Извлечение из газа ценных компонентов

Одоризация газа

Газ, очищенный от агрессивных примесей, осушенный и отбензиненный не имеет ни запаха, ни цвета, ни вкуса. Поэтому, обнаружить его утечку довольно трудно. Для обеспечения возможности быстрого обнаружения утечки газа при его транспортировании и использовании газ одоризируют, т.е. придают ему определённый запах. Для этой цели в поток газа вводят специальные вещества - одоранты.

Одорант должен обладать следующими свойствами:

1. Сильным (даже при малых концентрациях), резким и достаточно характерным запахом, отличаю­щимся от других запахов.

2. Физиологической безвредностью при тех концентрациях, которые нужны для придания газу ощу­тимого запаха

3. Реагент не должен оказывать агрессивного воздействия на металлы и другие материалы, применяе­мые в конструкциях, с которыми соприкасается одоризованный газ.

4. Малой растворимостью в воде и жидких углеводородах.

5. Не должен слишком сильно поглощаться почвой, а в помещениях не должен создавать стойкий, медленно исчезающий запах.

6. Продукты сгорания одоранта не должны заметно ухудшать санитарно-гигеенические условия в по­мещениях.

7. Должен быть недорогим и недифицитным.

Известно, по крайней мере, несколько десятков веществ, отвечающих приведенным требованиям. Ими служат, как правило, S-содержащие соединения: тиолы (меркаптаны) - метан и этан тиолы; пенталарм (смесь этан и пентан тиолов); сульфиды - калган (N - трихлорметил тио-1,2,3,3 тетрагидрофталимид); диметил и ди-этилсульфиды, тетрагидротиофен и т.д.

Более интенсивным и устойчивым запахом по сравнению с отдельными составляющими обладают смеси из нескольких одорантов.

В России в качестве одоранта наиболее широко при меняется этилмеркаптан (C₂H₅-SH).

Среднегодовая норма одоранта для газа, предназначенного для коммунально-бытовых потребителей, со­ставляет 16 г/1000 м³ газа при ст.ус. Летом расход одоранта обычно бывает вдвое меньше, чем зимой.

Если газ сжижен, то норма одоранта 60 г/т (при содержании в сжиженном газе пропана до 60 %, а С ₄+ыыс более 40 %) и 90 г/т (если содержание пропана свыше 60 %, а С 44-шю до 40 %).

Одоризация газа осуществляется, как правило, на головных сооружениях газопроводов.

Установки для ввода одоранта называются одоризаторами. Применяют два типа одоризаторов: барботажные и капельные (рис.68..).

Рис.68. Технологические схемы установок для одоризации газа.

Барботажный одоризатор «а» работает по принципу насыщения части отведённого газа парами одоранта в барботажной камере. Создаваемый диафрагмой 19 перепад давления в газопроводе 18, обеспечивает поступление газа из газопровода по трубе 2 в барботажнуто камеру 6. Вводная трубка 4 заканчивается в этой камере барботаж-ным колпачком 5, опущенным в слой одоранта. Камера 6 установлена внутри горизонтального цилиндрического корпуса 7 одоршатора. Из камеры, насыщенный одорантом газ проходит вдоль корпуса и за отбойной перегород­кой 15 выходит в газопровод. Уровень одоранта в камере 6 поддерживается поплавковым регулятором 3, обеспе­чивающим автоматически подачу одаранта в камеру из ёмкости 9, где хранится расходный запас одоранта. Она установлена непосредственно на корпусе одоризатора. По мерному стеклу 14 наблюдают за расходом одоранта. Трубка 10 служит для уравнивания в ёмкости и барботажной ёмкости давления, которое контролируется маномет­ром 11. Вентиль 13 предназначен для выпуска газа при переодическом заполнении ёмкости одорантом. При помо­щи вертиля 17 в конце смены выпускают механически увлечённый жидкий одорант. Ёмкость 9 заполняется одо­рантом при помощи газа. Бочку с одорантом с одной стороны соединяют с газопроводом через вентиль 1, а с дру­гой с вентилем 12. Под давлением газа одорант перетекает в ёмкость. Вентиль 8 служит для опорожнения ёмкости. Степень одоризации газа регулируется при помощи вентиля 16, которым можно изменять количество газа, прохо­дящего через одоризатор.

Капельный одоризатор служит для ввода одоранта в виде капель или тонкой струи. Из промежуточной ёмкости 8 одорант под давлением газа через фильтр 2 поступает в бачок 3. Ёмкость 8 снабжена предохранитель­ным клапаном 5. Давление газа, необходимое для продавливания одоранта из ёмкости 8 в бачок 3 поддерживается редуктором 7 и контролируется манометром 6. Уровень одоранта в бачке контролируется по мерному стеклу 4. Из бачка одорант по трубопроводу через второй фильтр 2 и калиброванное сопло 1 впрыскивается в газопровод 10 за диафрагмой 9. Перепад давления в диафрагме меняется в зависимости от расхода газа по газопроводу, что обеспе­чивает соответствующее изменение расхода реагента.

Извлечение из газа ценных компонентов

Под ценными компонентами в природных и попутных газах понимают, прежде всего, гелий, имеющий стратегическое значение, и другие благородные газы. Любой углеводородный газ должен направляться на их из­влечение, если содержание гелия превышает 0,02 % об.

Технология извлечения названных компонентов базируется либо на дистилляционных методах, приме­няемых к предварительно сжиженному газу, (см. выше), либо на мембранных технологиях (см. выше), причём, в качестве мембран используются кварцевые стёкла определённых марок.

Подготовка нефти.

Вопрос 1. Общие сведения.

Нефть - это сложная смесь жидких алканов, нафтенов и ароматических углеводородов различной моле­кулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Кроме того, нефть часто характеризу­ется значительным содержанием твёрдых углеводородов нормального строения (парафинов).

Кислородные соединения содержатся в нефти в виде нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ.

К сернистым соединениям относятся H₂S, R-SH, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также по­лициклические сернистые соединения разнообразной структуры.

Азотистые соединения представлены в основном гомологами пиридина, гидропиридина и гидрохинона.

Компонентами нефти являются также газы, растворённые в ней, вода и минеральные соли.

Содержание газов (в основном углеводородных) колеблется от десятых долей % до 3 % мае.

Содержание минеральных веществ составляет десятые доли % мае.

Содержание воды колеблется от 0 до 99,99 % мае.

Минеральные вещества представлены в основном солями, растворёнными в воде, и сухим коллоидным порошком, а также металлоорганическими соединениями (преимущественно с тяжелыми металлами).

Кроме того, нефть может содержать продукты коррозии, частицы коллектора и реагенты, применяемые при нефтедобыче.

Мировая доля лёгких нефти с плотностью до 870 кг/м ³(ст.ус.) колеблется в районе 60 %;

мировая доля средних нефти с плотностью от 871 до 910 кг/м* (ст.ус.) составляет величину порядка 31%;

наконец, мировая доля тяжелых нефти с плотностью свыше 910 кг/м³ (ст.ус.) достигает 9 %.

Начало кипения нефти обычно превышает 28°С.

Температура застывания изменяется от +30°С до - 60°С и определяется, в основном, содержанием пара­фина.

Теплоёмкость нефти колеблется в интервале от 1,7 до 2,1 кДж/кг°С, а теплота сгорания достигает 43,7 -46,2МДж/кг.

Диэлектрическая проницаемость нефти незначительна (2- 2,5 Ом"¹' см"¹), а вот вязкость изменяется в ши­роком диапазоне от 1,2 до 55 сСт (при 50°С).

Температура вспышки колеблется от -35°С (и даже ниже)до+120°С.

В России с 1981 г. принята следующая, так называемая технологическая классификация нефти, в соот­ветствии с которой каждой нефти присваевается индекс из пяти цифр.

Прежде всего, нефти делят на классы (в зависимости от общего содержания серы):

1 - класс: не более 0,5 % масс.;

2 - класс: от 0,51 до 2,00 % масс.;

3 - класс: свыше 2,00 % масс.

Затем, нефти делят на типы, в зависимости от со держания в них фракций, выкипающих до 350°С:

1 - тип: не менее 55 % об.;

2 - тип: от 45 до 54,9 % об.;

3- тип:: менее 45 % об.

После этого, нефти делят на группы (в зависимости от индекса вязкости базовых масел в расчете на нефть):

1 группа: не менее 25 % об.;

2 группа: от 15 до 24,9%об.;

3 группа: менее 15 % об.

После чего, нефти делят на подгруппы (в зависимости от индекса вязкости базовых масел) под которым понимают отношение:

(22)

где:

U - вязкость испытуемой нефти при 37,8°С

L - вязкость соответствующей фракции из нефти Мексиканского побережья при 37,8°С, имеющей при 98,8°С ту же вязкость, что и испытуемая нефть при 98,8°С. (Нефти, Мексиканского побережья условно присвоен ИВ = 0).

Н - вязкость соответствующей фракции из нефти Пенсильвании при 37,8°С, имеющей при 98,8°С ту же вязкость, что и испытуемая нефть при 98,8°С. (Нефти Пенсильвании условно присвоен ИВ = 100).

Чем выше индекс вязкости, тем меньше изменяется вязкость нефти с изменением температуры.

1 подгруппа; ИВ не менее 95;

2 подгруппа: ИВ от 90 до 95;

3 подгруппа: ИВ от 85 до 89,9;

4 подгруппа: ИВ менее 85

Наконец, нефти делятся на виды (в зависимости от содержания твердых парафинов):

1 вид: содержание парафинов не более 1,5 % масс.

2 вид: содержание от 1,51 до б % масс.;

3 вид: содержание парафинов более б % масс.

Используя данную классификацию можно составить индекс для любой промышленной нефти. Нап­ример, Туймазинская нефть - 2.2.3.3.2; Узенская -1.3.3.1.3, Эту классификацию применяют для сортировки нефтей при направлении ее на переработку по соответствующей схеме (топливной или масляной), а также для учета каче­ства при планировании добычи, транспорта и хранения.

За рубежом нефть классифицируют, в основном, по плотности и содержанию серы.

Существует три пути утилизации добытой нефти:

1. Откачка на нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия (основное количество);

2. Поставка на нефтеперевалочные нефтебазы и системы магистрального транспорта;

3. Поставка на экспорт.

Во втором случае качество нефти определяется соответствующим договором, заключенным между по­ставщиком и потребителем, допускающим отклонение от основного нормативного документа (см. ниже) в любую сторону. В третьем случае нефть сдается с нормированием ряда дополнительных показателей по сравнению с ос­новным нормативным документом (см. ниже) с учетом особенностей страны потребителя. Качество нефти, предна­значенной для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, регулируется ГОСТ 9965-76 «Не­фть для нефтеперерабатывающих предприятий», в соответствии с которым с учётом последних дополнений, вве­денных с 1.06.90 г. товарная нефть в зависимости от массовой доли общей серы подразделяется на три класса:

1 класс: Малосернистая нефть (до 0,60 % масс.);

2 класс: Сернистая нефть (от 0,61 до 1,80 % масс.)

3 класс: Высокосернистая нефть (более 1,8 % масс.).

Определение массовой доли серы допускается проводить по ГОСТ 1437-75 или ГОСТ 3877-88, а также допускается применение автоматических лабораторных или поточных анализаторов содержания серы, прошедших гос.испытания или метрологическую аттестацию и обеспеченных средствами и методами поверки.

В зависимости от плотности при 20"С каждый класс нефти подразделяют на 4 типа:

1 тип: лёгкие нефти (не более 850 кг/м³);

2 тип: первые средние нефти (от 850,1 до 865 кг/м³);

3 тип: вторые средние нефти (от 865,1 до 885 кг/м³);

4 тип: тяжёлые нефти (более 885 кг/м³).

Определение плотности допускается по ГОСТ 3900-85. Допускается производить определение плотно­сти при температуре, с которой отобрана проба, с последующим пересчётом плотности к 20°С.

Каждый тип нефти подразделяется на 3 группы (см.табл. 12).

Полная маркировка товарных нефтей представляет собой три арабские цифры, разделённые точкой. Пер­вая цифра - класс; вторая - тип; третья - группа. Например, нефть Самотлорского месторождения с массовой долей серы 0,96 % (класс 2); плотностью 842,6 кг/м³ (тип 1); концентрацией хлористых солей 72 мг/дм³ и массовой долей воды 0,3 % (группа 1) и т.д. маркируется как 2.1. 1.

Нефти, не отвечающие данному ГОСТу должны разбавляться другими нефтями вплоть до достижения требуемых показателей и лишь затем откачиваться на НПЗ.

Исключение делается лишь для так называемых уникальных нефтей. поставляемых на переработку отдельно, независимо от их соответствия данному ГОСТу. Перечень подобных нефтей России табл.13.

Характеристики товарных нефтей и стран СНГ даётся в табл.12.

Характеристики товарных нефтей Табл.12.

Табл.13.

Перечень уникальных по физико-химическому составу нефтей России и стран СНГ, поставляемых на переработку

отдельно

Недостатки действующего ГОСТа очевидны:

1. Нормированию подвергаются только хлористые соли, хотя известно, что содержание сульфатных со­лей иногда может превышать содержание солей хлористых.

2. Не нормируется содержание сероводорода и меркаптанов, хотя именно они, а не «общая сера» являют­ся основными источниками коррозии.

3. Не нормируется содержание металлов, хотя их соединения не только являются основными носителями вязкости, но и основным источником зольности и цветности нефтепродуктов.

Поскольку, ни одна добываемая нефть, как правило, не соответствует всем изложенным выше требова­ниям, добывающие организации вынуждены заниматься доведением нефти до требуемой кондиции. Подготовка нефти сводится к следующим процессам:

1. Обезвоживание и обессоливание нефти;

2. Очистка нефти от механических примесей;

3. Стабилизация нефти;

4. Очистка нефти от агрессивных примесей

5. Деметаллизация нефтей

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: