MINISTERUL EDUCAŢIEI, CERCETĂRII, TINERETULUI ŞI SPORTULUI [310891]

MINISTERUL EDUCAȚIEI NAȚIONALE ȘI CERCETĂRII ȘTIINȚIFICE

UNIVERSITATEA OVIDIUS CONSTANȚA

FACULTATEA DE STIINTE APLICATE SI INGINERIE

PROGRAMUL DE STUDII: [anonimizat]. [anonimizat]: [anonimizat] 2016 –

Anexa A

[anonimizat] a [anonimizat] 2016, [anonimizat]-o [anonimizat] (Legea 8/1996 modificată și completată prin Legea nr. 285/2004, Ordonanța de Urgență nr. 123/2005, modificată și Legea nr.329/2006).

Pentru eliminarea acuzațiilor de plagiat:

– [anonimizat]-o și nu am cumpărat-o, [anonimizat];

– [anonimizat];

– [anonimizat], imediat dupa frazele respective.

Am luat la cunoștință că existența unor părți nereferențiate sau întocmite de alte persoane poate conduce la anularea diplomei de licență.

[anonimizat], [anonimizat].

Acestea apar în gazele extrase într-o avansată fază a exploatării zăcământului de gaze și mai ales în cazul în care nu se respectă un regim de exploatare rațional.

Elemente nedorite în conductele de transport gaze (apa, liberă, [anonimizat]), trebuie separate în zona de livrare a gazelor naturale către sistemul de transport.

Datorită că în mare parte din cazuri proiectarea exploatării zăcământului și a instalațiilor de separare se realizează la darea în folosință a [anonimizat] a zăcământului aceste echipamente nu mai sunt eficiente în totalitate.

Astfel dacă nu se ia în considerare toate elementele necesare tratării gazelor pe toată durata exploatării zăcământului atunci în activitatea de transport și distribuție pot apărea situații nedorite cum ar fi:

Obturarea parțială a conductelor,

[anonimizat] (prin refulare) a conductelor de dopuri de gaze și impurități.

Tocmai de aceea lucrarea de față tratează posibilitățile de eliminare a criohidraților gazelor naturale.

Pentru aceasta am analizat o bogată literatură de specialitate (peste 30 de articole) trecute toate în Bibliografie.

În capitolul I am descris mecanismele de formare a criohidraților.

În capitolul II am analizat tehnicile de uscare a gazelor.

Capitolul III prezintă un mod de calcul a unei coloane de uscare gaze.

Capitolul IV este dedicat prezentării unui model de simulare în CHEMCAD.

Capitolul V prezintă tehnicile de securitate a muncii.

[anonimizat], [anonimizat].

Într-o stare avansată fază a exploatării unui zăcământ de gaze și mai ales în cazul în care nu se respectă un regim de exploatare rațional, gazele naturale antrenează particule din roca magazin sau din componența fluidului cu care s-a forat sonda, apă de zăcământ, lichide provenite din fluidele de simulare a producției, etc..

Elemente nedorite în conductele de transport gaze (apa, liberă, apa sub formă de vapori, particule din fluidul de foraj și roca magazin), trebuie separate în zona de livrare a gazelor naturale către sistemul de transport.

Situația reținerii acestor particule solide și lichide în coloana de extracție, la gura sondei, la grupurile de sonde, pe conducte colectoare se complică deoarece parametrii pentru care aceste dispozitive au fost inițial proiectate, sistemele de separare și reținere, nu mai corespund în special datorită variației parametrilor de bază (presiune, debite, creșterea volumului de impurități solide și lichide, etc.).

În cazul în care nu se ia în considerare toate elementele necesare tratării gazelor pe toată durata exploatării zăcământului atunci în activitatea de transport și distribuție pot apărea situații nedorite cum ar fi:

Obturarea parțială a conductelor, cu diminuarea corespunzătoare a capacității de transport sau chiar blocarea unor conducte,

Creșterea numărului de defecte datorită coroziunii interne a conductelor, datorată apei și compușilor agresivi din gaze,

Pierderi importante de gaze în procesul de refulare a impurităților din conducte, a procesului de degajarea dopurilor de gheață,

Utilizarea stațiilor de compresoare a gazelor naturale numai pentru invingerea rezistențelor hidraulice locale, suplimentarea puterii motoarelor electrice necesară învingerii impurităților lichide și gazoase, deci un consum suplimentar de energie.

Tocmai de aceea lucrarea de față tratează posibilitățile de eliminare a criohidraților gazelor naturale.

Pentru aceasta am studiat o bogată literatură de specialitate (peste 30 de articole) trecute toate în Bibliografie.

În capitolul I am descris mecanismele de formare a criohidraților.

În capitolul II am analizat tehnicile de uscare a gazelor.

Capitolul III prezintă un mod de calcul a unei coloane de uscare gaze.

Capitolul IV este dedicat prezentării unui model de simulare in CHEMCAD.

Capitolul V prezintă tehnicile de securitate a muncii.

În final țin să mulțumesc cadrelor didactice din Universitatea Ovidius, Facultatea de Științe Aplicate și Inginerie, care m-au îndrumat în perioada de studii la cursurile de licență.

CAPITOLUL 1

Introducere

Criohidrații gazelor naturale

La transportul gazelor naturale prin conducte magistrale s-a constatat, de foarte multe ori, formarea, la presiuni ridicate și temperaturi scăzute (pozitive), a unor dopuri solide care provoacă micșorarea diametrelor nominale și chiar înfundarea conductelor [1].

La început, formarea lor a fost pusă pe seama înghețării apei lichide din compoziția gazului natural transportat pe conductele magistrale [2].

Criohidrații se formează datorită interacțiunii dintre hidrocarburi și umiditate, în prezența apei libere.

Criohidrații se prezintă sub forma de zăpadă. Unii componenți ușori ai hidrocarburilor formează criohidrați sub presiune, la temperatura de 283 K.

Criohidrații gazelor saturate se aseamănă cu zăpada, formând cristale (criohidrații ard, lăsând ca reziduu, apa lichidă).

Primul criohidrat de gaze a fost identificat de către Davy Humprey în anul 1810 [3].

Criohidratul metanului a fost identificat în Franța în anul 1888 și cel al etanului în 1890 de către F.Villard.

Inițial criohidrații au fost considerați drept combinații de adiție dintre gaze și apă. D.B. Carson și D.L. Katz au emis părerea că criohidrații sunt cristale mixte [2].

Cercetările efectuate de către W.F. Clausen și V. Stacklberg au stabilit că criohidrații sunt combinații de ocluziune. Cei doi cercetători, independent unul de altul, au demostrat că rețeaua cristalină a criohidraților este construită din molecule de apă ce formează spații goale, sferice, care sunt umplute cu molecule de gaz ce se rotesc liber.

Conform rezultatelor obținute există două structuri diferite de criohidrați:

O structură care corespunde compușilor cu molecule mici, compuși care ocupă integral spațiile goale din structura hidraților revenind 5 ¾ molecule de apă la o moleculă de gaz,

O structură alcătuită din compuși cu molecule mari, formând hidrați,ale căror spații goale, mai mari, nu sunt ocupate integral de moleculele de apă, revenind 17 molecule de apă la o moleculă de gaz (figura 1.1).

Ambele structuri cristaline fac parte din sistemul cubic.

Hidrații de hidrocarburi sau criohidrații- sunt substanțe albe, cristalizate, asemănătoare cu zăpada sau gheața, cu structură de tip celular și care se formează prin interacțiunea dintre vaporii de apă și hidrocarburile gazoase în prezența apei libere și în anumite condiții de presiune și temperatură (presiune scăzută și temperatură ridicată).

Figura 1.1. Hidrații de gaze

Date complete despre hidrații de metan, etan, etilenă și acetilenă au fost publicate de F.Villard [6].

Există însă și alte gaze care formează cu apa hidrați (au fost identificați hidrați ai etc).

Hidrații hidrocarburilor ușoare sunt substanțe cristalizate, cu următoarele propietăți:

densitatea ,

sunt formate dintr-o moleculă de hidrocarbură și șase sau șapte molecule de apă:

pâna în prezent nu au fost puși în evidență criohidrați ai hidrocarburilor cu masa moleculară mai mare de C4.

Hidrații hidrocarburilor inferioare sunt combinații instabile. Aceștia se descompun ușor, în cazul scăderii presiunii și creșterea temperaturii, rezultând gaze și apă.

