Характеристика абсорбентов и их регенерация.

Способы очистки выбросов от газообразных и парообразных примесей можно разделить на две основные группы: абсорбция жидкостями и адсорбция твердыми поглотителями.

Абсорбция это процесс поглощения газов или паров из газовых или паровых смесей жидкими поглотителями абсорбентами. Различают физическую и химическую абсорбцию.

При физической абсорбции молекулы поглощаемого вещества (абсорбтива) не вступают с молекулами абсорбента в химическую реакцию. При этом над раствором существует определенное равновесное давление компонента. Процесс абсорбции проходит до тех пор, пока парциальное давление целевого компонента в газовой фазе выше равновесного давления над раствором.

При химической абсорбции молекулы абсорбтива вступают в химическое взаимодействие с активными компонентами абсорбента, образуя новое химическое соединение. При этом равновесное давление компонента над раствором ничтожно мало по сравнению с физической абсорбцией и возможно полное его извлечение из газовой среды.

Процесс абсорбции является избирательным и обратимым. Избирательность это поглощение конкретного целевого компонента (абсорбтива) из смеси при помощи абсорбента определенного типа. Процесс являетсяобратимым, так как поглощенное вещество может быть снова извлечено из абсорбента (десорбция), а абсорбтив снова может быть использован в процессе.

Промышленные абсорбенты, применяемые в непрерывных процессах очистки газовых потоков, должны удовлетворять ряду требований:

1. Обладать высокой поглотительной способностью. Это требование приводит к уменьшению расходования абсорбента, а следовательно, к уменьшению расходов энергии на транспортировку жидкой фазы и на регенерацию абсорбента.

2. Обладать высокой селективностью по отношению к извлекаемому компоненту. Данное требование обеспечивает возможность более полного разделения смеси газа. При осуществлении процесса абсорбции парциальное давление паров абсорбента должно быть невелико во избежание потерь поглотителя, в связи с чем необходимо выполнение третьего требования.

3. Иметь возможно меньшую летучесть.

4. Обладать хорошими кинетическими свойствами, что приводит к снижению высоты абсорбера.

5. Обладать хорошей способностью к регенерации. Легкая регенерация абсорбента приводит к сокращению времени регенерации и расходов теплоносителя. Абсорбент при этом должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы предотвратить потери его за счет испарения при проведении стадии регенерации. Температура кипения абсорбента должна быть выше 150 оС. В промышленной практике хорошо зарекомендовали себя абсорбенты, температура кипения которых равна 170 – 200 оС.

6. Обладать термохимической устойчивостью. От этого зависит продолжительность использования абсорбента в круговых процессах. Поэтому при выборе абсорбента необходимо учитывать даже медленно протекающие побочные реакции (взаимодействие с компонентами газового потока, гидролиз и др.) в условиях непрерывного чередования стадий абсорбции и регенерации абсорбента.

7. Не оказывать значительного коррозионного воздействия на аппаратуру.

8. Обладать нетоксичностью, огнестойкостью и взрывобезопасностью.

9. Иметь низкую стоимость и быть доступными в промышленных масштабах.

Процесс абсорбции протекает на поверхности раздела фаз, поэтому абсорбер должен иметь возможно более развитую поверхность соприкосновения между жидкостью и газом.

По способу образования межфазной поверхности абсорберы можно условно разделить на группы: поверхностные, насадочные, барботажные (тарельчатые), распыливающие (брызгальные). В рамках каждой группы существует множество конструкций.

По способу организации массообмена абсорбционные устройства принято делить на аппараты с непрерывным и ступенчатым контактом фаз. К устройствам с непрерывным контактом фаз можно отнести насадочные колонны, распылительные аппараты, однополочные барботажные и пенные устройства, а к устройствам со ступенчатым контактом – тарельчатые колонны, многополочные барботажные и пенные устройства.

 

Уравнение материального баланса газовой залежи.

Это отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный балансгазовой залежи записывается в следующем виде:

Мн = М(t) + Мдоб(t), где

Мн — начальная масса газа в пласте;

М(t) — оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;

Мдоб — масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) — масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.

Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(t).

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициентапористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных — снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта.

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

19. Что такое эксплуатационный объект. это пласт или группа продуктивных пластов, которые объединяются в силу геологических и экономических условий для разбуривания и эксплуатации единой сеткой скважин

 

7 4 7 18

7. Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.

Гидраты и борьба с ними. Природный газ газовых месторождений насыщен парами воды, которые конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах при снижении температуры и давления газа. При определенных термобарических условиях (Р и Т) компоненты природного газа, взаимодействуя с водой образуют кристаллические вещества – гидраты. Это ведет к закупорке скважин, газопроводов, сепараторов, нарушению работы измерительной и регулирующей аппаратуры.

Зная состав, влажность транспортируемого газа, изменение температуры и давления в газопроводе, можно заранее определить возможные зоны образования гидратов и заменить мероприятия по их предотвращению.

1. Поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования путем предварительного подогрева газа.

2. Снижение давления газа в газопроводе ниже равновесного давления образования гидратов. Применение этого способа экономически невыгодно, так как при этом снижается расход в газопроводе. Если на каком-либо участке газопровода образовалась гидратная пробка, то ее можно разложить снижением давления. Для этого участок отключают путем перекрытия линейных запорных кранов, освобождают от газа, перекачивая его в соседний газопровод или выпуская в атмосферу через свечи с обеих сторон до определенного давления. Контроль за снижением давления осуществляют по манометрам, установленным на обводных линиях кранов.

3. Ввод в газопровод ингибиторов - веществ, препятствующих гидратообразованию. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт, раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и хлористого кальция. Введенные в поток газа ингибиторы частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий их при более низких температурах. На магистральных газопроводах как для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок, так и для профилактических заливок с целью предупреждения гидратообразования чаще всего применяют метанол

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: