Абсорбція вступ

для процесу десорбції:
g = Gд/L = (ук - ун) / (хн - хк)
де g - питома витрата десорбуючого агента;
ун і ук - концентрація вологи відповідно у вхідному і вихідному потоках газу десорбера;
хн і хк - концентрація вологи відповідно у вхідному і вихідному потоках абсорбенту десорбера; хн і хк - концентрація вологи відповідно у
токах абсорбенту десорбера;
L - кількість абсорбенту, що надходить у десорбер;
G - кількість десорбуючого агента, що надходить у десорбер.
За заданих або знайдених концентрацій ун, ук, хн, хк із виразів 3.6.1.6 і 3.6.1.7 можуть бути знайдені величини l і g, або при заданому значенні величин l і g можна визначити кінцеві значення величин ук або хк.
Спільний розв'язок рівнянь 3.6.1.6 і 3.6.1.7 і рівнянь фазової рівності процесу абсорбції і 3.6.1.7. весія процесу абсорбції та десорбції дає змогу визначати число теоретичних тарілок (контактів) відповідно в абсорбері або десорбері у взаємозв'язку з питомою витратою у взаємозв'язку з питомою витратою абсорбенту або десорбуючого агента.
Таким чином, ефективність процесу абсорбційного осушення природного газу залежить від швидкості протікання стадій абсорбції та десорбції, питомої витрати абсорбенту і десорбуючого агента, поверхні контакту газової та рідкої фаз в абсорбері та десорбері, числа теоретичних тарілок, що в кінцевому підсумку визначає енергоємність процесу і металоємність технологічного обладнання.
Загальна характеристика абсорбентів для осушення газу

Ефективність промислових процесів абсорбційного осушення природного газу значною мірою також визначається властивостями застосовуваного абсорбенту.

Для вилучення вологи з природного газу застосовуються різні абсорбенти які повинні мати такі експлуатаційні властивості:
а) високою поглинальною здатністю в широкому інтервалі тисків і температур, а також концентрацій водних розчинів;
б) низькими тисками насичених парів, щоб забезпечити незначні
втрати, пов'язані з їх випаровуванням за заданих технологічних параметрів проведення процесу осушення газу;
в) низькою розчинністю компонентів газу для зниження кількості утвореного низьконапірного газу газу під час регенерації абсорбенту;
г) досить високою температурою кипіння, що настільки відрізняється від температури кипіння води, щоб відділення поглиненої вологи від абсорбенту можна було здійснювати найбільш простими способами з найменшими теплоенергетичними витратами;
д) низькою в'язкістю за технологічних умов експлуатації для зниження гідравлічних опорів і створення найбільшого контакту з газом у абсорбері, теплообмінниках та іншому обладнанні в безперервному виробничому циклі "абсорбція - десорбція";
е) густиною, що відрізняється від густини вуглеводневого конденсату, для забезпечення їх більш ефективного розділення;
ж) низькою взаємною розчинністю з вуглеводневим конденсатом для забезпечення їх більш ефективного розділення, скорочення їхніх втрат і збереження експлуатаційних властивостей абсорбенту;
з) низькою корозійною активністю;
і) низькою спінюваністю в гідродинамічних умовах контакту з газовою сумішшю;
к) високою стійкістю до термічної деструкції;
л) хімічно нейтральними властивостями щодо інгібіторів, що застосовуються в процесах видобутку і що застосовуються в процесах видобутку і збирання газу, тобто не вступати з ними в хімічні реакції.
Як абсорбенти в технологічних процесах осушення природного газунайбільш ефективними є різні гліколі. Це зумовлено високою спорідненістю молекул гліколів і води з утворенням міжмолекулярних водневих зв'язків.
На установках абсорбційного осушення газу як осушувачі найбільш широке застосування знайшли водні розчини діетиленгліколю (ДЕГ) і триетиленгліколю (ТЕГ). Ці гліколі є двоатомними спиртами і з водою змішуються в будь-яких співвідношеннях, будучи повністю взаєморозчинними.
Водні розчини ДЕГ і ТЕГ не викликають корозії обладнання, що дає змогу виготовляти технологічне обладнання з відповідних низько- та анологічне обладнання з відповідних низьколегованих і більш дешевших марок сталі, є неотруйними і здатними до повного біологічного руйнування.
При промисловій підготовці газу до транспорту останнє є важливою вимогою до показників якості абсорбентів у плані охорони довкілля, оскільки деяка частина осушувача може потрапити в повітря, водойми та ґрунт.
Важливою властивістю гліколів є їхня здатність знижувати температуру замерзання водних розчинів, що знаходить практичне їх використання як інгібіторів гідратів.
Найбільшою мірою зазначеним вище вимогам відповідають такі гліколі, як: етиленгліколь (ЕГ), ДЕГ, ТЕГ, пропіленгліколь (ПГ), суміші гліколів з їхніми ефірами тощо. розчини етиленгліколю та пропіленгліколю, поряд з метанолом, знайшли застосування як інгібітори гідратоутворення.
Збільшення температури призводить до підвищення тиску насичених парівнад водними розчинами гліколів (див. рисунки 3.6.1.4 і 3.6.1.5).
Розчинність природного газу у водних розчинах гліколів зменшується зі збільшенням частки води в розчині та з підвищенням температури. При цьому розчинність газу в ТЕГ на творюваність газу в ТЕГ на 25-30 % більша, ніж у ДЕГ. Таким чином, ДЕГ у порівнянні з ТЕГ дає змогу забезпечувати при осушенні газу меншу кількість сорбованих вуглеводнів, тобто ДЕГ має вищий коефіцієнт вибірковості по волозі в системі "вода - вуглеводні". Разом з тим, зважаючи на малі значень розчинності газів у розчинах гліколів, ця відмінність не чинить істотного впливу на показники роботи установки під час осушення безсірчистих газів.
Також слід зазначити, що розчинність ароматичних вуглеводнів, які входять до складу вуглеводневого конденсату, зростає в гліколях зі збільшенням їхньої молекулярної маси. Так, наприклад,розчинність бензолу вЕГ і ДЕГ становить 5,7 і 31,3 % відповідно,а три- і тетраетиленгліколь з бензолом є взаємно розчинними рідинами, утворюючи одноріднурідку фазу за будь-яких співвідношень.
Зі збільшенням молекулярної маси гліколів підвищуються їхня температура застигання і в'язкість зменшується тиск насичених парів і зростає розчинність у вуглеводневому середовищі.
Так, водні розчини ЕГ порівняно з водними розчинами ДЕГ і ТЕГ за однакових концентрацій мають нижчу температуру замерзання, меншу в'язкість при робочих температурах осушення і нижчу розчинність у вуглеводневому конденсаті, що знижує втрати ЕГ за рахунок розчинності в конденсаті, однак, підвищуються втрати ЕГ зарахунок виносу з газом через більш високі значення тиску насичених парів ЕГ порівняно з ДЕГ і ТЕГ. Так, наприклад, при температурі 20 °С 99%-й розчин ЕГ має тиск насичених парів у 2,5 і 7 разів вищий, ніж пружність парів ТЕГ і ДЕГ відповідно. Унаслідок цього ЕГ не отримав практичноговикористання при протиточному абсорбційному осушенні газу, оскільки його винесення згазом було б у кілька разів більшим, ніж ДЕГ або ТЕГ.
Також слід зазначити, що ЕГ більш екологічно безпечний, ніж ДЕГ і ТЕГ.
Так, при утриманні ЕГ у водоймах він повністю біологічнорозкладається навідміну від ДЕГ і ТЕГ.
Використання водних розчинів ТЕГ у замкнутому виробничо-технологічному процесі абсорбційного осушення газу має переваги порівняно з з розчинами ДЕГ та ЕГ. Тиск насичених парів ТЕГ менший, ніж ДЕГ або ЕГ, тому втрати ТЕГ, зумовлені виносом з осушеним газом з абсорбера і під час регенерації з парами вологи з десорбера будуть меншими. Порівняно з ДЕГ зниження втрат ТЕГ може становити 0,2-1,5 г/1000 нм3 в інтервалі температур процесу абсорбції 10-20 °С, найбільш характерних для установок осушення газівпівнічних родовищ, а при температурах контакту 30 °С і вище ця величина може становити 3-4 г/1000 нм3.
Рівноважні втрати гліколів можуть визначатися за допомогою номограм, представлених на малюнках 3.6.1.6 і 3.6.1.7. Оскільки ТЕГ має вищу температуру початку розкладання (206 °С), ніж діетиленгліколь (164 °С), то це дає змогу інтенсифікувати процес регенерації абсорбенту шляхом збільшення кількості генерації абсорбенту шляхом збільшення температури цього процесу. Однак, регенерація ТЕГ порівняно з ДЕГ здійснюється з більш високими теплоенергетичними витратами.
Можливість нагрівання ТЕГ до більш високих температур, ніж ДЕГ, також має ще одну перевагу, пов'язану з виділенням розчинених вуглеводнів із розчину. Це пов'язано з тим, що в газах північних родовищ містяться вуглеводні містяться вуглеводневі конденсати, які мають більшвисокі температури кипіння, ніж температура регенерації гліколів. Оскільки розчин ДЕГ не можна підігрівати вище 164 °С, то частина конденсату залишиться в насиченому розчині, що погіршуватиме його осушувальну здатність. У випадку випадку використання ТЕГ, зважаючи на можливість проведення регенерації при більшвисокій температурі, залишкова кількість вуглеводнів конденсату в регенерованому розчині ТЕГ буде меншою.
Присутність вуглеводневого конденсату в регенерованому розчині абсорбенту зменшує його осушувальну здатність, , посилює спінювання гліколю, що може призвести до підвищених його втрат і до порушення технологічного режиму процесу осушення газу.
Температура у випарнику блоку регенерації гліколів при використанні ДЕГ і ТЕГ підтримується на рівні 150-160 і 185-190 °С відповідно (при однакового залишкового тиску 200 мм рт. ст. у десорбері). Під час регенерації ДЕГ різниця між температурою його розкладання і робочою температурою системи регенерації становить системи блоку регенерації становить не більше 4 °С. При регенерації ТЕГ цей же показник відповідає 16 °С. Таким чином, температурний режим проведення регенерації ДЕГ сприяє більшому розкладанню гліколю, ніж ТЕГ, і втрати ДЕГ від термічного розкладання будуть більшими, ніж ТЕГ (при порушенні температурного технологічного режиму установки регенерації).
Для високого ступеня регенерації розчинів ДЕГ і ТЕГ необхідним є створення в системі регенерації вакууму, рівень якого може визначатися за представленими даними в таблиці 3.6.1.6.
Для досягнення температури кипіння ДЕГ, що не перевищуєтемператури його розкладання (164 °С), необхідно в системі регенерації створити вакуум на рівні 40 мм рт. ст. За цієї ж величини вакууму температура кипіння ТЕГ становить 191 °С, що на 15 градусів нижче за температуру його розкладання.
Вміст гліколів у воді сприяє зниженню температури замерзання водних розчинів.
На цій властивості гліколі можуть використовуватися при необхідності також як інгібітори гідратоутворення на установках низькотемпературноїках низькотемпературної сепарації (НТС), в апаратах повітряного охолодження в зимовий період їхньої роботи на північних родовищах газу і газоконденсату тадля трубопровідного транспорту газу.
Температури замерзання водних розчинів ДЕГ і ТЕГ залежно від їхньої концентрації наведено в таблицях 3.6.1.7 і 3.6.1.8.
На газових і газоконденсатних родовищах в даний час для осушення природних газів застосовують, в основному, розчини ДЕГ і ТЕГ.
Абсорбенти осушення газів характеризуються такими основними показниками:
депресія температури точки роси газу за вологою,
втрати з осушеним газом,
ступінь регенерації насиченого розчину
ступінь регенерації насиченого розчину та ін.
Порівнюючи характеристики ДЕГ і ТЕГ з наведених нижче порівняльних даних показників ДЕГ і ТЕГ,можна відзначити таке.
Розглянемо такий показник гліколів, як депресія за точкою роси, який характеризує різницю температур процесу осушення і температури точки роси, що досягається, при однакових концентраціях точки роси за однакових концентрацій водних розчинів ДЕГ і ТЕГ. Порівнюючи рівноважні криві "точка роси - водні розчини гліколю – температура контакту", наведені на рисунках 6.8 і 6.9, можна відзначити, що для досягнення заданої глибини осушення газу стосовно його транспорту в північних газопроводах ДЕГ і ТЕГ можуть бути використані практично з однаковою технологічною ефективністю. Однак при більш високих температурах контакту в абсорбері та високих концентраціях розчинів абсорбенту ця перевага ТЕГ є більшмущество ТЕГ є більш істотною. Особливо це має важливе значення на північних родовищах у літні місяці, коли не вдається охолоджувати газ нижче температури 25-30°С без застосування спеціальних методів охолодження потоку газу. Так, наприклад, важко здійснити осушення газу до температури точки роси мінус 10°С і нижче з використанням розчинів ДЕГ, коли неможливо провести охолодження газу нижче температури 25-30 °С. Так, при тиску 4,0 МПа і температурі контакту 30 °С при абсорбційному осушенні газу із застосуванням як абсорбенту ДЕГ до точки роси мінус 16 °С (еквівалент точці роси мінус 10 °С при тиску 7 МПа, необхідної за СТО), ненеобхідним є використання водного розчину ДЕГ концентрації 99,2 % мас. а з урахуванням виробничих умов проведення процесу не менше 99,5 % мас. Однак, такий ступінь регенерації розчину ДЕГ практично важко здійсненний (потрібні більш високі показники).
З іншого боку, для осушення газу до такої ж точки роси достатньо використовувати розчин ТЕГ концентрації 98,4- 98,6% мас. 98,6% мас., що досить просто реалізується практично ̶ необхідний рівень залишкового тиску в системі регенерації становитиме не нижче 400 мм рт. ст.