Дипломная работа (бакалавр/специалист) на тему Техническое решение стадии очистки природного газа от серы

Содержание:

Введение 3
1. Литературный обзор 5
1.1 Теоретические основы процесса сероочистки 5
1.2 Физико – химические основы процесса 7
1.3 Применяемые методы процесса 8
2. Технологическая часть 13
2.1 Описание технологической схемы и проектируемого оборудования 13
2.2 Характеристика аппаратов 18
2.3 Материальный баланс процесса адсорбции 22
3. Расчет основного аппарата 27
3.1 Расчет адсорбера 27
3.2 Расчет толщины стенок аппарата 28
4. Расчет основных технико-экономических показателей работы проектируемой установки (цеха) 34
4.1 Обоснование производственной мощности 34
4.2 Расчет капитальных затрат на оборудование. 35
4.3 Вопросы организации труда и заработной платы 37
4.4 Определение эксплуатационных затрат и себестоимости продукции 40
5. Безопасность и экологичность на проектируемом объекте 44
Заключение 46
Список используемой литературы 48

Введение:

Сероводород – кислота, вызывающая химическую и электрохимическую (в присутствии воды) коррозию металлов. При определенных условиях протекает сульфидное растрескивание металлов. Она является причиной отравления катализаторов (в процессах синтеза), а при сгорании образует диоксид серы.
Наличие в газе диоксида углерода уменьшает теплоту сгорания. Диоксид углерода, присутствуя в качестве балластного газа, снижает эффективность использования магистральных газопроводов. В связи с этим содержание сернистых соединений и диоксида углерода в подготовленном газе нормируется [13].
В газе, поступающем в магистральные трубопроводы нашей страны, содержание сероводорода не должно превышать 22 мг/м3, меркаптановой серы – 36 мг/м3 газа (содержание СО2 не нормируется); в США содержание сероводорода регламентируется на уровне 5,7 мг/м3, содержание СО2, общей серы и меркаптанов устанавливается обычно газотранспортными компаниями в зависимости от требований потребителей (содержание СО2 – (1 ÷ 2)% об., меркаптанов – (1,5 ÷ 5) мг/м3, общей серы – (22 ÷ 228) мг/м3 и т. д.) [2].
Для очистки газов наиболее часто используют процессы, основанные на химическом и сорбционном взаимодействии применяемых веществ с сероводородом, СО2 и другими серо- и кислородсодержащими соединениями. В зависимости от особенностей взаимодействия процессы условно подразделяют на: хемосорбционные, физической абсорбции, комбинированные, окислительные, адсорбционные [2].
Целью выпускной квалификационной работы является разработка технического решения стадии очистки природного газа от серы на предприятии АО «Минудобрения» .
Для достижения цели необходимо решить ряд задач:
— исследовать возможные способы очистки газа;
— изучить физико-химические основы процесса;
— рассмотреть технологическую схему процесса;
— произвести расчет технологических параметров оборудования;
— определить безопасные условия труда
Объектом исследования является производственно-технологическая база предприятия АО «Минудобрения» .
Предмет исследования – технологический процесс предприятия.
Рациональное применение попутного нефтяного газа — это один из наиболее актуальных вопросов для топливно-энергетического комплекса России. Еще до недавнего времени этот попутный газ было принято пускать на факел, сжигая таким образом существенные его объемы. Это делалось ввиду нерентабельности и сложности его транспортировки на установки переработки. На месте утилизировать эти потоки также проблематично из-за нестабильности состава нефтяного газа, а также его относительно небольших объемов [4].
Превращение попутного нефтяного газа в товарный продукт — это длительный этап, состоящий из ряда последовательных технологических процессов. Одним из важнейших этапов подготовки газа для его дальнейшего использования является процесс обессеривания.

Заключение:

