Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 [ 69 ] 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Ig-r

M= -g - 1.

Для компонента, имеющего S = 1, после раскрытия неопределенности получим

При расчете задаются извлечением какого-нибудь компонента (обычно н-пентана) остальные параметры процесса десорбции определяют расчетом. Имея величину и задавшись числом теоретических тарелок в десорбере М, находят фактор десорбции для нормального пентана S, по

уравнению (VI.22) или по графику (см. рис. VI-9); затем определяют удельный расход отпаривающего агента

д = С =f£. (VI.24)

Константу равновесия н-пентана К, определяют при средних температуре и давлении в десорбере.

Факторы десорбции остальных компонентов определяют из уравнения (VI.21) при удельном расходе отпаривающего агента согласно уравнению (VI.24):

5 = -.

На основании выполненных расчетов составляют материальный покомпонентный баланс десорбера.

В случае переработки жирных газов факторы десорбции Sj будут меняться при переходе от тарелки к тарелке. Поэтому в общем случае коэффициент извлечения каждого компонента ф может быть определен по уравнению

0)0 MM-l S2+ 5jnSjn i • • • S3 + • • + + 1 M+1*N+1 MAf-l Si + 5д(5д, , • • • + • • • + 5д( + 1

где X, - приведенная мольная концентрация извлекаемого компонента в отпаренном (тощем) абсорбенте, покидающем десорбер. Остальные обозначения показаны на рис. VI-2.

При использовании в качестве десорбирующего агента водяного пара Yo = 0.

в первом приближении для расчета десорбции жирных газов можно использовать также уравнение (VI.22), приняв следующее значение усредненного фактора десорбции

S = S[S, +1 )+0,25 - 0,5

ОСУШКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Все природные и попутные нефтяные газы в пластовых условиях насыщены водяными парами. При добыче газа в технологических схемах промысловой обработки происходит изменение термодинамических условий (давление, температура), при которых конденсируются пары влаги. Выпавшая капельная влага вызывает серьезные осложнения как в работе технологических аппаратов установок промысловой подготовки газа, так и при транспортировании его по магистральным газопроводам.

Абсорбционная осушка имеет ряд преимуществ по сравнению с адсорбционной: низкие перепады давления в системе; меньшие капитальные и эксплуатационные затраты; возможность осушки газов, содержащих вещества, отравляющие твердые сорбенты. Однако следует отметить, что использование твердых поглотителей позволяет достичь более глубокой степени осушки, причем осушке можно подвергнуть газ, имеющий любую температуру, даже отрицательную.

Влагосодержание природных и попутных нефтяных газов. Влагосо-держанием газа называется отношение массового количества влаги, содержащейся во влажном газе, к массовому количеству сухого газа.

Различают абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолютной влажностью (влагосодержанием) понимают массу водяных паров, находящихся в единице объема или в единице массы газа. Абсолютную влажность газа можно определить также величиной парциального давления водяного пара во влажном газе.

Относительной влажностью газа называется отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного водяного пара, который мог бы быть в данном объеме при той же температуре. Относительная влажность газа может быть также выражена отношением парциального давления водяных паров в газе к давлению насыщенных водяных паров при той же температуре.

Температура, при которой происходит конденсация водяных паров, содержащихся в газе или воздухе, называется точкой росы.

При определении влажности природных газов с относительной (по воздуху) плотностью 0,6 при различных сочетаниях температур и давлений можно пользоваться уравнением Р.Ф. Бюкачека:

Wo,e = j + B, (VI.24)

где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; Р - абсолютное давление газа, МПа; В - коэффициент, учитывающий отклонение реального газа от идеального.

В уравнении (VI.24) значения коэффициентов А и В для различных температур найдены по экспериментальным данным и приводятся в специальной литературе. На основе использования уравнения (VI.24) была составлена номограмма влагосодержания природных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,6, приведенная на рис. VI-10.

-40 -30 -20 -10 О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 t,t

Рис. VI-10. Диаграмма к определению влагосодержания природного газа с относительной (по воздуху) плотностью 0,6:

а - равновесное содержание паров воды в системе природный газ -вода; б - поправочный коэффициент К, в уравнении (VI. 25); в - поправочный коэффициент К, в уравнении (VI. 25)

Для определения влажности газа, относительная плотность которого отличается от 0,6, необходимо ввести поправку на плотность К, (см. рис. VI-10, б):

Ki =w/Wq„

где w - абсолютная влажность исследуемого газа, г/м; wg - абсолютная влажность газа с относительной плотностью (по воздуху) 0,6, г/м.