Fiecare criohidrat se formează în condiții diferite de temperatură și presiune.

Criohidrații metanului au temperatura de formare cea mai scăzută și presiunea cea mai ridicată.

Cu creșterea masei moleculare, temperatura de formare crește iar presiunea scade.

În afară de presiunile înalte și temperaturile scăzute, formarea criohidraților este condiționată de umiditatea gazului [8].

Condiția de bază pentru începerea apariției criohidraților este prezența vaporilor de apă în gaze la saturație.Numai în asemenea condiții este posibilă condensarea și depunerea de apă liberă (a cărei prezență este obligatorie pentru formarea criohidraților).

Adaosurile mici de etan sau propan, în metan, micșorează foarte mult presiunea necesară formării criohidraților de metan pur și favorizează formarea la temperaturi mai ridicate [9].

Pentru determinarea condițiilor de formare a criohidraților, adică condițiile de temperatură și presiune necesare formării, cea mai sigură metodă o reprezintă metoda experimentală, adaptată fiecărui caz în parte.

În practică se folosesc metode de calcul care sunt mai simple, dar au dezavantajul că sunt mai puțin exacte.

Astfel, Hammerschmidt [10], a propus pentru calculul condițiilor de formare a criohidraților următoarea relație:

(1.1)

unde, t – temperatura [˚C];

P – presiunea [bar].

Prin analogie cu echilibrul lichid- vapori, Katz și colaboratorii [2], au arătat că și condițiile de formare a hidraților pot fi calculate pe bază de constante de echilibru vapori- lichid, determinate empiric și exprimate prin raportul:

(1.2)

unde, – constanta de echilibru a hidrocarburii;

– fracția molară a hidrocarburii în fază gazoasă, “pe bază fără apă”;

– fracția molară a hidrocarburii în fază solidă (hidrat), “pe bază fără apă”.

Figura 1.2. Hidrat de metan [4]

Figura 1.3. Hidrat de gaze extras din conductă [5]

Umiditatea gazelor

Gazul care se găsește în contact cu apa, indiferant de natura lui, se saturează cu vapori de apă conform echilibrului termodinamic.

Conținutul de apă la echilibru sau la saturație reprezentă conținutul maxim posibil pentru o anumită presiune și temperatură [11].

Conținutul de apă al gazelor, cunoscut și sub numele de umiditate, crește odată cu creșterea temperaturii și scăderea presiunii.

La presiuni joase, 4-5 bari, sistemul se comportă aproape ideal- faza gazoasă respectă legea lui Dalton, faza lichidă respectă legea lui Raoult, iar condiția de echilibru este dată de egalitatea presiunilor parțiale ale unei componente în cele două faze.

Umiditatea maximă a gazului pentru acest tip de gaze se poate calcula din ecuația de echilibru [11]:

(1.3)

unde, – presiunea parțială a vaporilor de apă în fază gazoasă;

– presiunea sistemului;

– fracția molară a vaporilor de apă în fază gazoasă;

– presiunea de vapori a apei la temperatura t.

(fiind vorba de un singur component, presiunea parțială a apei lichide este chiar presiunea ei de vapori).

La presiuni ridicate, sistemul gaz- apă se comportă neideal și deci se constată devieri importante de la ecuația (1.3).

Astfel, la 43,6 bar, aerul conține la 38˚C cu 15% și la 16˚C cu 24% mai multă apă decât cea rezultată din ecuația (1.3).

Acest fapt se explică prin devierea gazelor de la legea idealității, prin influența presiunii externe exercitată de aer, gaz natural sau alt gaz inert asupra presiunii de vapori a apei.

Conform ecuației Gibbs- Poynting, presiunea de vapori a unui lichid la o temperatură constantă crește cu creșterea presiunii externe exercitată de un gaz inert și prin prezența unor săruri dizolvate în apă cu care gazul vine în contact.

Prezența sărurilor (clorura de sodiu, calciu și magneziu) coboară presiunea parțială a apei din faza gazoasă.

Cercetările efectuate pe diverse gaze pure și în amestec de diferite compoziții au condus la concluzia că următorii parametrii:

presiunea,

temperatura,

natura gazului,

compoziția gazului,

conținutul de impurități,

influențează asupra umidității.

