Теоретические основы подготовки к переработке газообразного, жидкого и твердого видов сырья

4. Теоретические основы подготовки к переработке газообразного, жидкого и твердого видов сырья

Для улучшения качества газов, подаваемых населению, а также улучшения продуктов и условий эксплуатации оборудования газоперерабатывающих заводов углеводородные газы предварительно подвергают подготовке к переработке. Для этого их подвергают очистке от механических примесей (взвешенных частиц пыли, песка, продуктов коррозии газопроводов и т. д.), осушке и, очистке от сероводорода и диоксида углерода.

Подготовка и переработка газа имеют ряд особенностей, существенно влияющих на выбор схемы и последующую эксплуатации производства, среди которых можно выделить следующие: уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки. Для поддержания требуемого давления приходится со временем устанавливать дополнительное оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы); значительное изменение состава добываемого газа по мере падения пластового давления: растет концентрация легких углеводородов и падает - тяжелых (С₅ и выше).  Изменяется также и состав конденсата на газоконденсатных месторождениях; в результате изменения состава сырого газа и конденсата в ходе эксплуатации меняются материальные потоки по основным технологическим аппаратам и соответственно режим их (давления, температуры).

С учетом указанных особенностей, а также большого разнообразия состава природных газов по углеводородам и по примесям, выбор схемы и технологии переработки газов задача неоднозначная и сложная. Такой выбор является итогом большой предварительной технико-экономической проработки. Однако общим принципом этих схем является их двух ступенчатость.

На первой ступени газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй – проходит комплекс технологических установок по  выделению из него вредных    (сернистые    соединения)    и    нежелательных (азот, диоксид углерода, влага) примесей,  газового конденсата (углеводородов от пропана и выше), стабилизации этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением  гелия из сухого газа.

Основные трудности выбора схемы связаны со второй ступенью, где последовательность технологических стадий определяется следующими параметрами:

- составом исходного газа;

- требованиями к качеству и ассортиментом конечных продуктов его переработки;

- требованием сведения к минимуму энергозатрат;

Рекомендуемые материалы

- широтой диапазона устойчивой работы при колебаниях количества и состава исходного газа.

В задачу подготовки газа входят также удаление газового конденсата, воды и мелких частиц горной породы и продуктов коррозии.

Очистку газов от механических примесей ведут сухой и мокрой пылеочисткой. При сухой очистке применяют циклоны, осадительные аппараты и рукавные фильтры. Для мокрой газоочистки применяют скрубберы, мокрые циклоны, вращающиеся промыватели и др. Осушка осуществляется абсорбцией – гликолями и адсорбцией на силикагелях или цеолитах.

Очистка от диоксида углерода и соединений серы проводится абсорбционными методами – аминами – главным образом моноэтаноламином, диэтаноламином и др. Удаляют из газов конденсаты – бензин, т.е. проводят отбензинивание.

Подготовка нефти и конденсата к переработке. Нефть подготавливается (по правилам) к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем предприятии. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит отделение от нефти механических примесей, которые выходят из скважины вместе с нею, попутного газа, воды и минеральных солей.

На стадии промысловой подготовки нефти от нефти отделяют основное количество попутного газа, направляемого на дальнейшую переработку, пластовую воду и механические примеси. Для этого нефть  и конденсат из скважин поступает последовательно в трапы (сепараторы) высокого, среднего и низкого давления, где за счет перепада давления производится дегазация гравитационным методом - из них выделяются растворенные газы и отводятся на газоперерабатыва­ющий завод. Нефть далее подается в резервуары, отстаивается в них от механических примесей и части воды, после чего направляется на стабилизацию, т. е. извлечение легких компонентов: этана, пропана, бутанов и ча­стично пентанов.

Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в раство­ренном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно. Эту растворенную часть газа извлекают путем ректификации.

Механические примеси из нефти также извлекают путем отстоя в резервуарах и сепараторах на промысле.

Основное назначение стабилизации нефти и конденсата – отделение растворенных в ней легких углеводородов С₁ – С₄ (или С₁ – С₅) с целью предотвращения из безвозвратных потерь в атмосферу.

Известно, что если нефть и конденсат не подвергается стабилизации или не применяются другие меры по предотвращению потерь ее легких фракций, то на пути от промысла до НПЗ из нефти теряется до 5 % этих фракций. Это, с одной стороны, обуславливает большие экономические потери, так как углеводороды С₁ – С₅ – ценное топливо и нефтехимическое сырье, а с другой стороны, - вызывают значительное загрязнение воздушного бассейна углеводородами.

