98. Подготовка природного и попутного газа на абсорбционных установках.

Осушка природного и нефтяного газа проводится с целью из­влечения паров воды и предупреждения тем самым образования и отложения гидратов на стенках газопроводов. Осушка газа осуществляется на специальных установках твердыми (хлористый кальций, селикагель, молекулярные сита и др.) или жидкими (ДЭГ и ТЭГ) веществами. Твердые вещества, применяемые при осушке газов, на­зываются адсорбентами, а жидкие вещества — абсорбен­тами, а те и другие вещества вместе называются сорбен­тами. Преимущества жидких сорбентов: 1) ДЭГ и ТЭГ хорошо раст­воряются в воде; 2) они легко регенерируются (восстанавлива­ются) и обладают высокой стабильностью после регенерации; 3) имеют низкую упругость паров при контакте с газом и поэтому потери их незначительны; 4) практически не образуют пен и эмульсий с углеводородным конденсатом и довольно легко раз­деляются с последним в отстойниках в результате значительной разницы в плотностях..

ДЭГ представляет собой жидкость с молекулярной массой 106,12 и плотностью ρ₂₀=1,1184 т/м³. Температура его кипения при давлении 760 мм рт. ст. равна 245° С. Упругость паров при 20°С составляет лишь 1,333 Па (0,01 мм рт. ст.). Потери ДЭГа при регенерации 5÷18 г на 1000 м³ газа. ТЭГ – тоже жидкость с плотностью ρ₂₀= 1,1254 т/м³ и с тем­пературой кипения 287,4°С (при 20°С). Потери от испарения при регенерации ТЭГа составляют около 2 г на 1000 м³ газа.

Установки осушки природного и нефтяного газа с указанными сорбентами строятся в местах скопления большого количества газа, чаще всего на территории компрессорных станций (КС), или на промысловых газораспределительных станциях (ПГРС), отку­да газ направляется по магистральным газопроводам различным потребителям. На рис. 1 принципиальная схема осушки газа, которая работает следующим образом.

Поступающий со сборных коллекторов газ сначала проходит сепаратор 1, а затем направляется под нижнюю тарелку абсор­бера 2. Поднимаясь через тарелки, газ контактирует с регенери­рованным раствором гликоля, подаваемым насосом 14 на верх­нюю тарелку абсорбера. Концентрированный раствор гликоля, двигаясь с верхней тарелки вниз навстречу газу, постепенно на­сыщается парами воды и опускается в нижнюю часть абсорбера. Газ, двигаясь навстречу гликолю, отдает ему пары воды и осушен­ный, через жалюзииную кассету 4 поступает в магистральный газопровод 11. Насыщенный водой гликоль через теплообменник 6 поступает в выветриватель 7, в фильтр 8, а затем в десорбер (вы­парную колонну) 9. В кипятильнике 11 выпарной колонны гли­коль нагревается от 150°С (ДЭГ) до 180°С (ТЭГ), в результате чего вода, испаряясь, вместе с небольшим количеством паров гликоля проходит через холодильник 12 и попадает в сепара­тор 13. Сконденсированные пары воды и гликоль скапливаются в се­параторе, а затем сбрасываются в специальную емкость или снова в кипятильник 11. В верхней части выпарной колонны температура поддерживается в пределах 105÷107° С. Регенерированный раствор гликоля забирается насосом 14 и через теплообменник 6 и холодильник 16 с температурой около 30°С снова поступает, как уже говорилось выше, на верхнюю тарелку абсорбера. Затем цикл повторяется. Если необходимо получить высокую концентрацию гликолей (98÷99%) с целью достижения низких точек росы (-10÷-15°С), регенерацию гликолей проводят под вакуумом.

Р ис.1. Принципиальная схема осушки природного и нефтяного газа жидкими сорбентами.

Линия: I – сырого газа; II–сухого газа: III– газа на сжигание; IV– холодной воды; V –дымоход; 1–сепаратор; 2 –абсорбер, 3 –линия слива уловленного гли­коля; 4 –жалюзийный каплеуловнтель; 5 –регулятор уровня; 6 –теплообменник; 7 –выветриватель; 8 –фильтр; 9 –десорбер (выпарная колонна); 10 –кольца Рашига; 11 –кипятильник (испаритель); 12, 16 –холодильники; 13 –сепаратор для улавливания гликоля; 14 –насос; 15 –эжектор.

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

где G, т/сут; W — количество отнимаемой влаги, т/сут; q₂, q₁ –массовые концентрации гликоля в насыщенном и регенерирован ном растворе соответственно.

Количество влаги W (в т/сут), подлежащей поглощению, опре­деляется по формуле

,

где V – количество осушаемого газа, м³/сут при нормальных условиях (р= 1,013·10⁵ Па = 760 мм рт. ст. и t = 0°C); W₁ и W₂ соответственно начальное и конечное содержание влаги в газе, г/м³.