4.8.1. Осушка газа абсорбентами

Абсорбенты — жидкие сорбенты, применяемые для осуш­ки природных и нефтяных газов. Они должны иметь высокую растворимость в воде, низкую агрессивность, стабиль­ность по отношению к газовым компонентам, простоту реге­нерации, малую вязкость, низкую упругость паров при тем­пературе контакта, слабое поглощение углеводородных ком­понентов газа, пониженную способность к образованию пены или эмульсий. Большинству этих требований отвечает диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и в меньшей степени этиленгликоль [36, 37, 38].

Диэтиленгликоль получают реакцией соединения двух мо­лекул ЭГ с образованием молекулы воды. В химически чис­том виде это бесцветная жидкость с молекулярной массой 106,12, относительной плотностью (по воде) 1,117 и темпера­турой кипения 518 К при р = 0,1013 МПа.

Как показали эксперименты в лабораторных и промыш­ленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 308 К, что довольно часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой газовых месторождений с высокой пластовой температу­рой газа потребовался более сильный поглотитель влаги — ТЭГ. Его получают соединением трех молекул ЭГ с образо­ванием воды. Молекулярная масса ТЭГ 150,17, относитель­ная плотность (по воде) 1,1254 и температура кипения 560,4К при р = 0,1013 МПа.

Гликоли хорошо отбирают влагу из газов в большом интер­вале концентраций. Вследствие низкой упругости паров поте­ри поглотителя незначительные: 5—18и2 — 4гна 1000 м³ газа для ДЭГ и ТЭГ соответственно. Температура кипения и упру­гость паров воды и гликолей сильно различаются, что облегча­ет регенерацию поглотителя, а небольшая вязкость поглотите­ля облегчает работу циркуляционных насосов. Обводненные гликоли неагрессивны в коррозионном отношении. Раствори­мость природного газа в них незначительная: при давлении до 15 МПа она не превышает 6 г на 1 л гликоля. При атмосфер­ном давлении ДЭГ начинает распадаться при 437 К, а ТЭГ — при 478 К. В соответствии с этим в производственных услови­ях степень их регенерации может достигать 96 — 99 %. ТЭГ имеет склонность к пенообразованию, для борьбы с этим при­меняют различные присадки, например моноэтаноламин. Ин­тенсивность процесса осушки газа гликолями находится в пря­мой зависимости от давления, температуры контакта газ — сорбент и концентрации сорбента.

В газе при повышенном давлении уменьшается содержа­ние влаги, что, естественно, приводит к снижению количе­ства циркулирующего раствора сорбента, необходимого для осушки газа до заданной точки росы. Увеличение температу­ры контакта газ — сорбент приводит к росту парциального давления водяных паров над сорбентом, снижению поглоти­тельной способности последнего и повышению точки росы осушенного газа. Уменьшение температуры контакта газ — сорбент оказывает обратное действие, т.е. снижает точку росы осушенного газа. Однако при осушке газа жидкими сорбентами не рекомендуется применять температуру ниже 303 К в связи с повышением вязкости сорбентов и значи­тельной трудностью их перекачки. Кроме того, при увеличе­нии вязкости сорбента одновременно несколько снижается его поглотительная способность.

На поглотительную способность сорбента паров воды из газа большое влияние оказывает его концентрация: чем выше концентрация, тем ниже точка росы осушенного газа. Кон­центрация сорбента обычно колеблется в зависимости от требуемой степени осушки в пределах 90— 100 %.

При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа. Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше потерь ДЭГ вследствие более низкой упругости паров ТЭГ [39].

На рис. 4.16 изображена схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая широкое распространение на газовых месторождениях. Газ с промысла проходит сепа­ратор 1, где осаждается капельная влага, и поступает в ниж­нюю часть абсорбера 2. Сначала газ направляется в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря большой поверхности контакта с насадками. Затем газ движется вверх, последова­тельно проходя через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4— 12. Навстречу потоку газа протекает 95 — 97%-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсор­бер насосом 10. Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где освобождается от захваченных капель раствора и направля­ется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6 —8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступа­ет в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который используется затем на собственные нужды. Из вы-ветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в вы­парную колонну (десорбер) 12, где осуществляется регенера­ция раствора. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из насы­щенного раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ; кипя­тильника-испарителя 11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и испарение воды. В кипятильнике под­держивается температура раствора гликоля в пределах 423 — 433 К, а в верхней части выпарной колонны — 378 — 380 К. Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой с температурой 303 К, что позволяет сконденсировать пары ДЭГ и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера 15 поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается вакуумным насосом 14 и на­правляется на сжигание. Часть полученной воды, содержа­щей ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания температуры 105 — 107 °С. Регене­рированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура сни­жается, и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера.

Экономичность работы абсорбционных установок в зна­чительной степени зависит от потерь сорбента. Для сниже­ния этих потерь в первую очередь необходимо строго под-держивать расчетный температурный режим десорбера, тща­тельно сепарировать газ и водяной пар на выходе соответ­ственно из абсорбера и десорбера и по возможности исклю­чить пенообразование при контакте с абсорбентом за счет специальных добавок.