АБСОРБЦИЯ. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ФАКТОРОВ НА СТЕПЕНЬ ОСУШКИ ГАЗА

Цель работы:

1. Ознакомиться с технологией осушки газа гликолевыми абсорбентами.

2. Овладеть приемом моделирования абсорбционной колонны в среде программы HYSYS.

Абсорбция – процесс избирательного поглощения компонентов газовой смеси жидким поглотителем (абсорбентом). Процесс абсорбции происходит в том случае, когда парциальное давление извлекаемого компонента в газовой смеси выше, чем в жидком абсорбенте, вступающем в контакт с этим газом, т.е. для протекания абсорбции необходимо, чтобы газ и абсорбент не находились в состоянии равновесия. Различие в парциальном давлении извлекаемого компонента в газе и жидкости является той движущей силой, под действием которой происходит поглощение (абсорбция) данного компонента жидкой фазой из газовой фазы [1].

В качестве абсорбентов при разделении углеводородных газов используют бензиновые или керосиновые фракции, газовый конденсат, при осушке – диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Для абсорбционной очистки газов от кислых компонентов применяют N -метил-2-пирролидон, гликоли, пропиленкарбонат, трибутилфосфат, метанол; в качестве химического поглотителя используются моно- и диэтаноламины.

Процесс абсорбции протекает в основном однонаправленно, т.е. абсорбент можно считать практически нелетучим.

Уравнение массопередачи при абсорбции можно записать в виде:

(5.1)

где К – коэффициент массопередачи при абсорбции, характеризует массу вещества, переданную в единицу времени через единицу поверхности контакта фаз при движущей силе, равной единице, кг/(м ² ·МПа·ч),

F – поверхность контакта фаз, м ²,

(р _г – р _р) – разность парциального давления поглощаемого компонента в газовой фазе и парциального давления того же компонента в газовой фазе, находящейся в равновесии с абсорбентом,

(у – у _р) – разность концентраций компонента в газовой фазе,

(х _р – х) – разность концентраций компонента в жидкой фазе.

Абсорбер. Это массообменная колонна, снабженная слоем насадки или оборудованная тарелками с круглыми и желобчатыми колпачками либо S -образными элементами, обеспечивающими постоянный уровень жидкости; на тарелке. Из-за небольших удельных расходов гликолей (10–100 л на 1000 м³ газа) устанавливать решетчатые, ситчатые или другие, аналогичные конструкции нецелесообразно, так как возможны провалы жидкости и нарушение условий массообмена на тарелке.

Поток газа G _N+1 поступает в нижнюю часть абсорбера 1, а сверху подается поток свежего (регенерированного) абсорбента L _o (IV) (рисунок 5.1). Непоглощенные компоненты газа G ₁, уходят с верха абсорбера, а из его низа выводится поток насыщенного абсорбента L _N, который поступает через теплообменник 7 и подогреватель 3 на регенерацию в десорбер 4. Регенерация осуществляется либо за счет подвода тепла Q _в в нижнюю часть десорбера, либо за счет ввода водяного пара. Регенерированный абсорбент, охлажденный в теплообменнике 7 и холодильнике 2, возвращается в абсорбер.

Такую схему применяют, когда абсорбент обладает высокой избирательностью и необходимо из смеси извлечь один компонент или одну целевую фракцию (например, извлечение из газа кислых компонентов, осушка газов).

Скорость физической абсорбции определяется диффузионными процессами.

Поглощение компонентов газовой смеси при абсорбции сопровождается выделением тепла, величина которого пропорциональна массе и теплоте растворения поглощенных компонентов.

В промышленности процессы абсорбции и десорбции обычно осуществляются на одной установке, обеспечивающей непрерывную регенерацию и циркуляцию абсорбента по замкнутому контуру между абсорбером и десорбером (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 – Принципиальная схема абсорбционно-десорбционной установки [1]:

1 – абсорбер; 2 – холодильник; 3 – подогреватель; 4 – десорбер; 5 – конденсатор; 6 – емкость; 7 – теплообменник. Потоки: I – сырой газ; II – сухой (тощий) газ; III – насыщенный абсорбент; IV – регенерированный абсорбент; V – извлеченные компоненты; VI – несконденсированные газовые компоненты; VII – жидкий продукт

Поток влажного газа со скважин проходит входной сепаратор 1, где от него отделяется жидкая водная фаза (конденсационная вода с примесью пластовой минерализованной воды и/или водный раствор ингибитора гидратообразования, если система промыслового сбора газа функционирует в гидратоопасном режиме), далее поступает в абсорбер 2, где осушается до содержания воды не более 1% масс., контактируя с раствором концентрированного гликоля (рисунок 5.2). Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод и подается потребителю. В схему входит система регенерации насыщенного гликоля 3, а также насосы, теплообменники и некоторое другое оборудование.

Рисунок 5.2 – Принципиальная схема установки гликолевой осушки газа [2]:

I – сырой газ; II – сухой газ; III – вода; IV – пары воды; V – сухой гликоль; VI – сырой гликоль; 1 – сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – регенератор гликоля; 4 – теплообменник гликоль-гликоль; 5 – насос

Производительность однотипных технологических линий составляет 2,5–10 млн. м³/сут, а в перспективе и более.

Природный и нефтяной газ осушаются в сравнительно узком температурном интервале от 5 до 35°С и при давлении до 10–12 МПа.

Концентрация регенерированного ДЭГа составляет 98,5–99,3 мас. %, а насыщенного ДЭГа – на 2–2,5% меньше, кратность циркуляции 7–12 кг/1000 м³ газа [3–5].

Наиболее распространенной схемой установок осушки природного газа является схема с использованием вертикальных тарелочных абсорберов. Такой абсорбер имеет 15–20 тарелок.

Задача. Исследовать влияние факторов на степень осушки газа по абсорбционной технологии: давление, температура газа, концентрация, расход и природа абсорбента.

Этапы выполнения работы:

1. Создать материальный поток газа заданного состава при заданных условиях.

2. Создать материальный поток воды при тех же условиях.

3. Для того, чтобы получить влажный (насыщенный) газ, смешать потоки газа и воды.

4. Отделить свободную воду и направить поток влажного газа в абсорбер.

5. Рассчитать абсорбционную колонну (абсорбер).

6. Исследовать влияние на степень осушки газа:

· давления в абсорбере в диапазоне 2–6 МПа,

· температуры газа в диапазоне 10–50 ^оС,

· концентации регенерированного абсорбента в диапазоне 88–99% масс.,

· расход абсорбента в диапазоне 0,1–0,5 м³/ч.

7. Сравнить эффективность абсорбентов: диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ) по температуре точки росы или по влажности осушеного газа при одинаковых условиях осушки:

· давление 2 МПа,

· температура 50^оС,

· концентрация абсорбента 98 % масс.,

· расход абсорбента 0,1 м³/ч.

Таблица 5.1 – Исходные данные к задаче по теме 3

Порядок работы

Рисунок 5.3 – Моделирующая схема осушки газа методом абсорбции

Для расчета свойств фаз используем уравнение Пенга-Робинсона [6]. Расчеты будем вести в системе единиц SI. Состав и условия потока природного газа приведены на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4

Условия для потока воды показаны на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5

Добавьте поток Свежий ТЭГ с содержанием 99 %-го (масс.) водного раствора триэтиленгликоля.

Рисунок 5.6

Чтобы установить абсорбер, нажмите соответствующую кнопку в кассе объектов. Абсорбер содержит 14 теоретических тарелок. Задайте имена входящих потоков газа и осушителя, выходящих – верхнего и нижнего продуктов колонны. Установите давление верха и низа колонны (рисунок 5.7).

КПД тарелок со 2 по 13 принять равным 0,5. Для первой и последней тарелки КПД принимается равным 1,0, поскольку продукты должны отбираться с равновесных тарелок (рисунок 5.8).

Рисунок 5.7 – Задание технологических и конструктивных параметров абсорбера

Рисунок 5.8 – Задание КПД тарелок

Чтобы провести расчет колонны, нажмите кнопку Пуск.

Используя созданную моделирующую схему, проведите заданные исследования.

Содержание отчета

1. Цель работы.

2. Исходные данные (вариант).

3. Описание технологии осушки.

4. Моделирующая схема абсорбционной колонны.

5. Представить результаты:

· расчета колонны;

· влияние давления в абсорбере на степень осушки газа;

· влияние температуры газа на степень осушки газа;

· влияние концентации абсорбента на степень осушки газа;

· влияние расхода абсорбента на степень осушки газа;

· сравнительной эффективности абсорбентов: диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ) по температуре точки росы или по влажности осушеного газа при одинаковых условиях осушки.

Контрольные вопросы

1. Физико-химическая сущность процесса абсорбции вещества.

2. Что является движущей силой процесса абсорбции?

3. Какие процессы подготовки природного газа основаны на абсорбционной технологии?

4. Какая технология подготовки газа на газовых месторождениях в настоящее время является основной (типовой)?

5. Как влияет понижение температуры газа на его равновесную влагоемкость?

6. Какой реагент-осушитель является наиболее эффективным?

7. Какие требования предъявляются к абсорбенту?

8. Содержание какого компонента в газе определяет его точку росы по воде?

9. Принципиальное устройство абсорбера.

10. Требования СТО Газпром 089-2010 к качеству газа, подготовленного к магистральному транспорту.

Список использованной литературы

1. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов ВА.Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: Учебник для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

2. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России/Гриценко А.И., Истомин В.А. Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. – М.: Недра, 1999.

3. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987.

4. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных газов. - М.: Недра, 1975.

5. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Ч.1.

1. Руководство пользователя моделирующей программы HYSYS. V8.0. AspenTech. Inc.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: