Газы дегазация

Очистку газа методом физической абсорбции целесообразно осуществлять только при средних и высоких парциальных давлениях кислых компонентов газа. При низких парциальных давлениях степень извлечения кислых компонентов невелика. Растворимость извлекаемых компонентов в абсорбенте можно повысить в некоторой степени путем повышения давления в абсорбере, но при этом одновременно увеличивается растворимость углеводородных компонентов газа и, следовательно, селективность процесса будет оставаться низкой. Кислые газы, получаемые на стадии регенерации и используемые обычно для получения серы, содержат в этом случае большое количество углеводородов, что нежелательно для процесса Клауса. Повысить концентрацию кислых компонентов можно ступенчатой дегазацией насыщенного абсорбента с постепенным понижением давления, но в газах дегазации, как правило, помимо углеводородов присутствуют сероводород и диоксид углерода, и [c.42]

Рис. 3.10. Принципиальная технологическая схема установки осушки с одновременной очисткой газа дегазации

Как правило, на промыслах проводится отделение углеводородного конденсата и воды. При обработке газа в отсутствии сероводорода эта вода направляется на дальнейшую утилизацию. Если же газ содержит сероводород, то полученную в системе промысловой обработки воду необходимо подвергать дегазации для удаления Н 5. Однако выделившийся при дегазации воды сероводород нельзя выбрасывать в атмосферу или сжигать, а необходимо компримировать и направлять в основной газовый поток или переводить в нетоксичные сернистые соединения. Компримирование газа дегазации требует установки специальных компрессоров, так как выделившийся сероводород насыщен [c.48]

ХЕМОСОРБЦИЯ (хемисорбция, или химическая сорбция) — процесс поглощения (адсорбции) газов, паров или растворенных веществ твердыми или жидкими поглотителями (адсорбентами), сопровождающийся образованием химических соединений. X. широко применяется в промышленности для очистки газов, дегазации, разделения металлов, а также в научных исследованиях. [c.273]

Открытая система сбора конденсата (см. рис. 1.5а) используется на месторождениях, где объемы добычи конденсата невелики и поблизости нет предприятий, способных перерабатывать и квалифицированно использовать все тяжелые углеводороды, извлекаемые из газа. Стабилизация конденсата при этом сводится к двух- или трехступенчатому разгазированию с последующим хранением в резервуаре. Газы дегазации частично возвращаются в поток товарного газа, частично используются на местные нужды. При открытой системе сбора конденсата потери конденсата значительно выше, чем в других условиях. При этом возникает необходимость организации очистки газов дегазации конденсата от сернистых соединений. [c.23]

Следует отметить, что в процессе разработки месторождений объемы воды, выделяемой в системе подготовки газа, все время нарастают. В связи с этим мощности системы утилизации газов дегазации в процессе разработки должны увеличиваться. [c.49]

Регенерацию Селексола при грубой очистке газа можно осуществлять без использования колонного оборудования мею-дом четырехступенчатой дегазации насыщенного абсорбента [28]. Благодаря точно выбранному перепаду давления по ступеням дегазации практически все углеводороды выделяются на первых двух ступенях. Газ дегазации с этих ступеней компримируется до первоначального давления и возвращается в абсорбер с сырьевым потоком. Газ дегазации третьей и четвертой ступеней представляет собой кислый газ, приемлемый по составу для процесса Клауса. При тонкой очистке газа (до остаточного содержания HjS не более 5,7 мг/м и СО, не более 0,5 % по объему) регенерация сочетает процессы дегазации и тепловой регенерации насыщенного абсорбента. [c.46]

С-1, С-2 - сепараторы К-1, К-2 - абсорберы К-3 - десорбер В-1 - дегазатор И 1 - испаритель Е-1 - емкость орошения Х-1, Х-2 - холодильники Т-1 - рекуперативный теплообменник Н-1, Н-2 - насосы I - сырьевой газ И - капельная жидкость III - очищенный газ на осушку IV - очищенный газ дегазации V - кислый газ на установку Клауса VI - регенерированный раствор сульфинола VII - пар низкого давления [c.56]

На рис.2.5 представлены зависимости выхода стабильного конденсата от способа стабилизации и температуры низкотемпературной сепарации (НТС). Здесь наименьший выход конденсата наблюдается при двухступенчатом выветривании, что объясняется уносом жидких углеводородов с газами дегазации. При однократном испарении даже в условиях равновесия не происходит четкого разделения газовых и жидких углеводородов. Кроме того, резкое снижение давления вызывает вскипание конденсата за счет бурного испарения газовых углеводородов и увеличивает степень неравновесности и унос. [c.31]

Нестабильные конденсаты с упругостью паров 6 МПа содержат почти 100% Сз+в, при дегазации до 1.6 МПа потери пропан-бутановой фракции с газами дегазации составляют 20-25%) и при разгазировании до 0,1 МПа в стабильном конденсате остается до 5% Сз+в [c.54]

