин глубинными штанговыми насо­сами с целью устранения образования стойких эмульсий акцентированное внимание должно быть оказано повышению к.п.д. глубиннонасосной установки.

Чем выше ее к.п.д., тем меньше со­здается условий для смешивания жидкости при подъеме. К.п.д. глубиннонасосной установки можно увеличить соответ­ствующим выбором числа качаний и длины хода полированного штока, использованием клапанных узлов большего размера, уст­ранением пропуска в данных узлах и тем более хорошей подгонкой плунжера к цилиндру насоса.

С целью увеличения коэффициента наполнения насоса и ликвида­ции плохого влияния газа лучше всего устранить по воз­можности поступление газа в насос. Для этой цели в большинстве случаев на при­еме насоса устанавливают устройство (газовый якорь), ко­торый обеспечивает более полное заполнение насоса и ликвидирует образование в нем газовых «мешков».

Для снижения эмульгирования нефти в поверхностном оборудовании выкидные линии от скважин должны проклады­ваться если есть возможность без резких поворотов и иметь достаточный диаметр для сведения до минимума турбулизации потока. В выкидных линиях и нефтесборных коллекторах должно ставиться небольшое число задвижек и клапа­нов, чтобы убрать смешивание жидкости в результате изме­нения проходного сечения труб в данных здешних сопротивлениях. Выкидные линии от скважин должны укладываться с подобным уклоном, чтобы не случалось накопления воды в пониженных ме­стах трубо-проводов, так как это может создать прекрасные условия для эмульгирования нефти.

При подборе насосов для перекачки обводненной нефти пред­уважение должно быть отдано поршневым или винтовым насосам, которые, если сравнивать с центробежными, имеют очень высокие к.п.д. и меньше перемешивают перекачиваемую жидкость. Насосы должны поддерживаться в рабочем состоянии, утечки в ра­бочих органах обязаны быть сведены до минимума.

Экспериментально установлено, что в самотечных системах сбора нефти происходит меньшее эмульгирование продукции скважин если сравнивать с напорными. Благодаря этому при проектиро­вании нефтесборных коллекторов должно быть обращено вни­мание на местный рельеф с самым большим применением само­тека в нефтесборных коллекторах.

Все вышеперечисленные способы Для снижения поступле­ния воды в связке с нефтью и снижения степени смешивания не могут убрать целиком образования нефтяных эмульсий. Благодаря этому вместе с мероприятиями по уменьшению образования эмульсий, пристальное внимание приходится уделять разрушению появившихся эмульсий с дальнейшим отделением нефтяной фазы от воды.
Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно поделить на следующие группы:
— гравитационное холодное зонирование (отстаивание);
— зонирование в поле центробежных сил (центрифугирование);
— действие магнитного поля.

Гравитационное холодное зонирование (отстаивание) выполняется за счёт гравитационного осаждения диспергированных капель воды и используется при большом содержании воды в пластовой жидкости. На промыслах используют отстойники самых разных конструкций, периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия в большинстве случаев применяются сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении отделываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения сортировочных устройств, движение жидкости в отстойниках выполняется в определенном доминирующем направлении – в горизонтальном положении или вертикально.

Последнее изменение этой страницы: 2016-04-07; Нарушение авторского права страницы

Поглощательная технология (аминовая отмывка)

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

Позицию лидера в мировой практике в области чистки газа от кислых элементов занимают аминовые процессы. Они используются для очистки газа уже много лет, но сейчас остаются ключевыми — приблизительно 70 % от всего числа установок.

Самыми популярными этаноламинами, применяемыми в процессах чистки газа от H2S и С02, считаются: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), дигликольамин (ДГА), диизопропаноламин (ДИПА), метилдиэтаноламин (МДЭА).

Аминовая очистка газа от сероводорода принцип, эффективные варианты и схемы установок

На рис. показана главная однопоточная схема поглощательной чистки газа растворами этаноламинов. Поступающий на чистку газ проходит восходящим потоком через абсорбер навстречу потоку раствора. Насыщенный кислыми газами раствор, выходящий с низа абсорбера, подогревается в трубном змеевике регенерированным раствором из десорбера и подается на верх его.

После частичного охлаждения в трубном змеевике регенерированный раствор дополнительно охлаждается водой или воздухом и подается на верх абсорбера; этим заканчивается цикл.
Поглощательная технология (аминовая отмывка) применима в большом диапазоне концентраций серосодержащих соединений и СО2. Для разных задач применяются растворы МЭА, ДЭА, ТЭА, МДЭА.

Во многих случаях могут применяться и прочие абсорбенты. Для сокращения затрат во время эксплуатации технология может сочетаться с мембранной и адсорбционной очисткой.

Аминовая очистка газа от сероводорода: принцип, эффектные варианты и схемы установок

В сетевом газе, добываемом из месторождений для поставки потребителю по магистрали, в различных пропорциях содержатся сернистые соединения. Если от них не избавиться, агрессивные вещества разрушат трубопровод, приведут в негодность арматуру. Также при горении загрязненного голубого топлива выделяются токсины.

Для того чтобы избежать плохих последствий, выполняется аминовая очистка газа от сероводорода. Это наиболее простой и доступный вариант отделения вредных элементов от горючего полезного ископаемого.

Мы постараемся рассказать, как вытекает процесс сепарации сернистых включений, как устроена и работает установка чистки.

Цель проведения чистки горючего ископаемого

Газ – самый распространённый вид топлива. Он привлекает максимально хорошей стоимостью и нанесением наименьшего урона экологической обстановке. К признанным достоинствам относится легкость управления процессом сгорания и возможность уберечь все шаги переработки горючего в ходе получения энергии тепла.

Впрочем природное газообразное ископаемое добывают не в чистом виде, т.к. совместно с извлечением газа из скважины откачивают попутные органические соединения. Очень популярный из них – сероводород, содержание которого изменяет от десятых долей до десяти и более процентов в зависимости от месторождения.
Сероводород ядовит, опасен для внешней среды, вреден для катализаторов, используемых в газопереработке.

Как мы уже отмечали, это органическое соединение чрезвычайно агрессивно в отношении к трубам профильным и железной запорной арматуре.
Естественно, разъедая коррозией частную систему и газомагистраль, сероводород приводит к утечкам голубого топлива и которые связаны с данным фактом очень отрицательным, рискованым ситуациям.

Чтобы уберечь потребителя, опасные для здоровья соединения убираются из состава газообразного топлива еще до поставки его в магистраль.
По правилам сероводородных соединений в транспортируемом по трубам газе не может быть больше 0,02 г/м?.

Но по факту их бывает намного больше. Для того чтобы достигнуть регламентированного ГОСТом 5542-2014 значения, требуется очистка.

Существующие методы отделения сероводорода

Помимо доминирующего на фоне остальных примесей сероводорода в голубом топливе находятся и прочие вредные соединения. Выявить можно в нем углекислоту, легкие меркаптаны и серооксид углерода.

Но конкретно сероводород всегда будет господствовать.
Нужно отметить, определённое небольшое содержание сернистых соединений в очищенном газообразном топливе допускается. Определенная цифра допуска зависит от целей, для которых добывается газ.

Например, для изготовления оксида этена общее содержание сернистых примесей должно быть менее 0,0001 мг/м?.
Метод проведения чистки подбирают, смотря на требующийся результат.

Все имеющиеся ныне способы делятся на две группы:

  • Сорбционные. Заключаются в поглощении сероводородных соединений твёрдым (адсорбция) или жидким (абсорбция) реагентом с дальнейшим выделением серы или ее производных. После этого отмеченные из состава газа вредные примеси утилизируются или перерабатываются.
  • Каталитические. Заключаются в окислении или восстановлении сероводорода с изменением его в элементарную серу. Процесс реализовывается в наличии катализаторов – веществ, активизирующих течение химреакции.

Адсорбция подразумевает сбор сероводорода путем концентрации его на поверхности твёрдого вещества. Очень часто в процессе адсорбции применяются зернистые материалы на основе активированного угля или окиси железа.

Отличительная для зерен большая удельная поверхность способствует самому большому удерживанию молекул серы.

Технология абсорбции отличается тем, что газообразные сероводородные примеси растворяются в активном жидком веществе. В конце концов газообразные загрязнения переходят в жидкую фазу. Потом отмеченные вредные элементы убирают путем отпаривания, иначе десорбции, аналогичным способом их ликвидируют из реактивной жидкости.

Не обращая внимания на то, что адсорбционная технология относится к «сухим процессам» и дает возможность делать тонкую чистку голубого топлива, в деле удаления загрязнений из газа чаще используют абсорбцию. Сбор и удаление сероводородных соединений с использованием жидких поглотителей намного выгоден и целесообразен.

Методы абсорбции, применяемые в очищении газа, разделяются следующие 3 группы:

  • Химические. Изготавливаются с использованием растворителей, беспрепятственно вступающих в реакцию с сероводородными кислыми загрязнителями. Самой высокой поглотительной способностью среди химических очищающих веществ обладают этаноламины или алканоламины.
  • Физические. Делаются при помощи физического растворения газообразного сероводорода в жидком абсорбере. Причем чем выше парциальное давление газообразного загрязнителя, тем быстрее вытекает процесс растворения. В качестве абсорбера тут применяют метанол, пропиленкарбонат и др.
  • Комбинированные. В смешанном варианте извлечения сероводорода использованы две технологии. Главная работа выполняется абсорбцией, а тонкая доочистка создается адсорбентами.

На протяжении полувека наиболее популярной и востребованной технологией выделения и удаления из природного топлива сероводорода и угольной кислоты считается химическая очистка газа при помощи аминового сорбента, примененного в виде раствора воды.

Аминовая технология больше подойдет для обработки значительных объемов газа, так как:

  • Отсутствие дефицита. Реагенты всегда можно выбрать в требующемся для очищения объеме.
  • Подходящая поглощаемость. Амины отличаются высокой поглотительной способностью. Из всех используемых веществ только они могут удалить из газа 99,9% сероводорода.
  • Приоритетные характеристики. Водные аминовые растворы выделяются максимально подходящей вязкостью, плотностью паров, термической и химической стабильностью, невысокой теплоемкостью. Их характеристики предоставляют самое лучшее течение процесса абсорбции.
  • Отсутствие токсичности реактивных веществ. Это очень важный довод, убеждающий склоняться собственно к аминовой методике.
  • Селективность. Качество, нужное при проведении селективной абсорбции. Оно дает прекрасную возможность последовательного проведения нужных реакций в требующемся для благоприятного результата порядке.

К этаноламинам, используемым при выполнении химических методов чистки газа от сероводорода и углекислоты, относятся моноэтаноламины (МЭА), диэтаноламины (ДЭА), триэтаноламины (ТЭА). Причем вещества с приставками моно- и ди- ликвидируют из газа и H2S, и СО2.

А вот вариант третий помогает удалить лишь сероводород.
При выполнении селективной чистки голубого топлива пользуются метилдиэтаноламинами (МДЭА), дигликольаминами (ДГА), диизопропаноламинами (ДИПА). Селективные абсорбенты как правило применяются за границей.

Естественно, замечательных абсорбентов, удовлетворяющих всем необходимым потребностям в очистке перед поставкой в систему отопления на газу и обеспечения другого оборудования, пока не существует. Каждый растворитель обладает какими-то плюсами вместе с минусами.

При подборе реактивного вещества просто формируют самый приемлемый из ряда предложенных.

Рабочий принцип обычной установки

Самой большой поглощающей способностью в отношении H2S отличается раствор моноэтаноламина. Но у этого реагента есть пара серьёзных недостатков. Он отличается очень высоким давлением и способностью в рабочий период установки аминовой чистки газа создавать необратимые соединения с сероокисью углерода.

Первый минус устраняется путем промывки, из-за которой пары амина частично поглощаются. Второй – реже встречается в ходе переработки промысловых газов.

Комментариев нет, будьте первым кто его оставит

Вам нужно войти, чтобы оставить комментарий.