chapter 3 - gas dehydration

Phương pháp ức chế tạo hydrate • Bản chất của phương pháp ức chế là đưa vào dòng khí ẩm chất ức chế hòa tan trong nước tự do và do đó làm giảm áp suất hơi nước và nhiệt độ tạo hydrat.. N

Trang 1

Chương 3:

Trang 2

Chương 3: Làm khô khí

3.1 Giới thiệu chung

Nước là tạp chất phổ biến nhất lẫn trong các hydrocarbon

Nước lẫn trong khí thiên nhiên trong quá trình khoan, khai thác, và quá trình làm ngọt khí (tách loại các khí chua H2S, CO2) vv…

Nước gây ra các vấn đề sau:

 Tạo thành hyđrát gây tắc nghẽn van, đầu vòi, … trong quá trình vận chuyển

 Gây ăn mòn đường ống, các thiết bị

Trang 4

ϕ = p / Pvới: ϕ: độ ẩm tương đối

p: áp suất riêng phần hơi nước trong khí

P: áp suất hơi nước bão hòa

Trang 6

 Nồng độ muối: tăng nồng độ muối, nhiệt độ bắt đầu tạo hydrat giảm.

Trang 7

 Hấp thụ hơi nước bằng chất lỏng háo nước.

 Hấp phụ hơi ẩm bằng chất làm khô rắn họat hóa.

 Ngưng tụ hơi ẩm nhờ nén hoặc làm lạnh khí.

Trang 8

Hàm lượng nước trong khí thiên nhiên cần phải được tính toán, dự đoán để qua đó xây dựng được phương án làm khô khí tối ưu

Hàm lượng nước bão hoà trong khí ngọt phụ thuộc vào

Trang 9

Phương pháp tính toán, dự đoán

 Xác định từ đồ thị:

 Giản đồ McKetta và Wehe (1958): khí ngọt

 Giản đồ Campbell: khí chua

Trang 10

Hàm lượng nước trong khí ngọt

Giản đồ McKetta và Wehe

Xác định hàm lượng nước bão hoà cho dòng khí hydrocacbon ngọt có SGg 0.9; nhiệt độ 70 oC và áp suất 6000 kPa

Trang 11

Hàm lượng nước trong khí chua

 Tính hàm lượng nước cho dòng khí: 80% C1, 10% H2S và 10%

Đọc hàm lượng nước từ Hình 4: W = 4500 mg/Sm 3 (6900 kPa);

12000 mg/Sm 3 (2100 kPa) -> tại 6000 kPa: W = 4514 mg/Sm 3

Trang 12

Xác định điều kiện P, T tạo thành hydrat:

Trang 13

Cho dòng khí:

a) Xác định P tạo thành hydrat tại 10oC

b) Dòng khí trên được giãn nở từ 10000 kPa xuống 3400 kPa Xác định T tối thiểu để không có sự tạo thành hydrat trong quá trình giãn nở

c) Dòng khí trên tại 15000 kPa, 40oC có thể giãn nở đến áp suất nào mà không bị tạo thành hydrat?

0.036 C3

0.060 C2

0.784 C1

?

04

Trang 14

a) SGg = 0.693

Đọc từ giản đồ trong Hình 5: P = 2200 kPa

b) Từ giản đồ trong Hình 7, tìm điểm nối giữa đường áp suất đầu 10000kPa và áp suất sau 3400 kPa Đọc T tương ứng (~450C)

c) Cũng từ Hình 7, tìm điểm nối giữa đường áp suất đầu 15000kPa và nhiệt độ 400C, đọc áp suất sau (~ 8000 kPa)

A

04

Trang 15

 Xét tổng Σ(yi/Ki,v-s)

 Lặp lại 3 bước trên cho đến khi Σ(y /K ) = 1

Trang 16

0.094 N2

0.024 C4

0.036 C3

0.060 C2

0.784 C1

? 04

Trang 17

C1 0.784 2.12 0.3698 C2 0.060 1.1 0.0545 C3 0.036 0.23 0.1565 C4 0.024 0.084 0.2857

có thể kết luận đây là nhiệt độ tạo hydrát của dòng khí tại 2000 kPa

Trang 18

Đối với dòng khí chua có nồng độ H2S, CO2 cao:

 Không sử dụng được phương pháp Katz !!!

 Sử dụng phương pháp Baille-Wichert: hiệu chỉnh nhiệt độ tạo hydrat thông qua % C3

Trang 19

0.007 C3

0.031 C2

0.843 C1

Trang 20

Từ giản đồ hiệu chỉnh trong Hình 12, tìm điểm nối giữa %H2S và

%C3 Dóng thằng xuống đường P = 4200kPa.

Đọc nhiệt độ hiệu chỉnh: -1.5 o C.