De aceea, conținutul efectiv al umidității gazului la saturație (echilibru) este mai mare decât umidatea la saturație calculată cu relația (1.3), astfel:

cu creșterea presiunii și scăderea temperaturii crește raportul dintre umiditatea efectivă și cea teoretică, rezultată din relația (1.3);

prezența în gaze a unor impurități influențează simțitor asupra umidității. Ca de exemplu, în prezența și umiditatea gazului natural crește iar din aceste gaze tinde să coboare umiditatea lor;

gazele naturale au o umiditate mai mare decât aerul în aceste condiții;

masa moleculară a gazului natural influențează și ea asupra umidității. Ca de exemplu, cu creșterea masei moleculare umiditatea scade. De aceea gazele sărace în gazolină ( fracția ) au o umiditate mai mare decât cele sărace.

Umiditatea unui gaz se poate exprima fie sub formă de umiditate absolută, fie sub formă de umiditate relativă.

Umiditatea absolută sau umiditatea de saturație sau de echilibru, reprezintă raportul dintre masa vaporilor de apă și masa gazului uscat , sau prin raportul dintre masa vaporilor de apă și masa gazului umde .

(1.4)

Respectiv:

(1.5)

Considerând comportarea ideală a gazului unde, prin aplicarea legii gazelor ideale celor doi componenți (gazul uscat și vaporii de apă) avem următoarele relații:

(1.6)

(1.7)

(1.8)

unde, – presiunea parțială a vaporilor de apă (la echilibru ) [bar];

– presiunea sistemului [bar];

– presiunea parțială a gazului [bar];

– masa vaporilor de apă [kg];

– masa gazului [kg];

– masa moleculară a apei [kg/kmol];

– masa moleculară a gazului [kg/kmol];

– masa moleculară a amestecului [kg/kmol];

– constanta generală a gazului ;

– temperatura sistemului [˚K].

Împărțind ecuația (1.6) la ecuația (1.7) și (1.8) și ținând seama de condiția la echilibru (1.2). de legea lui Dalton și de relația masei moleculare medii, obținem:

(1.9)

(1.10)

(1.11)

(1.12)

rezultă:

(1.13)

Respectiv:

(1.14)

(1.15)

(1.16)

De multe ori, umiditatea este exprimată în (gram apă/Nm3 de gaz uscat) sau în (gram apă/Nm3 de gaz umed).

În acest caz ecuațiile (1.15) și (1.16) devin:

(1.17)

respectiv

(1.18)

Pentru presiuni cuprinse între 10 și 70 bar și temperaturi mai mici de 20˚C umiditatea este aproximativ egală cu deoarece în acest domeniu se poate neglija față de , iar masa este aproximativ egală cu .

În practică, în locul umidității absolute se folosește noțiunea de umiditate relativă (cunoscută și sub numele de grad de saturare a gazului), definită prin raportul dintre umiditatea reală a gazului și umiditatea maximă de echilibru:

(1.19)

unde, – presiunea parțială reală a vaporilor de apă în fază gazoasă .

În acest caz, umiditatea reală, exprimată în (kg apă/kg gaz uscat), va fi dată de relația:

(1.20)

O deosebită proprietate importantă în caracterizarea gazelor umede o constituie punctul sau temperatura de rouă.

Pentru o presiune dată, punctul de rouă reprezintă temperatura la care apar, prin condensare, primele picături de apă.

Această temperatură corespunde temperaturii de echilibru sau de saturare, și de aceea, pentru cazul idealității, se poate stabili din relația (1.2) sau din relațiile (1.11) …. (1.14) în felul următor, se calculează din aceste ecuații și din curba presiunii de vapori a apei se citește temperatura corespunzătoare presiunii .

Cu cât conținutul de apă din gaze este mai mare, cu atât punctul de rouă este mai ridicat.

Din acest motiv, prin procedeele de uscare se urmărește de fapt scăderea punctului de rouă.

În afara apei sub formă de vapori, gazele naturale conțin și picături de apă în suspensie. În acest caz, starea amestecului poate fi caracterizată prin următoarele mărimi:

umiditatea totală – raportul dintre masa totală a apei sub formă de vapori, picături sau cristale și masa gazului uscat;

umiditatea sub formă de vapori;

umiditatea în stare condensată.

Procedee de uscare a gazelor

Prin uscarea gazelor se urmărește reducerea conținutului de apă din gaze până la limitele impuse atât de siguranța transportului pe conducte magistrale și de prevenirea unor fenomene de coroziune cât și de cerința unor procese tehnologice de a separa gazul natural sau asociat în componente pure la temperaturi joase, a unor catalizatori de reacție în unele procese petrochimice, etc.

De asemenea apa poate produce accidente în rețelele de distribuție deoarece ar duce la stingerea flacării în aparatele de furnizare gaze naturale.

Deoarece punctul de rouă al gazelor naturale caracterizează umiditatea lor și definește temperatura de saturație (momentul de apariție al primelor picături de apă) atunci când se vorbește despre “depresiunea punctului de rouă” se înțelege numărul de grade cu care scade temperatura de saturație a gazului când presiunea amestecului rămâne constantă.

Figura 1.4. Punctul de rouă [12]

Fixarea gradului de uscare a unui gaz se poate face fie prin specificarea conținutului final al umidității fie prin specificarea punctului de rouă final.

Pentru realizarea uscării gazelor se cunosc următoarele metode mai importante:

uscare prin comprimare și/sau răcire;

uscare prin adsorbție pe substanțe solide active (silicagel, alumină activată, site moleculare);

uscare prin absorbție în lichide higroscopice (glicoli, ).

1.3.1 Uscarea gazelor prin comprimare și răcire.

Acest procedeu aconstă în comprimarea gazelor naturale, în mai multe trepte, urmată de răcire la 40… 50˚C.

Fracția de lichide din gaze va fi condensată, cantitatea de lichid separată depinzând de compoziția gazelor, de presiunea realizată în diverse trepte de compresie și de temperatura la care se răcește amestecul de gaze.

Uzual, procesul se realizează în trei trepte, folosind compresoare cu piston, care pot realiza o presiune de până la 15 atmosfere, și răcitoare cu apă.

În condițiile în care cantitatea de gaze supuse uscării este mică, se renunță la comprimare, rămânând numai etapele de răcire succesive.

Răcirile aplicate gazelor, la presiune obișnuită, compensează lipsa etapelor de comprimare prin temperatura agentului de răcire, care trebuie să fie cât mai redusă.

1.3.2 Procedee de uscare prin adsorbție.

Acest procedeu de uscare prin adsorbție a căpătat o dezvoltare remarcabilă ca urmare a progreselor realizate în tehnologia de fabricare a sitelor moleculare precum și a condițiilor de umiditate din ce în ce mai severe impuse unor gaze [13].

Aceasta, deoarece prin adsorbție pe alumină activă, silicagel, dar mai ales pe site moleculare se poate reduce umiditatea (punctul de rouă) pâna la valori foarte mici (sitele pot realiza depresiuni ale punctului de rouă de peste 80˚C, în comparație cu glicolii care realizează depresiuni de 40…50˚C) cerute de unele procese tehnologice [2].

Astfel, în cazul demetanării gazelor naturale la -109˚C, umiditatea trebuie redusă la 1…2 ppm; de asemenea, gazele de piroliză din instalațiile de producere a acetilenei trebuiesc supuse unei uscări avansate (punctul de rouă va fi -73˚C, ceea ce corespunde la un conținut de apă de 0,016 g/Nm3 gaz) înainte de intrarea în sistemul de fracționare la temperaturi joase [14].

Substanțele deshidratoare solide pot fi sub forma de “gel” ca cele din silicat și alumină activă sau sub formă de cristale ca sita moleculară.

Sita moleculară este cel mai folosit deshidratant datorită gradului sporit de selectivitate într-o gamă largă de temperaturi și presiuni.

Cu toate acestea substanțele deshidratoare tip gel se pot folosi pentru mărirea unei anumite performanțe. Adsorbția pe start fix din punct de vedere al costului echipamentului este, de obicei, cu 40% mai scumpă decât un sistem absorbitor.

Totuși, dacă specificările sunt destul de restrânse, adsorbția pe strat cu materiale deshidratante solide este inevitabilă.

Folosirea gazului criogenic, prin care temperaturile cerute se încadrau între -50˚C și -110˚C, s-a bazat în exclusivitatea pe sita moleculară mai mult de 30 de ani.

Următoarea examinare a unor aspete variate ale gazelor deshidratante pentru procesul criogenic este compilată din publicații care descriu câteva din instalațiile existente, din cunoștințele despre “superdeshidratarea” obținută de Grace Davison și din observațiile personalului tehnic de specialitate [16].

1.3.2.1 Criterii pentru reacția de deshidratare.

Nivelul de umezeală

Conținutul de apă trebuie să fie suficient de scăzut astfel încât să poată fi măsurat cu precizie cu instrumente sofisticate ale căror rezultate sunt exprimate prin cifre cu șase zecimale.

Instalațiile turbo-expander și cele LNG, care folosesc mai multe circuite normale de răcire, sunt proiectate pentru un conținut de apă gazoasă alimentată sub 1 ppm, iar cel mai adesea 0,1 ppm este limita superioară dorită, de apă în gaz.

Deshidratoarele pe bază de sită moleculară, bine proiectate și folosite, pot produce un gaz uscat, în aceste limite, în mod consecvent.

Compoziția constantă a gazului.

În limitele sursei care aprovizionează, este de dorit să se minimizeze fluctuațiile ciclice ale compoziției gazului datorită problemelor pe care le creează în controlarea schimbului de căldură și la echipamentul de fracționare.

Substanțele contaminatoare, ca ceara și uleiurile grele trebuie ținute departe de echipamentul de schimbare a căldurii, deoarece acestea ar putea să blocheze căile de trecere sau cel puțin să învelească suprafețele și să reducă eficiența transferului de căldură.

Sitele moleculare au o structură de pori foarte fină și uniformă și, de aceea, au un efect cromatografic minim, cu privire la concentrarea fracțiunii nemetanice a gazului.

Virtual, ele nu duc la nici o schimbare în compoziția gazului pentru că acesta este deshidratat.

Figura 1.5. Zeolit tip A [15]

Figura 1.6. Zeolit tip X [15]

Când se operează într-un strat restrâns, ele acționează ca un filtru fizic bun care înlătură ceara și care va absorbi, de asemenea, “la suprafață” și va înlătura din reacție anumite substanțe contaminatoare ca glicolii, aminele sau derivații aminelor și urme de ulei din compresor.

Figura 1.7. Zeoliti [17]

Figura 1.8. Silicagel [17]

Un strat de acces alcătuit dintr-un tampon absorbant special poate fi inclus pentru a mări eficiența acțiunii de înlăturare a reziduurilor și pentru a prevenii contaminarea sitelor moleculare și astfel să se prelungească durata de utilizare a acestor site.

Sitele moleculare nu rețin, practic, nimic în afară de metan și apă și de aceea se înregistrează o pierdere minimă de hidrocarbură când straturile se regenerează.

O divergență tot mai mare asociată cu compoziția gazului a fost efectul acestui lucru asupra contractorilor chimici ai curentului ascendent folosiți pentru tratarea curentului de aprovizionare pentru gazele acide, cum sunt și .

Figura 1.9. Instalație de uscare gaze [16]

Unele dintre substanțele chimice moderne sunt sensibile la formarea spumei când sunt expuse la hidrocarburi mai grele.

Efectul în lanț este acela că separatorii interstițiali, de cele mai multe ori, nu pot să facă față la spuma neașteptată din reacție, iar sita moleculară se comportă ca un burete care absoarbe.

Aceste amine/ amestecuri duc la dezactivarea acclerată a particulelor din sita moleculară, precum și înmuierea și măcinarea lor, deoarece amoniacul rezultat atacă structura bine legată a particulelor.

Adaptabilitatea

Cele mai multe instalații de procesare a gazelor suferă unele fluctuații la alimentare, în ceea ce privește debitul de alimentare, compoziția sau temperatura.

O reacție de deshidratare bazată pe sita moleculară poate fi proiectată să accepte variații ale fluxului, și cum compoziția nu are un efect mare asupra performanței sitelor meloeculare, se poate adapta sistemul de site la variații normale fără probleme.

Chiar dacă schimbările de temperatură pot avea un efect semnificativ asupra încărcăturii de apă de la intrare, ele au un efect mic asupra conținutului de apă la ieșirea din evaporatorul pe bază de sită moleculară.

De aceea, dacă se anticipă cantități suplimentare de apă, ele pot fi ținute sub control în timp ce se mențin nivelurile specificate ale gazului.

Siguranța

Chiar dacă deshidratoarele pe bază de sită moleculară, ca și alte reacții, pot fi operate greșit, proiectate impropriu, ele se pot reface cu pagube minime.

Lipsa părților mișcătoare, întreținerea neglijabilă și simplitatea operării au făcut din deshidratoarele cu straturi solide favoruri chiar și în operațiile care nu sunt supravegheate.

1.3.2.2 Operarea optimă.

Pentru a asigura operarea optimă a procesului de deshidratare a gazului cu ajutorul sitei moleculare, următorii factori mecanici și de reacție ar trebui luați în considerație:

Datele de bază ale proiectelor de deshidratare

Este necesar să se stabilească o ordine reală a condițiilor de operare pe care instalația le-ar putea întâlni și să fie proiectată pentru cele mai grele condiții: temperatură maximă și presiune minimă.

Dacă alimentarea cu gaze este parțial uscată, este esențial ca instalația să fie pregătită pentru cantitatea maximă de apă care ar putea fi așteptată.

În instalațiile normale, uneori prea des, ne-criogenice, economiile de construcție afectează micșorarea mărimii uscătoarelor, în situații când un conținut maxim de apă este așteptat doar ocazional.

Asemenea capacitate marginală în cazul alimentării la o instalație criogenică ar duce ușor la o supraîncărcare de substanță deshidratantă, la trecrea gazului umed în niște înlocuitori de temperatură mai joasă și la serioase pierderi de producție în timpul încălzirii rezultate sau a operației care derivează din ea.

Pentru a aprecia impactul pe care îl au niște mici schimbări asupra condițiilor de operare, nu-i nevoie decât să se ia în considerare că o creștere a temperaturii gazului de 6˚C într-o instalație proiectată la o alimentare de saturare la 27˚C ar duce la o supraîncărcare a materialului deshidratant de 32%.

O reducere a presiunii de alimentare poate crește cantitatea de apă direct proporțional cu reducerea de presiune.

Dacă se anticipează că reducerea presiunii de alimentare ar duce la o creștere permanentă a cantității de apă la un moment dat în viitor, este indicat să se aducă o greutate la pereții vasului deshidratator. Acesta nu este prea scump, cu toate acestea va permite adăugarea de material deshidratator oricând. O asemenea eventualitate va necesita și o mai mare încălzire și va pune o încărcătură suplimentară pe valvele și tuburile sistemului de regenerare, așa că toate aceste articole trebuie combinate într-o anumită proporție.

Mecanismul de intrare

Acesta ar trebui să fie proiectat astfel încât să fie sigur că operează întotdeauna cum trebuie.

Aceasta ar fi singura problemă care se întâlnește mai des în instalații.

Este esențial pentru o bună funcționare, atât apa lichidă cât și hidrocarburile lichide să nu fie lăsate să intre în straturile de deshidratare.

Apa lichidă va fi adsorbită, dar pe seama supraîncărcării deshidratorului se va risca o pătrundere prematură a apei în secțiunea criogenică.

La o tratare mai uscată de 75 MM scfd la 27˚C și 1000 psig la un ciclu de patru ore, raportul a numai 37 litri de apă lichidă poate duce la o supraîncărcare de 20%.

Cantitățile mari de hidrocarburi lichide pot fi și mai mult în detrimentul unei bune funcționări.

Ele se scurg prin straturile deshidratante, acoperid particulele sitei moleculare cu o peliculă de lichid.

Astfel, adsorbția apei devine un fenomen în lanț, adică de la faza gazoasă la cea lichidă, transportul prin lichid și, în final, de la faza lichidă la cea solidă.

În comparație cu trecerea de la gazul simplu la transportul solid pentru care sunt făcute instalațiile de deshidratare a gazelor, acestea ia atât de mult timp, încât zona de transfer a masei se poate extinde aproape până la lungimea stratului.

Acesta ar putea duce chiar în unele cazuri, la o pătrundere foarte mare și foarte devreme a apei în ciclu. De asemenea, aceasta duce la supraîncărcare de apă a deshidratorului în apropierea ieșirii din strat, încât sunt necesare mai multe cicluri de regenerare înainte ca sistemul să funcționeze din nou bine.

