Использование - абсорбент
Cтраница 2
При сравнении абсорбции аммиака водой в обычных абсорбционных аппаратах и интенсивных аппаратах ( АПС и ПАСС) также отмечается повышение надежности работы последних и некоторое повышение степени абсорбции в них. Сравнение процессов абсорбции аммиака с использованием различных абсорбентов свидетельствует о большой эффективности очистки растворами фосфорной кислоты и фосфатов аммония. [16]
Известковый метод имеет ряд достоинств: небольшая стоимость и доступность реагента, не требуется тщательной защиты оборудования от коррозии, так как среда щелочная. Недостатками способа являются невысокая степень очистки, недостаточная степень использования абсорбента, так как часть его расходуется на поддержание необходимой щелочности раствора. [17]
 |
Влияние удельного расхода абсорбента L / V на извлечение р метана ( а, этана ( б и пропана ( в при различных давлениях. [18] |
Зависимость между удельным расходом абсорбента и коэффициентом извлечения пропана нелинейная. Аналогичная зависимость соблюдается и при других давлениях, а также в опытах, проведенных с использованием других абсорбентов. [19]
Чем выше молекулярный вес и температура кипения абсорбируемого углеводорода, тем полнее он поглощается данным абсорбентом. Поэтому использование абсорбента с меньшим молекулярным весом позволяет обойтись при абсорбции меньшим количеством поглотителя. Это в свою очередь ведет к уменьшению размеров аппаратуры, насосов и трубопроводов. Снижение молекулярного веса поглотителя позволяет уменьшить расход пара, потому что количество поглотителя определяется из молекулярных соотношений между промываемым газом и абсорбентом. [20]
Выбор того или иного процесса для осуществления перечисленных стадий осуществляется для каждого ГПЗ индивидуально в зависимости от характеристик сырья и существующих потребностей в определенных продуктах. Например, очистка газа от кислых компонентов может происходить в два этапа: очистка от H2S и СО2 растворами аминов практически без извлечения меркаптанов и очистка от меркаптанов растворами щелочи или адсорбцией на цеолитах. Той же цели можно достигать и в одну стадию при использовании физико-химических абсорбентов, таких как Укарсол или Экосорб, способных одновременно извлекать H2S, CO2 и сераорганичес-кие соединения, хотя в этом случае степень извлечения меркаптанов ниже, чем при защелачивании. [21]
При еще более высоких температурных уровнях ( - 5) - ( - 15) С, по-видимому, наиболее перспективен изопропиловый спирт. Но при таких температурах уже практически не имеет смысла говорить о промысловой подготовке конденсатосодержащего газа. Здесь речь может идти об осушке тощего газа на двух температурных уровнях с использованием летучего абсорбента - органического вещества с температурой кипения 85 - 120 С ( ср. [22]
Возможным решением этой проблемы в данной технологии может быть использование в качестве смазки компрессоров абсорбента - отбензиненной нефти с началом кипения 130 С, вяз костные характеристики которой значительно лучше, чем у товарной нефти после ТХУ. Кроме того, нагревание нефти с целью отбензинивания до 150 - 160 С и последующий отстой позволяют получить практически безводный абсорбент, не содержащий механических примесей. Однако, как показали исследования, отбензиненная нефть может проявлять коррозионную активность, поэтому в случае использования абсорбента в качестве смазки винтовых компрессоров необходимы меры по снижению коррозии, например ингибирование. [23]
Например, давление в низкотемпературном сепараторе установки НТС ( работающей с применением эффекта Джоуля - Томсона) в начальный период эксплуатации месторождения ( при отсутствии ДКС) поддерживается на уровне 7 6 - 7 7 МПа с тем, чтобы обеспечить давление на входе в головной участок МГ, равное 7 5 МПа, а при использовании компрессоров давление в низкотемпературном сепараторе может понижаться и до 5 - 5 5 МПа. Давление газа в низкотемпературном сепараторе установки НТС, использующей турбодетан-дерные агрегаты, заметно ниже и может составлять всего 2 5 - 4 МПа. Подобные изменения давления ( от самого низкого в УКПГ до наибольшего в МГ) определенным образом влияют на требования к точке росы газа по воде ( имеется в виду влияние давления на точку росы газа при использовании нелетучих абсорбентов - ингибиторов гидратообразования типа гли-колей), поскольку равновесная влагоемкость газа существенно увеличивается при снижении давления. Так, уменьшение давления с 7 5 до 3 МПа приводит к увеличению влагоемкости газа более чем в два раза. Кроме того, метанолосодержание газа существенно зависит и от концентрации метанола в жидкой водной фазе, т.е. в BMP. Поэтому вопрос влияния давления газа на точку росы газа по BMP носит не вполне очевидный характер и представляется целесообразным проведение специальных расчетных исследований. [24]
Страницы: 1 2