Trang 21

Phương pháp hấp thụ bằng dung môi: EG, DEG, TEG, PG

Phương pháp hấp phụ bằng chất hấp phụ rắn: Alumina, Rây phân tử, silica gel, CaCl2

Phương pháp làm lạnh dưới điểm sương bằng tác nhân lạnh hoặc giãn nở nhanh

Trang 22

3.2.1 Phương pháp ức chế tạo hydrate

• Bản chất của phương pháp ức chế là đưa vào dòng khí

ẩm chất ức chế hòa tan trong nước tự do và do đó làm giảm áp suất hơi nước và nhiệt độ tạo hydrat

• Các chất ức chế thường sử dụng: methanol, glycol,…

Trang 24

• Chi phí chất ức chế (kg/1000 m3 khí) để lọai trừ hình thành hydrat:

Trang 26

Methanol vs Glycol

Không ăn mòn Không phản ứng với HC Tan vô hạn trong nước Tan trong HC (0.5 wt%)

Không thu hồi được

Dễ bay hơi dưới điều kiện vận hành

Rẻ

Sử dụng khi yêu cầu nhiệt độ <

Ít tan trong HC Thu hồi và tái sử dụng được

Không bay hơi Đắt hơn

Trang 27

• Lựa chọn chất ức chế glycol: phụ thuộc nhiệt độ tạo hydrat, độ nhớt, mức độ hạ nhiệt độ, sự hòa tan trong hydrocarbon, nhiệt độ tách chiết, thành phần khí

• Hàm lượng giới hạn cho phép của dung dịch glycol (%kl) cần phải giữ trong hệ ở các nhiệt độ khác nhau:

Trang 28

Nguyên tắc của phương pháp ức chế: đưa thêm vào dòng khí một chất có khả năng kết hợp với pha nước nhằm hạ thấp nhiệt độ tạo hydrat tại một áp suất đã cho.

Nên xem xét sử dụng phương pháp gây ức chế khi:

+ việc tạo thành hyđrat có thể diễn ra trong thời gian ngắn

+ nhiệt độ hoạt động của hệ thống chỉ thấp hơn vài độ so với nhiệt độ tạo hyđrat của dòng khí

Các chất ức chế thường sử dụng: glycols (EG, DEG, TEG), methanol,

…

Trang 29

Trang 31

Quá trình hấp thụ

 Là quá trình truyền khối từ pha khí sang pha lỏng

 Đây là quá trình tương tác vật lý giữa hơi nước và dung môi

 Hai định luật chi phối quá trình hấp phụ:

 Raoult: Pi = Pi* x Xi

 Dalton: Pi = Ptotal x Yitrong đó:

 Pi : áp suất riêng phần của cấu tử i

 Pi* : áp suất hơi của cấu tử i nguyên chất

 Ptotal : áp suất tổng của dòng khí

 Xi : % cấu tử i trong pha lỏng

 Yi : % cấu tử i trong pha khí

 Diễn ra hiệu quả hơn ở T thấp và P cao

P *

i / P total = Y i / X i

Trang 32

Yêu cầu của dung môi:

 Có ái lực với nước mạnh, và với HC thấp

 Có độ bay hơi thấp tại nhiệt độ hấp thụ: giảm mất mát dung môi

 Có độ nhớt thấp: dễ bơm và tiếp xúc tốt với dòng khí

 Có độ bền nhiệt tốt: hiệu quả thu hồi cao

 Khả năng gây ăn mòn thấp

Triethylene glycol (TEG) là dung môi phổ biến nhất

Trang 33

DEG

Độ háo nước cao, độ bền cao

khi có hợp chất lưu hùynh, oxy và

Giảm nhiệt độ điểm sương ít hơn so với sử dụng TEG.

Giá thành cao.

Trang 34

TEG

Độ háo nước cao.

Tạo khả năng giảm điểm sương cao

hơn, độ bền tốt khi có hỗn hợp lưu

hùynh.

Hòa tan hydrocarbon trong TEG cao

hơn oxy và CO2 ở điều kiện thường.

Hòan nguyên dễ dàng đến nồng độ

dung dịch 99%.

Dung dịch đậm đặc không đóng

băng.

Đầu tư cơ bản cao.

Dung dịch TEG có khả năng tạo bọt cao khi có hydrocarbon nặng, thơm Hòa tan hydrocarbon trong TEG cao hơn trong DEG.

Trang 35

Dung dịch 10-30% MEA, 60-80% DEG, 5-10% nước

Chất hấp thụ ăn mòn kim lọai ở nhiệt độ hòan nguyên.

Giảm nhiệt độ điểm sương ít.

Trang 36

• Theo thời gian, nồng độ chất hấp thụ trong khí giảm do

sự pha lõang của nước  khả năng làm khô giảm

• Giới hạn nhiệt độ làm việc của quá trình làm khô khí bằng phương pháp hấp thụ:

 Tmax = 38 0 C: nhiệt độ cao quá gây mất mát glycol.

 Tmin = 10 0 C: nhiệt độ thấp quá làm tăng độ nhớt dẫn đến giảm khả năng hút ẩm của glycol.