Источниками этих потерь являются  главным образом нефтяные резервуары, где легкие фракции теряются за счет испарения при операциях заполнения – опорожнения резервуаров («большое дыхание») и суточного их «дыхания» за счет изменения температуры окружающей среды – («малые дыхания»). Величина потерь зависит от вместимости резервуара, его оборачиваемости (число заполнений - опорожнений), климатических условий и др.

Методы борьбы с потерями можно разделить на пассивные и активные.

К пассивным относятся методы, уменьшающие потери от «дыханий» резервуаров - устройство понтонных или плавающих крыш резервуаров или централизованный сбор паров "дышащих" резервуаров в общий газгольдер, ставят установки улавливания легких фракций – УЛФ. Однако все эти решения не предотвращают потери от испарений  при сливно-наливных операциях и  перекачках нефти.

Радикальным решением, поэтому является активный метод стабилизация нефти, при котором из нефти после ее промысловой подготовки извлекаются все легкие углеводороды и используются как товарный продукт.

Стабилизацию нефти и конденсатов проводят путем дегазации – снижают давление в емкости с продуктов и испарившиеся газы конденсируют или сжимают и затем конденсируют.

На рис. 4 приведена технологическая схема стабилизации нефти.

Рис. 4. Принципиальная схема установки стабилизации нефти и разгонки ШФЛУ:

1, 3, 5 – сепараторы; 2,4 – ректификационные колонны;  6,7 – нагреватели; 8 – конденсаторы; I, VII – нестабильная и стабильная нефть (конденсат); II, III, IV – газ; V – сжиженный газ; VI – легкая бензиновая фракция (30 – 80^оС).

На первой ступени осуществляют ректификацией стабилизацию нефти, а на второй – разгонка полученной широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) на сухой и сжиженный газ, а также легкую бензиновую фракцию. Такую схему используют при содержании газа в сырье более 1,5 % газа. При содержании в сырье менее 1,5 % газа получают ШФЛУ и не производят его разгонку, т.е. не ставят аппараты 4, 5, 7 и 8.

Нагретую до температуры 100 - 120 °С нефть I направляют в первую колонну 2, где при давлении 0,2 - 0,5 МПа от нее отгоняют широкую бензиновую фракцию, а снизу выводят стабильную нефть VII. Широкую бензиновую фракцию после отделения от нее в сепараторе 3 газа III направляют в колонну вторичной ректификации 4, где под давлением 0,8 - 1,0 МПа эту фракцию разделяют на газ IV, сжиженные углеводороды С₃ - С₄ и легкую бензиновую фракцию VI, состоящую из углеводородов С₄ – С₇.

Об изменении состава нефти после стабилизации можно судить по следующим данным:

Часть пластовой воды удаляется вначале в отстойниках промысла, а диспергированная ее часть (эмульсия "вода в нефти") выделяется в специальных аппаратах – термодегидраторах и/или электродегидраторах – (по правилам) в два приема: сначала на промысле, а оставшаяся часть воды (около 0,5 - 1,0% масс. от нефти) дополнительно извлекается на нефтеперерабатывающем заводе. При обезвоживании нефти производят и обессоливание - удаляют и минеральные соли (MgCl₂, CaCl₂, NaCl и др.),  растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100 °С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием соляной кислоты, разрушающей стальное оборудование. Коррозия значительно увеличивается при наличии в сырье сероводорода.

Обезвоживание и обессоливание нефти производят промывкой ее деминерализованной водой в 2-3 ступени, с подачей в нефть деэмульгатора.

Стабильную и обезвоженную нефть перекачивают на нефтепере­рабатывающий завод, а выделенные газы стабилизации служат дополнительным сырьем газоперерабатывающих заводов.

Подготовка высоковязких нефтей, природных нефтебитумов и озокеритов. В последнее время в технологии обезвоживания и обессолива­ли нефти появилась новая проблема, связанная с расширением добычи тяжелых, высоковязких нефтей (ВВН), а в перспективе - природных нефтебитумов (ПНБ) и озокеритов (О).

К высоковязким     относят нефти плотностью  0,92 - 0,99 г/см³,  вязкостью до    1000 Па • с при 20 °С.

Природные нефтебитумы - это органическая масса нефтебитуминозных пород (песчаников, известняков) плотностью около единицы и выше и вязкостью до 5000 Па • с.

Озокериты природные твердые углеводороды, преимущественно парафинового основания.

Как ВВН, О так и ПНБ характеризуются высоким содержанием смол и асфальтенов (в сумме до 40% масс.), серы (до 5% масс.), азота (до 1,0%) и металлов (до 1500 мг/кг).

Добывают ВВН главным образом термическим воздействием на пласт - внутрипластовым горением или закачкой высокотемпературного водяного пара.     

Для извлечения ПНБ из пород используют следующие методы: вытеснительный, путем внутри пластового горения, и экстракционный, когда породу добывают, дробят и обрабатывают горячей водой или органическими растворителями, извлекающими органическое вещество. Этот  же метод применяют для извлечения О.

 В нашей стране используют метод внутрипластового горения. Добыча шахтным или карьерным способом и подготовка к переработке ПНБ и О используется главным образом в Канаде.

Рекомендация для Вас - 5 Условия труда на производстве.

Для этого извлеченную из недр нефтебитуминозную и озокеритовую породу транспортируют самосвалами или по конвейеру к месту ее дробления и измельчения. Породу, содержащую ПНБ, измельчают в дробилках, а затем в мельницах, причем проведение этой операции зависит от того, в какой породе находятся ПНБ и О. Обычно они присутствуют в пористых породах песчаниках и известняках. Битум- и озокеритсодержащие пески по структуре рыхлые и непрочные и специального дробления не требуют. Песчаники и известняки обладают достаточно высокой  твердостью, что затрудняет извлечение из них органически и поэтому их требуется дробить и тонко измельчать.

Далее отделяют органическое вещество от минеральной породы, совмещая этот технологический этап с измельчением или осуществляя его отдельно. Существует три способа отделения нефтебитума и озокерита от породы.

Первый, наиболее распространенный способ горячей отпарки щелочной водой, нагретой до 85 – 90^оС, во вращающихся  барабанах  с  последующей  экстракцией бензином. Извлечение битума и озокерита из породы в этом случае достигает 90% от его содержания в породе, но оно зависит от свойств последнего и при содержании органики в породе ниже 11% резко снижается. Существенный недостаток такого способа - большой расход воды и большое количество шлама, загрязненного органикой и щелочью. Шлам этот сбрасывается  в специальные  пруды-отстойники,   существенно  загрязняющие окружающую среду. Второй способ - прямая экстракция битума из измельченной породы органическими растворителями (бензин, керосин, хлоруглеводороды). Такой способ дает возможность извлечь всего от 60 до 80% органики из породы, сопряжен с большими  потерями дорогого   растворителя   (со   шламом), большими энергозатратами на регенерацию огромного количества раство­рителя (при кратности его подачи порядка 3-5), взрыво- и пожароопасностью.

Во всех упомянутых случаях добычи ВВН или извлечения би­тума и озокерита из породы образуется очень стойкая эмульсия воды с орга­нической массой за счет влаги, образующейся при горении в пласте, либо за счет экстрагирующей воды. Стойкость такой эмульсии определяется тем, что как ВВН, так и ПНБ и О богаты эмульгаторами, плотность их близка к плотности воды, а разме­ры частичек воды очень малы. Разделение этих эмульсий представляет сложную задачу и обычными технологическими приемами ЭЛОУ невозможно, даже при подаче деэмульгатора в 20 – 30 раз большей, чем для обычных нефтей.

Для того чтобы обезводить и обессолить извлеченные этими методами ВВН или ПНБ и О, к ним до ЭЛОУ добавляют 10 - 15% легкого растворителя - керосина, который заметно снижает плотность и вязкость смеси и одновременно являясь неэлектролитным деэмульгатором, растворяет часть сольватных оболочек у глобул воды. В этом случае свойства эмульсии приближаются к свойствам обычной нефти и становится возможным отделение воды в 2 - 3 ступени по схеме обычной ЭЛОУ. Растворитель циркулирует в системе ЭЛОУ: она подается в поток нефти до ЭЛОУ вместе с деэмульгатором, а после ЭЛОУ отгоняется от нефти и возвратится на вход в ЭЛОУ.

Подготовка угля к применению и переработке заключается в отделении пустой породы, отделении металлических частиц, дроблении, грохочении (классификации) угля по размерам, обогащении, удалении воды – осушке и в некоторых случаях в обрызгивании его «Северином» – специальным нефтепродуктом, для защиты влажных кусков угля от смерзания в глыбы.