Затем по описанной вьиие методике проводится эксперимент с новой исследуемой пробой - газированная нефть плюс исследуемое химическое вещество. Периодически добавляя определенное количество испытуемого реагента в бомбу PVT, увеличивают содержание его в нефти и определяют его действие процесс дегазации нефти при различных концентрациях. По количеству газа, выделившегося за время t, при снижении давления с Pi до Pj судят о действии исследуемого реагента на процесс дегазации нефти. Для выявления оптимальной концентрации реагента в нефти строятся зависимости изменения газа дегазации (К ) от концентрации реагента в газожидкостной системе и зависимость [c.121]

К-1 —основной абсорбер К-2 —вспомогательный абсорбер Х-1. Х-2,—холодильники Т-1 — рекуперативный теплообменник В-1 — дегазатор Н-1 —насос I — сырьевой газ 11 — очищенный газ /// —насыщенный раствор ДГА /У — регенерированный раствор ДГА У — газ дегазации У/ —частично дегазированный раствор ДГА [c.56]

Насыщенный селексол наряду с кислыми компонентами содержит также значительное количество углеводородов. Для утилизации газ дегазации с помощью компрессора через холодильник подается в поток сырьевого газа. Частично регенерированный раствор из дегазатора через рекуперативный теплообменник Т-1 поступает в десорбер. Десорбция производится при избыточном давлении 0,05 МПа. [c.83]

При очистке газа процессом Сульфинол насыщенность абсорбента углеводородами выше, чем аминовых растворов. Следовательно, возможен повышенный выход газов дегазации. Концентрация НгЗ в газах дегазации также выше, чем в аналогичных условиях на аминовых установках. Поэтому рекомендуется газы дегазации подвергнуть очистке в отдельной колонне (рис. 3.6) или же компрессором подавать в основной абсорбер. Чаще всего абсорбер низкого давления устанавливают над дегазатором, который является общим для обоих абсорбентов. [c.93]

За счет снижения давления и повышения температуры из. абсорбента выделяется часть поглощенных газов. При этом режим дегазатора выбирают таким образом, что из насыщенного абсорбента выделяются в основном углеводороды. Газ дегазации с верха С-1 подают в топливную сеть. [c.99]

Газ дегазации из аппарата С-2 смешивается с регенерированным раствором гликоля в эжекторе Э-1. При этом большая мольная концентрация НгЗ обеспечивает его достаточно глубокое извлечение из газа дегазации. [c.99]

Извлеченный нз газа дегазации сероводород раствором гликоля повторно возвращается в абсорбер, т. е. циркулирует в системе. [c.99]

Оптимальный выбор режима дегазаторов и предварительное насыщение гликоля сероводородом практически исключает выброс сернистых соединений в окружающую среду. Газы дегазации можно утилизировать также с помощью эжекции за счет энергии регенерированного раствора гликоля. [c.99]

Поскольку газ дегазации содержит некоторое количество влаги, при его контактировании с регенерированным раствором ДЭГ происходит незначительное снижение концентрации последнего. Для исключения отрицательного влияния снижения концентрации ДЭГ на глубину осушки газа часть регенерированного раствора ДЭГ при необходимости может подаваться на верхнюю тарелку абсорбера, минуя эжектор. [c.100]

С увеличением степени извлечения углеводородов и СОг из газа резко возрастает количество газов дегазации. Возникают [c.100]

Рис. 3.11. Зависимость между давлением активного потока и удельным расходом газа дегазации V

С-1, С-2 — сепараторы Р-1, Р-2 — разделИ тели Т-1 — рекуперативный теплообменник ДУ — дроссельное устройство I — сырьевой газ —товарный газ III, V — смесь жидких углеводородов (нестабильный конденсат) /У —газ дегазации И — регенерированный раствор ингибитора НИ — насыщенный раствор ингибитора [c.162]

При ступенчатом выветривании (рис. 60) сырой конденсат из нкзкотемиературного сепаратора дросселируется и направляется в сепаратор первой ступени, где из конденсата выделяются газо ые углеводороды. Газ выветривания после первой ступени эжектором подается в основной поток газа. Конденсат же поступает на вторую ступень выветривания, откуда направляется в сырьевую емкость. Газ дегазации второй ступени используется в качестве топлива иа собственные нужды. При трехступенчатом выветрнвании давление по ступеням снижается более плавно, что способствует увеличению выхода стабильного (выветренного) ко11денсата. [c.209]

Все изложенное относится и к получаемому углеводородному конденсату. Отличительной особенностью очистки газов дегазации конденсата является то, что этот газ сухой и его можно сжимать компрессорами в неантикоррозионном исполнении. [c.49]

Данную схему используют также для очистки газов дегазации углеводородного конденсата. Извлечение кислых компонентов осуществляют подачей противотоком катализаторного комплекса насосами 5 и 6 в верхнюю часть абсорбера 1. Катализаторный комплекс представляет собой полифталоцианин кобальта, растворенный в смешенном абсорбенте, состоящем из диэтаноламина, диметилацетамина и воды. В случае применения смешанного абсорбента поглощение сероводорода и двуокиси углерода происходит главным образом за счет химического взаимодействия с диэтаноламином, тиолов - за счет их физического растворения. Условия абсорбции давление 5,8...6 МПа, температура 20...35°С. Насыщенный кислыми компонентами катализаторный комплекс из куба абсорбера поступает в экспанзер 2, где при снижении давления до 0,4 МПа удаляются физические растворенные углеводоро-дьк Дегазированный поглотитель насосом 3 направляют на окислительную регенерацию в реактор змеевикового типа 4. Регенерацию осуществляют кислородом воздуха, подаваемым в поток из расчета [c.145]

Насыщенное меркаптанами масло отводится с кубовой части абсорбера OI, объединяется с конденсатом из трехфазного сепаратора В02 и поступает в емкость дегазации В04, где происходит выделение легких углеводородов за счет понижения давления до 3 МПа. Газ дегазации поступает на вторую ступень компрессора, а частично дегазированный абсорбент подогревается в рекуперативном теплообменнике Е06 до 15 °С и направляется на 11-ю тарелку абсорбционно-отпарной колонны (АОК) С02, работающей в режиме деэтанизации. Давление в деэтанизаторе 1,3 МПа. Деэтанизатор состоит из 44 клапанных тарелок. На верхнюю тарелку подается регенерированное масло, охлажденное до минус 30 °С. Метан-этановая фракция с верха деэтанизатора поступает на первую ступень компрессора, после чего подается на вход емкости дегазации В04. Масло в нижней части деэтанизатора подогревается парами, поступающими из ребойлера Е11. Теплота подводится в ребойлер двумя теплоносителями паром низкого давления и дебутанизи-рованным маслом. [c.50]

Используемый на ОГПЗ вариант схемы низкотемпературной абсорбции (НТА) наряду с очевидными достоинствами имеет и некоторые недостатки, в частности, потери пропана с очищенным газом, отводимым с верха абсорбера, и газом деэтанизации из АОК. Сокращение потерь пропана с газом деэтанизации может достигаться путем возвращения газов деэтанизации и газов дегазации после компримирования в сырьевой поток (см. рис. 12). [c.51]

МПа поступает во входной сепаратор С-1 для отделения капельной жидкости сконденсировавшейся влаги и тяжелых углеводородов. Газ из сепаратора подается на очистку в абсорбционную колонну К-1, на верх которой подается регенерированный абсорбент Сульфинол . Очищенный газ из К-1 поступает в сепаратор С-2 для отделения унесенного абсорбента, который объединяется с потоком регенерированного абсорбента и возвращается в К-1. Насыщенный абсорбент с низа К-1 направляется в экспанзер, где за счет понижения давления происходит выделение растворенных углеводородов. Количество газов дегазации в этом процессе ввиду повышенной растворимости углеводородов в физическом абсорбенте значительно больше, чем в процессах аминовой очистки, причем и содержание HjS в них выше. Поэтому целесообразно осуществлять очистку экспанзерного газа в отдельной колонне. В приведенном варианте схемы абсорбер К-2 для очистки экспанзерного газа (низкого давления) выполнен в одном корпусе с дегазатором В-1. Часть регенерированного абсорбента подается на верхнюю тарелку К-2. В других вариантах схемы экспанзерный газ может возвращаться в поток сырьевого газа после компримирования его до первоначального давления. Частично дегазированный абсорбент после В-1 подогревается в теплообменнике Т-1 обратным потоком регенерированного Сульфинола и поступает на регенерацию в К-3. Кислый газ с верха К-2 проходит через холодильник Х-2 для конденсации иаров унесенного абсорбента и поступает в емкость орошения. Кислые газы направляются на установки получения серы, а Сульфинол поступает на верхнюю тарелку К-3 в качестве орошения. Для поддержания температуры десорбции (65 °С) часть абсорбента подогревается в испарителе И-1. Регенерированный Сульфинол с низа К-3 насосом Н-3 подается после охлаждения в рекуперативном теплообменнике Т-1 и водяном холодильнике Х-1 в абсорбционные колонны К-1 и К-2. [c.57]

Базовый пробоотборник прошел испытания в институте Волго-Урал-нс фтегаз (г. Оренбург), показавшие, что принцип двухпоршневой отсечки объема отбираемой пробы, является работоспособным и обеспечивающим представительность отбираемых проб [160, 161]. Анализ проб газов выветривания конденсата, отходящих газов после установки доочистки серы и газов дегазации жидкой серы Оренбургского газоперерабатывающего завода, содержащих до 4,4% об. сероводорода и до 2% об. диоксида серы, параллельно отобранных при помощи пробо- [c.232]

По действующим инструкциям для определения состава пластового газа суммируются по компонентам число грамм-молей газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, дебутанизации, пептанов, гексанов и вышеки-пящих углеводородов полученное число грамм-молей каждого компонента делится на общее их число. Состав пластового газа выражается в объемных процентах. [c.304]

Непостоянство режима эксплуатации установок, связанное с изменением состава сырья, приводит как к изменению состава и качества материальных потоков, так и к изменению давле- ния и температуры в отдельных аппаратах. К примеру, вследствие облегчения конденсата имеет место снижение температуры низа дебутанизаторов установок стабилизации конденсата (УСК). В ряде случаев возможно также уменьшение количества газов дегазации (из-за изменения растворимости легких угле-шодородов в л идкой фазе), что приводит к снижению надеж- ности работы компрессоров, предназначенных для дожатия тазов дегазации, уменьшению выхода продукции на установках -ИХ переработки и т. д. [c.18]

Основная часть поглощенных из газа углеводородов выделяется из раствора в В01 и поступает в абсорбер С05, смонтированный с ним в одном корпусе. Газ дегазации в колонне С05 очищается от H2S и СО2 и подается в топливную сеть. Насыщенный раствор амина с низа колонцы С05 смешивается с дегазированным раствором и разделяется на два потока, каждый М3 которых проходит рекуперативные теплообменники и поступает на 20-ю тарелку десорберов СОЗ и С04. [c.50]

ГТ —турбины Х-1, Х-2, Х-3 — холодильники Т-1 — рекуперативный теплообменник H-U Н-2 —насосы / — исходный газ // — газ иа очистку /// — очищенный газ IV, V/ —регенерированный селексол V — кислый газ на установку Клауса VII, VIII — газы дегазации IX — насыщенный раствор селексола [c.86]

К-1 — абсорбер С-1, С-2 — дегазаторы Е-1 — разделительная емкость 9-1—эжектор Х-1 — холодильник Т-1, Т-2 — рекуперативные теплообменники Н-1, Н-2—насосы БР— блок регенерации /—сырьевой газ // — осушенный газ III, /V — газы дегазации V — дегазированный раствор ДЭГа V/— регенерированный раствор ДЭГ [c.98]

На рис. 3.11 приведена зависимость между количеством газа дегазации и давлением РДЭГ, обеспечивающим эжекти-рование газового потока в абсорбер, работающий при 8 МПа. Давление и температура исходного газа дегазации были приняты соответственно 3 МПа и 30 °С. [c.100]

При необходимости для получения газа, полностью очиг щенного от СОг, газ-, очищенный от сероводорода, может дополнительно перерабатываться в отдельной колонне. В этом случае газы дегазации и десорбции блока очистки газа от СОг могут использоваться в топливной сети. [c.101]

Сырьем. установки служит газ, предварнтельно очищенный от НгЗ к СО2. При контактировании газа с ТБФ наряду с тиолами происходит также извлечение из него части углеводородов и воды. Основное количество поглощенных гавов из ТБФ выделяется прн его расширении в дегазаторе В-1. Газ дегазации поступает в абсорбер К-2, где очищается от тяжелых углеводородов раствором ТБФ. Раствор ТБФ, отводимый с низа абсорбера,, по отношению к тиолам для режима основного абсорбета является недо-насыщенным и частично насыщенным углеводородами. Поэтому возможно-подавать его, минуя десорбер, в поток регенерированного раствора. Предварительное насыщение раствора ТБФ тяжелыми углеводородами позволяет повысить, эффективность процесса абсорбции и снизить расходы на утили-. зацию газов низкого давлеиия, получаемых при регенерации абсорбента. [c.113]

Дожимные компрессоры (ДК) используются для повышения давления газов на входе на ГПЗ и выходе из него. Наряду с этим производится также дожатие промежуточных потоков (газов дегазации, деметанизации, деэтанизации и т. д.). Для этой цели могут быть использованы как ДК, так и эжекторы. Последние обычно применяются при больших избыточных давлениях основных сырьевых потоков и в тех случаях, когда газы по параметрам не отвечают требованиям соответствующих ступеней компресеора. [c.185]

В соответствии с данными табл. 8.3, независимо от состава с ырья содержание тяжелых углеводородов (С5+) в газах сепарации тем меньше, чем больше число ступеней сепарации. При этом с газами дегазации в Основном уносится легкая фракция конденсата, что приводит к снижению выхода бензиновых фракций при переработке стабильного конденсата. [c.226]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология