§1.Жидкие осушители и их свойства.

Наиболее широкое применение в качестве осушителей получили высококонцентрированные растворы ЭГ, ДЭГ, ТЭГ, применяется также пропиленгликоль(ПГ). Он являются водными растворами 2-х атомных спиртов жирного ряда, с водой смешиваются во всех отношениях. Их водные растворы не вызывают коррозии оборудования. Это позволяет изготовлять оборудование из более дешевых марок стали. Физико-химические св-ва водных растворов гликолей приведены в табл.1.

Важным свойством гликолей является их способность понижать температуру замерзания водных растворов. Это свойство дает возможность использовать их как антигидратные ингибиторы при отрицательных температурах контакта. Чем ниже дипольный момент гликоля, тем лучше способность их ассоциации и понижении температуры замерзания растворов. Растворы ЭГ имеют низкую температуру замерзания, большую степень предотвращения гидратообразования при одинаковых концентрациях, меньшую вязкость при рабочей температуре осушке, более низкую растворимость в углеводородном конденсате по сравнению с ДЭГ и ТЭГ. Однако ЭГ имеет существенный недостаток – высокую упругость паров. Вследствие этого он не получил широкого распространения. При смешивании ЭГ с водой и др. соединениями, образуются межмолекулярные водородные связи. Этот процесс сопровождается выделением теплоты и сжатием полученной смеси. Причем максимальное выделение теплоты наблюдается в растворе (С₂Н₂(ОН)₂2Н₂О), образование этого гидрата подтверждается изменением диэлектрической проницаемости и вязкости водных растворов гликолей. Растворимость природного газа в ТЭГ на 2530% выше, чем в ДЭГ. С этой точки зрения при высоком давлении абсорбции применение ДЭГ предпочтительнее, т.к. он обеспечивает более высокий коэффициент избирательности в системе "вода-у/в". ДЭГ проявляет меньшую склонность к пенообразованию чем ТЭГ. В свою очередь ТЭГ имеет ряд преимуществ над ДЭГ. У ТЭГ летучесть меньше чем у ДЭГ  потери ТЭГ (унос его вместе с осушенным газом) будут меньше. ТЭГ дает более значительное снижение температуры точки росы, чем ДЭГ. Кроме того ТЭГ имеет более высокую температуру разложения = 206⁰С, в то время как у ДЭГ = 164⁰С. поэтому при десорбции ТЭГ можно нагревать до большей температуры, чем ДЭГ и достичь более высокую концентрацию регенерируемого раствора, без применения вакуума. Потери гликоля за счет их растворения в конденсате составляют 0,250,75 л/тыс.л.кон-та и зависит от содержания ароматических углеводородов. В последнее время для осушки газа применяют также ПГ. По сравнению с ЭГ, ДЭГ, ТЭГ он в несколько раз дешевле и имеет очень низкую температуру замерзания = -60⁰С, что позволяет применять его в условиях Кр.Севера, как в чистом виде, так и в смеси с другими гликолями. Упругость паров ПГ при обычных температурах выше чем у ЭГ, ДЭГ, ТЭГ  потери ПГ с обрабатываем газом при одинаковых условиях выше чем при применении ЭГ, ДЭГ, ТЭГ. Подача в абсорбер переохлажденного ПГ позволило бы избежать его потери с осушаемым газом. Вязкость водных растворов гликолей возрастает с увеличением их концентрации и уменьшается с повешением температуры. Плотность водных растворов гликолей:

=_г+(1-)_в где: - весовая доля гликоля в растворе;

_г и _в – плотности чистого гликоля и воды.

Растворимость ароматических углеводородов в них увеличивается по мере возрастания молекулярной массы гликоля. Для уменьшения вязкости гликоля к ним можно добавлять органические растворители. В качестве растворителей может быть использован и метанол. Гликоли относятся к веществам с относительно низкой токсичностью. Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне:ЭГ – 0,1 мг/м³; ДЭГ – 0,2 мг/м³. Они являются пожаро- и взрывоопасными. ЭГ и ПГ в отличии от ДЭГ и ТЭГ поддаются полному биологическому разложению.

Технологическая схема абсорбционной осушки газа

на Северных месторождениях

УКПГ к дальнему транспорту системы абсорбционной осушки газа включает в себя: технологические линии абсорбции воды; установку регенерации абсорбента; насосы для его перекачки; емкостной парк со вспомогательным оборудованием. Принципиальная схема осушки применяемая с незначительными изменениями на УКПГ на Севере представлена на рис.1.

Природный газ пройдя узел входных манифольдов поступает в С-1, где отделяется выделавшаяся на участке "забой-сепаратор" капельная жидкая фаза. После чего газ попадает в нижнюю часть А-1 на верхнюю ступень которого насосом Н-3 подается РДЭГ. При противоточном движении газа и абсорбента по высоте абсорбера происходит поглощение паров воды. После чего осушенный газ содержащий капли абсорбента с верха А-1 поступает в фильтр доулавливания гликоля Ф-1. Затем осушенный и очищенный газ пройдя регулируемый штуцер поступает в промысловый коллектор. Насыщенный влагой абсорбент с глухой тарелки (в нижний части А-1) поддается за счет избыточного давления подается в выветриватель Е-2, где при Р=0,30,6 МПа происходит разгозирование гликоля. Насыщенный абсорбент из Е-2, через теплообменник Т-1, где он нагревается РДЭГ, поступает на тарелку питания десорбера Р-1. Тепловой режим работы установки регенерации поддерживается за счет подачи тепла из И-1. Разряжение в испарителя и десорбера создается вакуумным насосом Н-2, на который поступают пар и неконденсирующийся газ из Р-1 предварительно пройдя Х-1 Е-1. РДЭГ из испарителя отводится на Н-1 и подается через Т-1 (гликоль-гликоль), в накопительную емкость Е-3, откуда насосом высокого давления Н-3 перекачивается на верхнюю контактную тарелку А-1.