ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИИ

ОСУШКИ ГАЗА

В последние годы, в связи с использованием при переработке нефтяных

газов низких температур, резко возросли требования к степени осушки газа.

На

эффективность

процесса

осушки

влияют

следующие

параметры:

давление, температура контакта, природа абсорбента и его концентрация.

Повышение давления снижает влагосодержание газа и, следовательно,

уменьшает количество раствора, которое необходимо подавать на осушку для

получения газа с заданной точкой росы. [1].

В значительной степени осушка зависит от температуры контакта газ -

абсорбент.

Повышение

температуры

контакта

увеличивает

парциальное

давление

воды

над

абсорбентом

и

тем

самым

повышает

точку

росы

осушаемого

газа.

При

понижении

температуры

контакта

наблюдается

обратный

эффект.

Обычно

абсорбционная

осушка

проводится

при

температуре осушаемого газа не выше 45-50ºС.

Экономически важным параметром процесса осушки является кратность

абсорбента, т. е. количество гликоля, циркулирующее в системе, на 1 кг

извлекаемой

влаги.

На

большинстве

установок,

использующих

ТЭГ,

кратность составляет 10 - 35 л/кг влаги. На установках двухступенчатой

глубокой осушки с депрессией точки росы до 90°С кратность возрастает до

70 л/кг. [2].

Очень

важна

роль

концентрации

абсорбента.

Чем

меньше

воды

содержится в абсорбенте, тем ниже точка росы осушаемого газа. Обычно для

осушки

газов,

имеющих

температуру

0-40ºС,

применяют

растворы,

содержащие 90-98,5 % ДЭГ или 95-99 % ТЭГ.

Глубина

осушки

газа

от

влаги

существенно

зависит

от

концентрации

гликоля на входе в абсорбер, т.е. от степени регенерации гликоля. Однако

термическая десорбция воды не позволяет достичь концентрации выше 97%

1

из-за

того,

что

при

температурах

164°С

(ДЭГ)

и

206°С

(ТЭГ)

гликоли

начинают

разлагаться.

При

этих

условиях

максимальная

(теоретическая)

степень

регенерации

составляет

для

диэтиленгликоля

—

96,7%,

для

триэтиленгликоля — 98,1%. При концентрации гликоля 96 -97% точка росы

газа после осушки снижается не более чем на 30°С (это депрессия точки

росы). Если же концентрация гликоля на входе в абсорбер составляет 99%, то

депрессия точки росы возрастает до 40°С. Такая депрессия точки росы оказы-

вается

в

ряде

случаев

(низкотемпературная

переработка

газа)

также

недостаточной,

и

поэтому

для

углубления

осушки

газа

используют

вакуумную десорбцию влаги из гликоля (при давлении 0,06 - 0,08 МПа и

температуре около 200°С). Концентрация регенерированного гликоля в этом

случае повышается до 99,5%, а депрессия точки росы возрастает до 50 - 70°С.

[3].

Более широкое распространение получили схемы десорбции гликоля с

вводом отпарного агента в десорбер. В качестве такого агента используют

обычно осушенный газ с верха абсорбера, предварительно нагреваемый до

180 - 200°С и подаваемый через маточник в низ десорбера. Ввод этого агента

позволяет

снизить

парциальное

давление

паров

воды

в

десорбере,

т.

е.

обеспечить эффект вакуума и за счет этого довести концентрацию гликоля до

99,3 - 99,6%.

Максимально возможную депрессию точки росы газа (80 -90°С) можно

достичь, используя двухступенчатую осушку. В этом случае установка имеет

две системы абсорбции и десорбции. На первой ступени газ грубо осушается

гликолем с концентрацией 96 - 97%, а затем поступает в абсорбер второй

ступени, где гликолем с концентрацией 99,5-99,6% глубоко доосушается.

Соответственно

в

десорбере

первой

ступени

влага

десорбируется

при

давлении, близком к атмосферному, а на второй ступени -под вакуумом или с

вводом в десорбер отпарного агента.

2

Можно

использовать

также

регенерацию

гликоля

при

пониженном

давлении, добавление в состав гликоля гигроскопичных солей (хлоридов

кальция, цинка и т.д.), использование азеотропной регенерации и отдувку

воды нагретым газом (очищенного и осушенного природного газа или любого

инертного

газа,

например

азота

и

т.п.).

Применение

данных

способов

позволяет получать гликоль со степенью регенерации 99% и выше.

П р и

и с п о л ь з о в а н и и

а з е о т р о п н о й

п е р е г о н к и

в

к а ч е с т в е

азеотропообразователей вводят низкокипящие вещества, образующие с водой

азеотропные смеси: бензол, толуол, ксилол и др. Их вводят в количестве не

более 10 % от массы абсорбента через перфорированную трубу под уровень

горячего раствора гликоля. Температура кипения образующегося азеотропа

ниже температуры кипения воды, что позволяет повысить массовую долю

регенерированного гликоля до 99,9 % и достигать точки росы осушенного

газа минус 75

о

С.

Экономичность работы установок осушки зависит от потерь гликолей,

связанных, в основном, с механическим уносом, разложением и окислением

при регенерации, испарением в потоке осушенного и отпарного газов, уносом

с

конденсатом

воды

и

ее

парами,

выходящими

с

верха

десорбера

и

отводимыми в канализацию или атмосферу. На установках НТС гликоль

теряется также за счет растворения в углеводородном конденсате.

Наибольшей

летучестью

(большие

потери)

характеризуются

ЭГ,

наименьшей ТЭГ, поэтому для осушки газов при обычных температурах

применяют ДЭГ и ТЭГ. В процессе осушки газов при низких температурах,

когда осушающий раствор впрыскивается в поток охлаждаемого газа для

разрушения

гидратов,

чаще

всего

используется

ЭГ,

так

как

он

менее

растворим в углеводородном конденсате, выделяющемся из газа [4].

Присутствие

ароматических

углеводородов

в

бензине

и

конденсате

повышает растворимость в них гликолей, а, следовательно, и потери их.

Разбавление гликолей водой снижает их растворимость в углеводородах.

3

Ориентировочные потери ДЭГ за счет уноса с газом составляют до 80 %, с

конденсатом - 12 %, за счет утечек в сальниках и прочих - 8 % от общего

количества потерь. Годовые потери ДЭГ на установках НТС достигают 43

г/1000 м

3

. Для хорошего разделения смеси рекомендуется закладывать в

проект фазового разделителя нагрузку 385 л/ч жидкости на 1 м

2

поверхности

раздела фаз.

На

вспениваемость

гликолей

существенное

влияние

оказывают

механические примеси и углеводородный конденсат. Для снижения потерь

ДЭГ

с

сухим

газом

за

счет

механического

уноса

иногда

применяются

антивспениватели (триалкил-фосфат, октиловый спирт, силиконы) [5].

При

огневом

подогреве

в

системе

регенерации

необходимо

контролировать

условия

работы

топливных

форсунок,

чтобы

исключить

местный

перегрев,

вызывающий

разложение

гликолей

и

повышающий

кислотность раствора. Кислотность следует поддерживать на уровне рН 7,3

путем периодической добавки тетрабората натрия, меркаптобензотиазола или

МЭА.

Рост

рН

выше

8-8,5

за

счет

ввода

избытка

указанных

реагентов

вызывает вспенивание раствора и увеличение потерь [6].

4

1.

А.В. Стрекалов ,А.В. Саранча. Применение нелинейных законов

фильтрации природных поровых коллекторов в гидродинамических

моделях .ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ №11/2015 Часть

6. 1114-1119 с.

2.

Г.И. Облеков ,С.С. Копусов, Д.А. Галиос , А.В. Стрекалов, И.П. Папов,

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА

РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И

ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА. Нефтепромысловое дело 2018 №1. С.17-

22.

3.

Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С.А.

Ахметов, М.И. Баязитов, И.Р. Кузеев, Т.П. Сериков; ред. С.А. Ахметова.

– СПб.: Недра, 2006. –868

4.

Т.С. Телишева , М.В. Стародуб Абсорбционная осушка газа //

Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 3-4.;

5.

Н.В. Жданова , А.Л. Халиф Осушка углеводородных газов – М.:Химия ,

1984. – 192 с., ил.

6.

А.Л. Лапидус , И.А. Голубева , Ф.Г. Жагфаров Газохимия//

Учебное

пособие. — М.: ЦентрЛит-НефтеГаз, 2008. — 450 с.

5