Краткие сведения о технологии очистки растворами солей

Щелочных металлов и аминокислот

Абсорбентами в процессе карбонатного извлечения кислых компонентов из газа являются растворы карбонатов натрия и калия с добавлением активаторов.

Химизм процесса карбонатной очистки описывается следующими уравнениями (на примере поташа):

К₂СО₃ + СО₂ + Н₂О = 2КНСО₃;

К₂СО₃ + Н₂О = КНСО₃ + КHS;

СОS + Н₂О = СО₂ + Н₂S (4.14)

Процесс проводится при сравнительно высоких температурах (90-120⁰С) и давлениях (выше 2,0 МПа). В отношении технологической схемы и оборудования карбонатная очистка аналогична аминной.

В процессе "горячий поташ" используется 25-35% -ный водный раствор К₂СО₃, удаляющий из газа Н₂S, СО₂, СОS и СS₂, но не удаляющий меркаптаны. Процессы абсорбции и десорбции проходят при температуре 105-115⁰С, но давление в абсорбере составляет 2-14 МПа, а в десорбере - 0,2-0,8 МПа. Процесс "горячий поташ" целесообразно применять для очистки больших потоков газа с концентрацией кислых компонентов более 5-8%. Эффективность процесса повышается добавкой различных катализаторов, увеличивающих активность абсорбента, снижающих коррозионность и пенообразование.

В промышленности применяется процесс "Алкацид", в котором используются два типа абсорбентов: алкацид - "М" (содержит натриевую соль a-аминопропионовой кислоты) и алкацид - "ДИК" (содержит калиевую соль диэтил- или диметилглицина). Первый абсорбент применяют для одновременного извлечения Н₂S и СО₂, второй - для избирательного извлечения Н₂S в присутствии СО₂, а также небольшого количества СS₂.

Лекция №1 Осушка природного газа.

1. Влагосодержание природного газа и способы его осушки. Основные требования к качеству транспортируемого газа. Точка росы газа по влаге и тяжелым углеводородам.

2. Абсорбционная осушка: технология и аппаратура, регенерация абсорбентов.

3. Сведения об адсорбционной осушке, физико-химическая характеристика адсорбентов.

Влагосодержание природного газа и способы его осушки

В пластовых условиях природный газ находится в контакте с водой, поэтому природные газы всегда насыщены влагой. Содержание влаги в газе зависит от давления, температуры и состава: чем выше температура контакта газа с водой, тем больше паров воды содержит природный газ; чем выше давление, тем меньше паров воды переходит в газ; повышение содержания в газе тяжелых углеводородных компонентов, диоксида углерода и сероводорода увеличивает содержание воды, а присутствие азота - уменьшает.

Максимальное количество влаги, необходимое для насыщения газа при заданных давлении и температуре, называется влагоемкостью или влагосодержанием газа.

Фактическое количество влаги, содержащееся в 1м³ газа, называется абсолютной влажностью и измеряется в граммах на кубический метр (г/м³).

Отношение абсолютной влажности газа к его влагосодержанию называется относительной влажностью и измеряется обычно в процентах.

Для определения влагосодержания газа используют графики, приведенные на рис. 1.

По основному графику определяют влагосодержание бессернистого природного газа относительной плотностью по воздуху r = 0,6 в зависимости от его температуры и давления. Влагосодержание газа при нормальных (О⁰С; 0,1 МПа) и стандартных (20⁰С; 0,1 МПа) практически одинаково. По вспомогательным графикам определяют поправочные коэффициенты на относительную плотность газа по воздуху, отличающуюся от 0,6, и на соленость воды, находящейся в контакте с газом. Поправочные коэффициенты необходимо умножать на влагосодержание газа, определенное по основному графику.

Влагосодержание бессернистого природного газа можно определять также по формуле [13]:

, (5.1)

где W - влагосодержание газа, г/м³;

Р - давление газа, МПа;

t - температура газа, ⁰С.

наличие в газе избыточной влаги вызывает ряд серьезных проблем при транспортированию газа. При обработке и транспортированию газа за счет снижения температуры в системе происходит конденсация водяных паров и следовательно образование в ней водного конденсата. Последний в свою с компонентами природного газа образует гидраты. Гидраты, отлагаясь в газопроводах, уменьшают их сечение, а иногда приводят к аварийным остановкам. Наличие воды в системе усиливает коррозию оборудования, особенно при содержании в сырье килых компонентов.

В связи с этим перед дальнейшей переработкой и применением природный газ необходимо осушать для повышения теплоты сгорания, предупреждения замерзания влаги в аппаратах и трубопроводах, увеличения пропускной способности трубопроводов и др. Остаточное содержание влаги регламентируется точкой росы осушенного газа. Точкой росы газа называется наивысшая температура, при которой при данных давлении и составе газа начинают конденсироваться капли воды. Депрессией точки росы называется разность между точкой росы влажного и осушенного газа:

Dt = t_{в.г. -} t_о.г. (5.2)

В зависимости от требуемой точки росы осушка газа может осуществляться охлаждением, абсорбцией и адсорбцией паров влаги, а также комбинированием этих способов. Первый из этих методов (охлаждение) применяется на установках низкотемпературной сепарации с впрыском ингибиторов гидратообразования и для предварительного удаления основного количества влаги перед применением других способов осушки.

Выбор способа осушки газа зависит от состава сырья. Для тощих газов, т.е. газов, не содержащих тяжелые углеводороды выше пороговой концентрации, применяются абсорбционные и адсорбционные процессы. При наличии в газе конденсата переработка газа осуществляется с применением низкотемпературных процессов. Здесь под выражением «пороговая» подразумеваются та концентрация углевородов, которая не служит препятствием для нормальной транспортировки газа.

Более распространены абсорбционные и адсорбционные способы осушки, а также комбинирование этих способов в одной установке.

В табл. 1 приведены основные преимущества абсорбционных и адсорбционных процессов осушки газа. Необходимо отметить, что капитальные и эксплуатационные затраты по обоим типам установок примерно одинаковы и оба процесса обеспечивают требуемое качество осушки газа.

Таблица 1

Основные преимущества абсорбционных и адсорбционных процессов осушки газа