Trang 37

• Khi tăng nồng độ glycol, lượng giảm điểm sương tăng nhiều hơn so với khi tăng chi phí riêng chất hấp thụ

• Nhiệt độ phân hủy của DEG là 164,40C; TEG là 206,70C

 khi hòan nguyên glycol ở áp suất thường, 1 phần glycol bị phân hủy  thực hiện hòan nguyên glycol ở áp suất chân không

Trang 38

Trang 39

Trang 40

3.2.3 Làm khan bằng phương pháp hấp phụ

• Dựa trên khả năng hút ẩm từ khí của chất rắn có cấu trúc xác định ở nhiệt độ thấp và giải hấp chúng ở nhiệt độ cao

• Là quá trình vật lý, hiệu quả tùy thuộc vào nhiệt độ, áp suất và bản chất chấp hấp phụ

• Ứng dụng làm khô sâu khí đến -85  -1000C

Trang 42

Cầu, bột 2,4-4,0 30-40 400-770 3,5-14,0 200-900 0,14-1,0 0,921 795 4187

Trụ, cầu, bột 1,6-3,2 30-35 480-800 0,3-1,0 500-800 0,20-0,65 0,837 - 4187

Trang 43

Đặc điểm của phương pháp hấp phụ

- Hiệu quả hơn quá trình hấp thụ bằng TEG

- Có thể làm khô đến thấp hơn 0.1 ppm H2O

- Hiệu quả kinh tế và môi trường tốt

- Thường được sử dụng cùng với một quá trình

Trang 45

• Lựa chọn chất hấp phụ:

 Silica gel: làm khô đến điểm sương -53  -57 0 C.

 Đất sét: làm khô đến điểm sương -55 0 C.

 Al2O3: làm khô đến điểm sương -61 0 C.

 Zeolite NaA: làm khô đến điểm sương -70  -75 0 C.

Trang 46

Yêu cầu về đặc tính của chất hấp phụ

- Khả năng hấp phụ cao tại trạng thái cân bằng

+ giảm thể tích chất hấp phụ cần thiết, giảm chi phí và năng lượng quá trình giải hấp

- Rẻ, trơ về mặt hoá học, khối lượng riêng lớn và không thay

đổi thể tích nhiều trong quá trình hấp phụ

Trang 47

Silica gel

- Rẻ

- Dễ giải hấp

- Khả năng hấp phụ cao: có thể hấp phụ lượng nước bằng 45%

khối lượng của nó

- Thời gian sử dụng lâu

- Hấp phụ đến 5-10 ppm nước

Trang 49

Rây phân tử (Zeolite)

- Hấp phụ đến 0.1 ppm nước

- Quan trọng cho các quá trình khử nước trước khi dòng khí

trải qua các quá trình làm lạnh

- Có cấu trúc mao quản kích thước đều và có thể điều khiển

được

- Có khả năng hấp phụ khí chua

- Đắt nhất trong các chất hấp phụ

- Nhiệt độ giải hấp cao nhất

- Chi phí cho quá trình hấp phụ với zeolite là cao nhất

Trang 51

Ưu, nhược điểm của phương pháp làm khô bằng hấp phụ

Khỏang biến thiên thông số

công nghệ rộng.

Cho phép nhận được điểm

sương thấp và độ giảm điểm

Hiệu quả hấp phụ giảm dần do

bị đầu độc bởi các chất ức chế ăn mòn và các hợp chất hóa học khác dẫn đến phải thay mới.

Trang 52

Bảng chuyển đổi đơn vị

Trang 53

Bảng điều kiện chuẩn

SI Universal scientific Nat gas industry American engineering

273.15K

0 o C

60 o F 32oF

101.325 kPa

760 mm Hg 14.7 psi

1 atm

22.415 m 3 /kmol 22.415 L/mol 379.4 ft 3 /lb mol 359.05 ft 3 /lb mol

Trang 54

Một số điểm cần lưu ý khi họat động thiết bị khử nước bằng chất hấp phụ rây phân tử:

 Sự thay đổi áp suất tại lớp chất hấp phụ không nên vượt quá 50 psi/ph (6 kPa/s).

 Đường kính lớp hấp phụ không nên quá lớn.

 Khi khả năng hấp phụ giảm và độ giảm áp suất tăng mạnh, chất hấp phụ nên được thay mới Thông thường, chất hấp phụ rây phân tử mất 35% họat tính sau thời gian họat động 1-3 năm; hoặc mất 50% họat tính sau 1600 lần tái sinh.

Trang 55

Thông thường, chất hấp phụ rây phân tử 4A có khả năng hấp phụ

20 lb nước/100 lb hạt đối với hạt mới, và 13 lb nước/100 lb hạt đối với hạt đã sử dụng ở điều kiện 75 o F (24 o C).

Hai yếu tố ảnh hưởng đến khả năng hấp phụ của chất hấp phụ:

 Độ bão hòa hơi nước trong dòng khí.

 Nhiệt độ dòng khí.

Trang 56

Tiêu đề	Làm Khô Khí
Tác giả	Nhóm tác giả
Người hướng dẫn	TS. Nguyễn H
Trường học	Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội
Chuyên ngành	Chế Biến Khí
Thể loại	Bài luận
Năm xuất bản	2023
Thành phố	Hà Nội

Định dạng
Số trang	56
Dung lượng	1,02 MB