Абсорбція вступ

Показатели	ДЕГ
ТЕГ
Хімічна формула	С4Н8(ОН)2	С6Н12(ОН)2
Відносна молекулярна маса	106,12	150,18
Густина за 20 °С, г/см3	1,1184	1,1254
В'язкість за 20 °С, МПа∙с	35,7	47,8
Теплоємність за 20 °С, кДж/кг∙К	2,09	2,2
Температура, °С: кипіння, °С: при 101,3 кПа при 6,66 кПа при 1,33 кПа початку розкладання самозаймання на повітрі спалаху (у відкритому тиглі) у повітрі	244,8 164 128 164,4 379,5 134,0	278,3 198 162 206,7 173,9 165,5
розплавлення	–10,45 –	5,0
Поверхневий натяг, 10-3 н/м	48,5	45,2
Коефіцієнт рефракції (заломлення) за 20 °С	1,4472	1,4559
Прихована теплота пароутворення при 0,1 МПа, кДж/кг	628,1	367,0
Теплота розчинення води в гліколях при 90 °С, кДж/кг	134,9	210,0
Теплота згорання, кДж/моль	2374
Коефіцієнт об'ємного розширення в інтервалі 0-50°С	0,00064	0,00069
Критична температура, °С	410	440
Критичний тиск,	5,1	3,72

Таблица -Основные показатели ДЭГ по ГОСТ 10136-77

	Норма для діетиленгліколю марки
Найменування показника	А ОКП 24 2213 0100	Б ОКП 24 2213 0200
Густина за 20 ^0С, г/см3	1,116–1,117
Кольоровість, одиниці Хазена, не більше ніж	10	20
Масова частка органічних домішок, %, не більше: у тому числі етиленгліколю, %, не більше	0,4 0,15	1,8 1,0
Масова частка діетиленгліколю, %, не менше, ніж	99,5	98,0
Масова частка води, %, не більше 0,05 0,26 Масова частка кислот у перерахунку на оцтову, %, не більше	0,005	0,01
Число омилення, мг KOH на 1 г продукту, не більше 0,1 0,3
Температурні межі перегонки при тиску 101,3 кПа (760 мм. рт. с): початок перегонки, °С, не нижче кінець перегонки, °С, не вище	244 249	241 250

Таблиця-. Основні показники ТЕГ за ТУ 6-01-5-88

Найменування показника	Норма для дитриетиленгліколя марки
	А ОКП 24 2214 0130		Б ОКП 24 2214 0140
Зовнішній вигляд	Прозора рідина, що не містить механічних домішок. ханічних домішок
Масова частка триетиленгліколю, %, не менше ніж	98	90
Сума масових часток моноетиленгліколю, етиленгліколю, тетраетиленгліколю, %, не більше, зокрема моноетиленгліколю	2	10
	0,1	0,8
Масова частка води, %, не більше ніж	0,01	0,3
Колір, одиниці Хазена, не більше після кип'ятіння із соляною кислотою	20 - 180	- -
Густина за 20°С, г/см3	1,123 – 1,124	не ниже 1,121
Масова частка альдегідів у перерахунку на на ацетальдегід, %, не більше	0,01
Масова частка альдегідів у перерахунку на на ацетальдегід, %, не більше	0,002
Масова частка перекисних сполук у перерахунку на йод, %, не більше	0,005

Таблиця -Розчинність природного газу у водних розчинах ДЕГ

Таблиця -Залежність температури кипіння гліколів від тиску

Таблиця-. Залежність температури замерзання водних розчинів

ДЕГ від його масової концентрації

Рисунок 3.6.1.4. Залежність тиску насичених парів водних розчинів ДЕГ від температури

Рисунок 3.6.1.5. Залежність тиску насичених парів водних розчинів ТЕГ від

Температури



Рисунок 3.6.1.6. Номограма для визначення рівноважних втрат ДЕГ з осушеним
Газом

Рисунок -Номограма для визначення рівноважних втрат ТЕГ з осушеним

Газом

Рисунок-. Температура точки роси газу по волозі над водними розчинами ДЕГ

Рисунок 3.6.1.9. Точка роси газу по волозі над водними розчинами ТЕГ

Технологічні схеми абсорбційного осушення природних газів
Введення

Видалення вологи з природного газу на газових і газоконденсатних, запобігає утворенню крижаних і газогідратних відкладень і пробок і тим самим забезпечуючи нормальну експлуатацію обладнання газотранспортної системи.