В выпускной квалификационной работе было рассмотрено техническое решение стадии очистки природного газа от серы.
Рациональная утилизация добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ) является одной из наиболее актуальных задач в области энерго- и ресурсосбережения. В целях предотвращения загрязнения атмосферного воздуха выбросами вредных веществ и сокращения эмиссии парниковых газов, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа, Правительство РФ установило жесткие требования к объемам сжигания ПНГ на факельных установках и увеличило размеры штрафов в случае превышения этих показателей (постановление Правительства РФ №7 от 08.01.09).
В огромном числе случаев природный газ и попутный нефтяной газ содержат значительные количества серосодержащих соединений, которые в силу своей реакционной способности вызывают прежде всего коррозию трубопроводов и оборудования, а также дезактивируют катализаторы процессов, которые призваны перерабатывать эти газы в химическую продукцию.
В случае крупных месторождений газов или значительных потоков попутного нефтяного газа, когда экономика таких месторождений позволяет использовать методы физической, физико-химической или химической переработки с инвестированием значительных средств в создание современных установок по переработке этих газов, сероочистка обычно входит в такие проекты как предварительная стадия, и инвестиции в сероочистку входят в общий объем инвестиций [4].
В тоже время, на малых и средних газодобывающих компаниях вопрос сероочистки стоит на переднем плане, т.к. переработать серосодержащий газ в электроэнергию или передать его другому потребителю можно только проведя удаление серы из этого газа. Сжигание такого газа на факеле, как это еще делается кое-где, приводит к значительным количествам вредных выбросов в атмосферу и является недопустимым в свете требования природоохранных нормативных документов.
Компактное решение, которое реализовано с применением модульных установок, позволит включить в эксплуатацию значительное число газовых и нефтяных скважин на предприятиях малого и среднего бизнеса.

Фрагмент текста работы:

1. Литературный обзор

1.1 Теоретические основы процесса сероочистки
Попутные нефтяные газы характеризуются различными углеводородными составами, включая вредные примеси, такие как сероводород и меркаптаны, широким диапазоном изменения производительности, низким давлением, что накладывает определенные условия для выбора схемы подготовки газа и утилизации отходов. В число основных учитываемых критериев входят выполнение экологических требований и экономическая эффективность.
Исходя из месторасположения пункта сбора нефти, на котором возникает данный поток газа, могут быть рассмотрены различные схемы его подготовки и утилизации. Выбор способа очистки зависит от производительности по сырью, параметров сырьевого и продуктовых потоков (давление и температура), состава газа, в т.ч. значительно от содержания сероводорода, требований к продукции и отходам, инфраструктуры предприятия, капитальных и эксплуатационных затрат, других аспектов [7].
На выбор схемы подготовки попутного газа влияет конечное назначение газового потока. Основными действующими направлениями подготовленного газа являются подача газа в магистральный газопровод и использование газа на собственные нужды.
Для подачи в магистральный газопровод газ необходимо подготовить до требований ОСТ 51.40 93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия».
Подготовленный попутный газ может быть использован в полном объёме, в том числе в случае высокого расхода газа, на месте для получения электрической энергии на газотурбинных установках для собственных нужд и продажи на сторону при избытке электрической энергии. Например, в настоящее время в Западной Сибири реализуется проект по переработке попутного газа в объёме до 1,6 млрд.м3/г. с подачей подготовленного газа на электростанцию, обеспечивающую электроэнергией местные нефтедобывающие предприятия компании. В этом случае для местного потребления требуется подготовить газ до требований ГОСТ 5542 87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия». В некоторых случаях требования к газу определяют по спецификации поставщика оборудования, в котором этот газ будет использоваться как топливо.
В таблице 1 приведены основные требования к газу по ОСТ 51.40 93 и ГОСТ 5542 87.
Таблица 1 – Основные требования к газу по ОСТ 51.40 93 и ГОСТ 5542 87
Показатель ОСТ 51.40-93 ГОСТ 5542-87
Массовая концентрация сероводорода, мг/м3, не более 7 (20)* 20
Массовая концентрация меркаптановой серы, мг/м3, не более 16 (36)* 36
Теплота сгорания низшая, МДж/м3, при 20 ºС и 101,325 кПа, не менее 32,5 31,8
Объёмная доля кислорода, %, не более Умеренный макроклиматический район 0,5 1,0
Холодный макроклиматический район 1,0
Точка росы газа
по влаге,
оС, не выше Умеренный
макроклиматический район с 01.05 по 30.09 -3 Ниже температуры газа.
Наличие жидкой фазы
не допускается
с 01.10 по 30.04 -5
Холодный
макроклиматический район с 01.05 по 30.09 -10
с 01.10 по 30.04 -20
Точка росы газа
по углеводородам,
оС, не выше Умеренный
макроклиматический район с 01.05 по 30.09 0
с 01.10 по 30.04 0
Холодный
макроклиматический район с 01.05 по 30.09 -5
с 01.10 по 30.04 -10
Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м3 – 41,2–54,5
Масса механических примесей в 1 м3, мг, не более – ** 1
Интенсивность запаха газа при об. доле 1 % в воздухе, балл, не менее – 3 ***
* Величины, заключённые в скобках, относятся к ряду действующих предприятияй.
** Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, Г.П.З. и промыслов.
*** Метод испытания по ГОСТ 22387.5 77.