Очистка природного газа от сероводорода

И углекислого газа

Природные нефтяные газы многих месторождений содержат в своем составе сероводород (Н₂S) и двуокись углерода (СО₂). Объемное содержание этих компонентов, называемых иногда кислыми, колеблется в широких пределах, доходя до 50% и более. Значительное содержание Н₂S и СО₂ обнаружено в газах глубоко залегающих месторождений Прикаспийской впадины, и, в особенности, Оренбургском, Карачаганакском, Астраханском. Содержание кислых компонентов в газе Астраханского месторождения достигает 40%, из которых концентрация сероводорода составляет 22%. Сероводород – ядовитый газ с запахом тухлых яиц. Концентрация сероводорода в воздухе 0, 05¸ 0, 1% (0, 76¸ 1, 52 г/м³) вызывает потерю сознания и даже приводит к смерти. При меньшем содержании сероводорода возможно хроническое отравление. Сероводород в присутствии влаги – сильно корродирующее вещество, разрушающее металл труб, оборудование, арматуру.

Вместе с тем при значительном содержании сероводород – ценное сырье для получения высококачественной элементарной серы и серной кислоты, а также других продуктов.

Корродирующими свойствами в присутствии влаги обладает также углекислый газ. Кроме того, транспортирование по газопроводам углеводородных газов, содержащих углекислый газ (балластный газ), приводит к снижению пропускной способности трубопроводов и возрастанию стоимости транспорта. Поэтому добываемые природные газы подвергают очистке от сероводорода и углекислоты. Это необходимо, с одной стороны, для предотвращения вредного влияния этих компонентов на оборудование и технологические процессы, с другой – для извлечения из кислых компонентов полезных конечных продуктов.

Природные газы очищают от сероводорода и углекислоты сорбционными методами с использованием жидких и твердых поглотителей (сорбентов). При этом абсорбционный метод называют мокрым, а адсорбционный – сухим методом очистки газа от кислых компонентов.

При адсорбционных методах в качестве твердого поглотителя используют окись цинка, гидрат окиси железа, активированный уголь, цеолиты. Этот метод применяется для очистки небольших количеств газа. Абсорбционные методы более экономичны, позволяют полностью автоматизировать процесс и обрабатывать большое количество газа со значительным содержанием кислых компонентов. Абсорбционные методы подразделяют на несколько видов:

· методы, в которых поглощение кислых компонентов происходит за счет их физического растворения абсорбентами (трибутилфосфатом, ацетоном и др.);

· методы, в которых поглощение кислых компонентов осуществляется как за счет физического растворения, так и при помощи химической реакции;

· методы, в которых поглощение кислых компонентов обусловлено их химическим взаимодействием с активной частью абсорбента. При этом поглощение кислых компонентов происходит при высоких давлениях и умеренных температурах, а регенерация – при пониженных давлениях и пониженных температурах. Сюда относятся процессы, где абсорбентами служат алканоамины: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), горячий раствор карбоната калия (поташ).

На практике при очистке больших объемов газа с любым содержанием сероводорода и углекислого газа наиболее распространен абсорбционный метод с применением водных растворов моноэтаноламина или диэтаноламина. Эти сорбенты имеют щелочные свойства, широко поглощают сероводород и углекислый газ, образуя сульфиды и бисульфиды, карбонаты и бикарбонаты.

Технологические схемы очистки газа зависят от его состава, требуемой степени очистки и дальнейшего направления использования газа. В технологическую схему очистки газа от сероводорода и углекислого газа входит оборудование по предварительной очистке газа от твердых и жидких частиц, контакторы-абсорберы, аппараты для регенерации насыщенного раствора, а при дальнейшем получении элементарной серы – аппаратура по переработке сероводорода в серу и др.

3.3.5. Предупреждение гидратообразования

Для предупреждения гидратообразования необходимо устранить хотя бы одно из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу в газе .

В соответствии с этим предупреждение гидратообразования осуществляют вводом ингибиторов в поток газа, осушкой газа от паров воды, поддержанием температуры газа выше температуры гидратообразования, поддержанием давления ниже давления гидратообразования.

Метод снижения давления широко применяется для ликвидации образовавшихся гидратов в стволе скважин, в промысловых и магистральных газопроводах, где температура в результате разложения гидратов не понижается ниже 0⁰С. Для этого участок газопровода, в котором образовались гидраты, отключается, и газ через продувочные свечи выпускается в атмосферу, а продукты распада выдуваются через одну из свечей. После этого участок снова включается в работу. Эту процедуру можно осуществлять также и односторонним выпуском газа из газопровода.

Метод подогрева применяют на газопроводах небольшой протяженности для разложения уже образовавшихся гидратов либо для предупреждения гидратообразования в местах редуцирования газа. Газ нагревают на станциях подогрева открытым огнем, паром, водой или другими теплоносителями.

Однако, наиболее эффективный для предупреждения гидратообразования – метод ввода ингибиторов в поток газа.

На практике в качестве ингибиторов широко используют электролиты, спирты, гликоли. Растворяясь в воде, имеющейся в потоке газа, ингибиторы снижают давление паров воды. При этом, если гидраты и образуются, то при более низкой температуре. Ввод ингибиторов при уже образовавшихся гидратах снижает давление паров воды, равновесие гидраты - вода нарушается, упругость паров воды над гидратами оказывается большей, чем над водным раствором, что и приводит к их разложению. В качестве антигидратных ингибиторов широкое применение находит хлористый кальций и диэтиленгликоль (ДЭГ) и др.

При температурах ниже -40⁰С в качестве ингибиторов для предупреждения гидратообразования рекомендуется применять метанол.

Иногда возможно также применение комбинированных ингибиторов, состоящих из нескольких веществ. К ним можно отнести смесь гликоля с метанолом и бутилоктаном (БЛО).

Для борьбы с гидратообразованием используют этилкарбитол, являющийся побочным продуктом производства эфиров гликолей. Этилкарбитол в основном состоит из моноэтилового эфира диэтиленгликоля и этиленгликоля (около 95%), в состав растворов входят также ДЭГ (1%), этилцеллозоля, пропиленгликоль и вода. Этилкарбитол – прозрачная, бесцветная жидкость с температурой замерзания -60⁰С и кипения 202⁰С. Плотность при 20⁰С составляет 0, 99 кг/л.

При проектировании систем добычи, сбора и обработки газов необходимо принять во внимание следующее:

· ввиду большой вязкости и плотности, гликоли склонны к скоплению в отдельных неровных участках шлейфовых газопроводов, образуя так называемые «застойные зоны», что приводит к уменьшению свободного сечения газопроводов и, следовательно, к увеличению их гидравлических потерь; при использовании водных растворов метанола вероятность образования «застойных зон» мала, поэтому в скважины и шлейфы чаще всего подают водные растворы метанола;

· метанол более летуч, ввиду чего его потери в газовой фазе на два порядка больше, чем потери гликолей;

· из-за низкой температуры застывания метанола и его растворов хранение их в условиях Крайнего Севера требует меньше эксплуатационных затрат, чем хранение ДЭГа и его растворов; кроме того, метанол в 7¸ 8 раз дешевле, чем гликоли.

На практике для борьбы с гидратообразованием в стволах скважин и шлейфах газопроводов используют водные растворы метанола. Растворы гликолей применяют для обеспечения безгидратной работы установок НТС.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 Следующая ⇒