Ефективність процесу абсорбційного осушення газу багато в чому визначається технологічною структурою, складом застосовуваного обладнання, типом використовуваного абсорбенту. Вибір тієї чи іншої техніки і технології абсорбційного осушення природного газу обґрунтовується видобувними запасами вуглеводневої сировини, складом і фізико-хімічними властивостями видобувного флюїду, термобаричними параметрами продуктивного пласта, кліматичними умовами місця розташування установки підготовки газу і газового конденсату, вимогами нормативних документів до вологовмісту осушеного газу (температура точки роси за вологою) тощо.


Загальна технологічна схема осушення газу
Принципова загальна технологічна схема абсорбційного осушення газупредставлена на малюнку.
Потік флюїду, що видобувається, надходить у сепаратор 1, у якому від потоку при родного газу відокремлюється рідка фаза з незначним вмістом механічних домішок. Рідка фаза являє собою суміш пластової води, розчину інгібітора гідратоутворення гідратоутворення в разі його введення в свердловину і газового конденсату.
За абсорбційної технології осушуваний потік газу із сепаратора 1 по ступає в нижню частину абсорбера 2, а назустріч йому з верху колони стікає розчин абсорбенту з регенератора 3. Масообмін між зустрічними потоками газу та абсорбенту здійснюється на контактних пристроях тарілчастого або насадочного типу. Відповідно до теоретичних основ абсорбції, рушійною силою процесу є різниця концентрацій вологиу газовій і рідкій фазах. Насичений вологою абсорбент відбирається з низу абсорбера 2 і подається у верхню частину регенератора (десорбера) 3 через теплообмінний апарат рекуперативного типу 4, в якому попередньо підігрівається зустрічним гарячим потоком регенерованого абсорбенту.
У регенераторі 3 десорбується волога, розчинена в абсорбенті, шляхом нанагрівання абсорбенту у випарнику і застосування десорбуючого агента, у якості якого може використовуватися деяка частина осушеного газу.
Регенерація абсорбенту може здійснюватися за тиском, близького до атмосферного, а також під вакуумом ~ 200-500 мм рт.ст. Залежно від технології і техніки регенерації, типу використовуваного абсорбенту, концентрація гліколю може становити ція гліколю може становити 97,50-99,95%.


Принципові технологічні схеми процесів абсорбційного осушення газу на родовищах.
Абсорбційне осушення газу здійснюється на установках двох типів: в апаратах з контактними пристроями тарілчастого або насадочного типу шляхом протитечії гліколю і газу та з уприскуванням гліколю в потік газу.
Принципова технологічна схема абсорбційного осушення газу на УКПГ родовищ.
Згідно з цією схемою, сирий газ із вузла вхідних маніфольдів УКПГ під робочим тиском (на початковій стадії розробки становив 9,0-7,5 МПа) і надходить у сепаратор 1, у якому відбувається відділення віднього крапельної рідкої фази (пластової та конденсаційної води, а також незначної кількості рідких вуглеводнів).
Із сепаратора газ надходить у нижню частину тарілчастого абсорбера 2, у якому, піднімаючись угору, у протитечії контактує з абсорбентом - регенерованим діетиленгліколем (РДЕГ), що подається на верхню тарілку апарата насосом із блоку регенерації. Стікаючи з тарілки на тарілку вниз, розчин ДЕГ поглинає пари вологи з газу і виходить із глухої тарілки абсорбера в насиченому стані (НДЕГ) і, редукуючись до тиску 0,6-0,3 МПа, надходить у блок регенерації ДЕГ. У потік НДЕГ також подається гліколь, відсепарований від газу у фільтр-сепараторі 3.

Рисунок . Схема стандартной установки гликолевой осушки газа:

I - пластовой газ; II - осушенный газ; III - пластовая вода (водометанольный раствор) + газовый конденсат; IV - влагосодержащая газовая фаза; V - концентрированный (регенерированный) гликоль; VI - насыщенный гликоль; 1 - сепаратор; 2 - абсорбер;
3 - регенератор гликоля с испарителем; 4 - рекуперативный теплообменник гликоль-
гликоль; 5 - насос



Рисунок Принципова технологічна схема абсорбційного осушення газу на родовищі Ведмеже.
родовищі Ведмеже: 1 - сепаратор; 2 - абсорбер; 3 - фільтр-сепаратор
Осушений газ після заміру на кожній технологічній нитці (кількість технологічних ниток на УКПГ з урахуванням резерву сягає 10-12 одиниць) через регульований штуцер надходить у промисловий колектор сухого газу й далі по міжпромисловим колектором у головну компресорну станцію.
У період падаючого пластового тиску перед установками підготовки газу в експлуатацію введено дотискні компресорні станції (ДКС) з вузлом попереднього очищення (сепарації) газу.
Після ДКС встановлено апарати повітряного душного охолодження (АВО) для зниження температури стисненого газу, що надходить на осушення в УКП що надходить на осушення в УКПГ.
До складу установки абсорбційного осушення газу на Уренгойському родовищі входять два технологічні блоки: осушення і регенерації насиченого водного розчину абсорбенту.
До складу технологічного блоку осушення газу входять сепаратори та абсорбери. На низці УКПГ абсорбери мають, крім масообмінної абсорбційної частини, також сепараційні секції, так звані багатофункціональні апарати (МФА), розроблені ТОВ "ЦКБН".

Рисунок 3.6.2.3. Принципова технологічна схема абсорбційного осушення газу С-1 - сепаратор; А-1 - абсорбер; Р-1 - колона регенерації; Ф-1 - фільтр; Т-1 – теплообмінник ДЕГ-ДЕГ; Х-1 - конденсатор; І-1 - підігрівач; Е-1, Е-2. Е-3 - ємності

Багатофункціональний апарат (МФА), призначений для абсорбційного осушення газу, являє собою колону, яка функціонально складається з трьох частин осушення газу, являє собою колону, що функціонально складається з трьох частин (секцій): сепараційної, масообмінної та фільтраційної для уловлювання капель гліколю з вихідного потоку осушеного газу.
Блок регенерації насиченого розчину абсорбенту складається з десорбера з системою зрошення, системи вакуумування, рекуперативного теплообмінника, випарника, насосів, роздільників, відстійників, буфернихємностей та іншогодопоміжного обладнання.
Під час експлуатації газових і газоконденсатних родовищ у періодпадаючого пластового тиску технологія підготовки газу на УКПГ вимагає внесення змін для підтримання пластового тиску.
Потребує внесення змін для підтримання основних робочих параметрів процесу осушення газу. Із цією метою в цей період вводять дотискні компресорні станції (ДКС), що компримують газ до тиску транспорту в магістральному газопроводі. Місце розташування ДКС на УКПГ у технологічному процесі різне. Особливості експлуатації УКПГ у цей період полягають у такому:
̶ у міру зниження тиску в пласті зростає початкове насичення газу вологою, що при зниженні обсягів підготовки газу призводить до збільшення загального навантаження установки по волозі;
-збільшується винос із пласта разом із газом крапельної рідкої фази;
-наявність газоперекачувальних агрегатів (компресорів) перед абсорберами підвищує температуру осушуваного газу (за рахунок компримування), особливо влітній період;
̶ у складі газового потоку після ДКС з'являється забране внаслідок витікання компресорного масла;

• 
  за рахунок зниження тиску і збільшення температури газу погіршується ефективність самого процесу абсорбції.
  

̶ поглинання вологи гліколем;

• 
  зменшення тиску і збільшення температури за тієї ж продуктивності абсорбера викликає збільшення об'єму ності абсорбера викликає збільшення обсягів перероблюваного газу за рахунок зниження його густини, що призводить до зростання швидкостей у перерізі апаратів вище допустимих зростання гідравлічного опору і підвищеного виносу гліколю з осушеним газом.
  

На УКПГ ГКР на період падаючого пластового тиску прийнято схему підготовки газу з дотискними компресорними станціями до і після технологічних блоків осушення.
На прогнозний період експлуатації даних УКПГ Уренгойського ГКР до 2025 р. ця технологія має такі особливості:
̶ тиск "сирого" газу на окремих УКПГ може становити лише 1,1 МПа, що значно нижче за тиск для транспортного газопроводу, 5,5 МПа;

• 
  осушення газу від вологи здійснюється за тиску 4,2 МПа після 1 ступені компримування в в ДКС, що також нижче за тиск газотранспортної системи; ̶ осушення газу від вологи системи;
  
• 
  підвищення температури газу після 1 ступеня компримування в ДКС у літній період експлуатації в окремі дні дні може досягати 35 °С;
  

Рисунок-. Принципова технологічна схема підготовки газу на

Уренгойському ГКР у період падаючого тиску
ДКС - ступені стиснення дотискних компресорних станцій; АВО - апарати повітряного
охолодження; С - сепаратор; А - абсорбер; Ф-С - фільтр-сепаратор