Осушка газа жидкими сорбентами (ДЭГом и ТЭГом).

В качестве жидких поглотителей паров воды из газа наибольшее распространение получили диэтиленгликоль (ДЭГ) (C₄H₁₀O₃) и триэтиленгликоль (ТЭГ) (C₆H₁₄O₄).

Характеристика гликолей приведена ниже

                                                                                                    ДЭГ         ТЭГ

Молекулярная масса…………………………………………106,12          150,17

Плотность…………………………………………..…………1,117            1,125

Температура кипения, ⁰С…………………………..…………245             287,4

Понижение точки росы при 98%-ной концентрации….…..От – 25     От – 40

                                                                                               до – 35 ⁰ С до – 50 ⁰ С

Вследствие низкого давления насыщенных паров этих гликолей потери их при осушке незначительны и колеблются в пределах от 5 до 35 г на 1000 м³ газа.

ДЭГ и ТЭГ хорошо растворяются в воде, неагрессивны, сравнительно недороги, поэтому находят широкое применение в процессах осушки. Степень осушки газа жидкими поглотителями должна быть такой, чтобы точка росы осушенного газа была на 3 – 5⁰С ниже, чем минимально возможная температура газа в газопроводе.

Необходимую концентрацию раствора ДЭГа или ТЭГа, а также режим работы регенерационного цикла определяют расчетом в зависимости от температуры осушаемого газа и требуемой точки росы.

Принципиальная технологическая схема установки осушки жидкими концентрированными (98%) поглотителями (сорбентами) приведена на рис.1.

Установка осушки газа диэтиленгликолем и триэтиленгликолем работает следующим образом.

Поступающий с маслоабсорбционной установки нефтяной газ вначале проходит сепаратор 1, в котором осаждается капельная влага, затем газ направляется под нижнюю тарелку абсорбера 4. Поднимаясь через тарелки, он контактирует с раствором гликоля, подаваемым на верхнюю тарелку абсорбера.

Концентрированный раствор гликоля постепенно насыщается парами воды и опускается в нижнюю часть абсорбера, откуда под собственным давлением через теплообменник 6, выветриватель 8 и фильтр 9 направляется в выпарную колонну (десорбер) 13 для восстановления первоначальных свойств (регенерируется). Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны с насыпкой колец Рашига 14, служащих для увеличения поверхности контакта, и печи 15, в котором происходят нагревание раствора гликоля и испарение воды при сжигании газа. В кипятильнике может поддерживаться температура раствора гликоля от 150 до 180⁰ С, а в верхней части выпарной колонны – от 105 до 107⁰ С.

Регенерированный (концентрированный) раствор гликоля забирается насосом 16 и через теплообменник 6 и холодильник 7 снова поступает на верхнюю тарелку абсорбера.

Осушенный в абсорбере газ, поднимаясь в верхнюю часть колонны, проходит жалюзийный каплеуловитель 3, в котором удерживаются капли гликоля, и направляется в магистральный газопровод. Раствор гликоля, отделяемый каплеуловителем, поступает по линии 2 на регенерацию в выпарную колонну.

Для снижения потерь гликоля при регенерации в верхней части выпарной колонны установлены холодильник 12, в котором поддерживается температура около 80⁰ С, и сепаратор 11, с каплеотбойной насадкой. Раствор гликоля, скопившийся в сепараторе 11, по линии 2, направляется в печь 15 или выводится в специальную емкость.

Если необходимо получить высокую концентрацию гликолей (98-99%) для достижения низких точек росы нефтяного газа (-50⁰ С), регенерацию этих гликолей проводят под вакуумом. Тогда к сепаратору 11 подсоединяется эжектор 10 или вакуум-компрессор.

Экономичность установки рассмотренного типа во многом зависит от потерь гликолей, которые в основном происходят в результате неправильно выбранного температурного режима регенерации и отсутствия каплеулавливающих приспособлений, как на абсорбере, так и на сепараторе. Больше всего гликоли теряются в результате образования пены при контакте газа с абсорбером. Интенсивность пенообразования зависит от чистоты раствора и наличия в осушенном газе углеводородного конденсата, а также пластовой воды. Против вспенивания гликолей можно применять триоктилфосфат и силиконовые соединения.

Практикой установлено, что для успешной осушки газа в системе должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды и следует применять, возможно, больше число (десять-двенадцать) тарелок в абсорбере.

Количество свежего раствора, подаваемого на верхнюю тарелку абсорбера, определяется по формуле

,

где G – количество (расход) свежего раствора, т/сут; W –количество (расход) отнимаемой влаги, т/сут; q ₂  и q ₁ – соответственно массовые концентрации гликоля в насыщенном и свежем растворе.

Количество влаги W, подлежащей поглощению, определяют по формуле

,

где V – количество (расход) осушаемого газа, м³/сут; W ₁ и W ₂ – соответственно начальное и конечное содержание влаги в газе, г/м³.

Вопросы для самостоятельного контроля.

1.Как определить гидравлические потери напора, забойное давление и к.п.д. подъемника при фонтанировании по подъемным трубам и по эксплуатационной колонне.

2. Как определить необходимый диаметр вертикально­го сепаратора?

3. Как определить максимальную нагрузку на верти­кальный сепаратор?

4. Для чего предназначен эжектор?

5. Температура в выпарной колонне и в холодильнике 12?

6. Для чего предназначены линии III, IV, V.

7. Какой процесс происходить в абсорбере?

литература

1. Г.С.Лутошкин. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учебник для вузов. М:. Альянс, 2005.

2. С.А.Ахметов, М.Х.Ишмияров и др. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа. – М: Химия, 2005

2. В.П.Тронов. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. Казань:, Издательство «Фэн», 2002.

3. А.И.Владимиров, В.А.Щелкунов, С.А. Круглов. Основные процессы и аппараты нефтегазопереработки. – М: Недра, 2002.

4. А.А.Коршак, А.М.Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Уфа:, Дизайн ПолиграфСервис, 2001.

1. В.П.Тронов. Промысловая подготовка нефти. Казань:, Издательство «Фэн», 2000.