Δtp = tг - ti (6)
3. По графику (рис. 12) определяют минимальное удержание метанола в жидкости (Мж) для температуры Δtp.
4. Находят отношение содержания метанола в парах по содержанию в жидкости Кмпо графику (рис. 13).
5. Рассчитывают концентрацию метанола в газе.
Kмг = Км*Мж, (7)
6. Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения жидкости,
Gм,ж = q*Мж/100-Мж, (8)
7. .Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения газа,
Gм,ж = Км,ж*Q. (9)
Рис. 12. График понижения точки замерзания жидкости в зависимости от содержания метанола
Рис.13. График содержания метанола в паровой и жидкой фазах в зависимости от давления р и температуры t газа
8. Находят общий расход метанола (в г/сут):
Gм = Gм, ж + Gм,г, (10)
Существует два способа осушки природного и попутного газов: твердыми поглотителями (адсорбция) и жидкими поглотителями (абсорбция).
Преимущества жидких поглотителей по сравнению с твердыми сорбентами заключаются в следующем:
- низкие перепады давления в системе очистки;
- возможность осушки газов, в которых содержатся вещества, отравляющие твердые сорбенты;
- меньшие капитальные вложения и эксплуатационные расходы.
Однако степень осушки при использовании жидких поглотителей меньше, чем при использовании твердых сорбентов, а температура осушаемого газа должна быть выше 40—50° С, кроме того, при наличии в осушаемом газе некоторых тяжелых углеводородов происходит вспенивание поглотителей.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 14.).
Рис 14.. Фильтр - сепаратор:
1 - корпус фильтр- сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор; 3 - фильтрующие элементы; 4 - направляющая фильтрующего элемента; 5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник; 7 - конденсатосборник
Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.
Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр - элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр - сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр - сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтр - элементов на новые.
Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м3.
Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях, образуются твердые кристаллические вещества - гидраты,
которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.
С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадания конденсата в трубопроводе и образования гидратов.
3.3. ОСУШКА ГАЗА ТВЕРДЫМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ
Для осушки газа на промышленных установках применяют силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель, активированный боксит (флорид) и молекулярные сита.
Установки адсорбционной осушки имеют 2—4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из трех последовательных стадий: адсорбция продолжительностью 12—20 ч; регенерация адсорбента в течение 4—6 ч и охлаждение адсорбента в течение 1—2 ч. Технологическая схема осушки газа представлена на рис. 15.
Рис. 15. Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями:
1 — сепаратор; 2 и 7 — слив воды; 3 — нагреватель; 4 и 5 — адсорберы; 6 — сепаратор; 8 — теплообменник. Потоки: / — влажный газ; // — осушенный газ;! III — обводная линия
Газ после сепаратора, где происходит его очистка от механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, поступает в адсорбер с регенерированным осушителем. Адсорбент поглощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из адсорбента направляется в магистральный газопровод. Часть сырого отсепарированного газа подается в подогреватель, а затем в адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации.
Горячий газ после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепаратор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся при охлаждении газа. После отделения влаги газ сливается с основным потоком сырого газа и поступает на осушку. Охлаждение адсорбента проводят холодным осушенным газом.
В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы
(-40° С и ниже).
Количество адсорбента (в кг), необходимое для осушки газа, определяют по формуле:
G = Vн *(Wн – Wк)* τ/ 24*α (11)
где Vн — количество поступающего на осушку газа, приведенного к 20° С и 760 мм рт. ст., м3/сут; Wн , Wк — влагосодержание соответственно влажного и осушенного I газа, кг/м3; τ — продолжительность поглощения, ч; а —. активность адсорбента (а=0,04—0,05).
3.4. ОСУШКА ГАЗА ЖИДКИМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ
В настоящее время практически на большинстве промыслов осушка газа производится жидкими поглотителями.
Для адсорбционной осушки газа применяют в основном диэтиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушки впрыском как ингибитор гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ).
Свойства химически чистых гликолей приведены в табл. 13, а технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью, — в табл. 14.
Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями представлена на
рис. 16.
Газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скрубберной секции адсорбера, осушается раствором 1 гликоля. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию, где от него отделяются капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод. Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в десорбере.
В промышленности приходится иметь дело с водными растворами гликолей. На рис. 17, а, б представлены графики зависимости точки росы осушенного газа от концентрации растворов ДЭГ и ТЭГ и температуры контакта.
Количество свежего раствора поглотителя (в кг/ч) необходимого для осушки газа до заданной точки росы определяют по формуле:
G = Wχ2 / χ1 - χ2 , (12)
где Wχ2— количество извлекаемой из газа влаги, кг/ч; χ1 и χ2 — массовая доля гликоля соответственно в свежем и насыщенном растворе.
На практике разность между концентрациями свежем и насыщенного растворов принимают равной 3—4%.
На промышленных установках осушки газа расход циркулирующего раствора составляет 0,03—0,05 м3/кг извлекаемой воды.
Конденсат из сепараторов собирается в емкости выветривания, в которой поддерживается давление 15— 30 кгс/см2, а насыщенный гликоль подается на регенерацию.
Таблица 13
Свойства химически чистых гликолей
Показатели | ЭГ [сн2он— СН3ОН] | ДЭГ [ОН(СН2)2О* *(СН2)2ОН] | ТЭГ [ОН(СН2)2О* *(СН2)2О * *{СН2)2ОН] |
Относительная молекулярная масса | 62,07 | 106,12 | 150,17 |
Плотность, г/см3: при 20° С | 1,11 | 1,118 | . |
15° С | 1,117 | 1,119 | 1,1274 |
Температура кипения (в °С) при давлении, мм рт. ст.: | |||
760 | 197 | 245 | 285 |
50 | 123 | 164 | 198 |
10 | 91 | 128 | 162 |
Температура, °С: | |||
начала разложения | 164 | 164,5 | 206 |
замерзания | —12,6 | —8 | —7,6 |
вспышки (в открытом тигле) | 115 | -143,3 | 165,5 |
воспламенения на воздухе | — | 350,3 | 173,9 |
Скрытая теплота парообра- зования при давлении 760 мм рт. ст., кал/г | 190,9 | 150 | 99,4 |
Коэффициент объемного расширения при темпе- ратуре 0—50° С | 0,00062 | 0,00064 | 0,00069 |
Коэффициент . рефракции при 20° С | 1,4318 | 1,4472 | 1,4559 |
Поверхностное натяжение (в дин/см) при температуре, 0С | |||
25 | 46,49 | 48,5 | -- |
20 | -- | -- | 45,2 |
кипения | _ | 26,28 | 22,45 |
Вязкость (В Спз) при температуре, "С | |||
20 | 20,9 | 35,7 | 47,8 |
15 | 26,09 | — | — |
Таблица 14