Separatoarele

Aceste separatoare ar putea avea multe forme, dar în esență, reprezintă orice manifold cu “picioare înclinate” sau noduri la fiecare strat.

Orice urmă de lichid care trece prin “peria” de acces sau care condensează în manifold neizolat termic, va fi strânsă în “picior” pentru ca stratul să se regenereze și va fi părăsită pe strat imediat ce vine fluxul.

În unele configurații, manifoldul de intrare este, de asemenea, un separator centrifugal eficient, având ca rezultat faptul că stratul de la capătul cel mai îndepărtat este cel mai mult afectat de colecționarea de gaze condensate. O mică planificare a aranjamentului de conducte poate minimiza sau evita această problemă.

Valvele de scurgere

Prin natura reacției, aceste deshidratoare dau o sarcină dificilă valvelor.

Ele operează nu numai cu diferențe de presiune, ci și cu diferențe de temperatură de 250-300șC.

Chiar și cele mai bune valve pot avea, câteodată, scurgeri în astfel de condiții; de aceea este esențial ca circuitul curgerii și planul reacției să fie astfel aranjate încât să împiedice gazul umed să se scurgă în efluentul uscat sau în gazul de regenerare care se îndreapta spre strat.

Folosind un plan de curgere în jos pentru adorbție, în sus la încălzire și în jos la răcire, menținând gazul de regenerare la o presiune ușor mai ridicată decât aceea a gazului de proces, orice scurgeri minore vor fi direcționate astfel încât să dăuneze cât mai puțin.

Regenerarea

Unele instalații de uscare sunt proiectate și operează cu gaz pentru regenerare umed sau doar o parte uscat.

Structura care le dă sitelor moleculare posibilitatea de a produce cantități foarte mici de apă, le poate da, de asemenea, și o oarecare capacitate de a reține apa, chiar și la temperaturi care sunt normale pentru sistemul de regenerare, de 220-300șC.

Această reținere de apă, la temperatura de regenerare, schimbă echilibrul de adsorbție de la temperaturi de operare normale până la un punct unde gazul uscat nu poate fi produs.

De exemplu, un strat de regenerare la 270șC cu un gaz care are punctul de rouă de 4șC, va reține cel puțin 2,6% apă.

Cu această încărcătură de bază sitele moleculare nu pot produce gaz cu un punct de rouă mai jos de -80șC la o temperatură de lucru de 32șC.

În cel mai bun caz, regenerarea prin uscare ar trebui să abiă loc cu gaz care este uscat la un punct de rouă de cel puțin -75șC.

Într-o instalație de extractie turbo-expander, gazul combustibil este ideal pentru regenerarea sitelor moleculare.

În instalațiile LNG o parte din gazul produs poate fi reciclat din straturi de-a lungul, fiind regenerat.

Pentru aceste lucruri este nevoie de un compresor pentru a utiliza acest flux, sunt și alte avantaje ale folosirii gazului de regenerare la o presiune ușor mai ridicată decât cea a fluxului de proces, ca cele menționate când au fost enumerate căile de a minimiza scurgerea nedorită de la valve.

Sunt câteva situații care pot duce la apariția unor cantități de apă reziduală mai mare decât cea normal, în partea de ieșire din strat, după încărcătura initial a sitelor moleculare, acestea s-ar putea să ia apă din aer, sau după ce o schimbare a gazului de alimentare a încărcat deshidratoarele, va fi nevoie de mai multe cicluri normale de regenerare pentru ca uscătorul să funcționeze normal, mai ales la capătul de ieșire din strat. De aceea este bine să se treacă prin mai multe cicluri de regenerare, de răcire și de încălzire, fără perioade de adsorbție (sau perioade mici de adsorbție) când vine fluxul, după o astfel de întâmplare.

Vasul de deshidratare

Atenția la micile detalii de configurație și proiectare a vasului poate duce la performanțe satisfăcătoare și utilizarea eficientă a sitei moleculare în multe feluri.

În general, straturile înalte, de diametru minim sunt mai ieftine de fabricat și conduc gazul către deshidrator în cel mai eficient mod.

Există, totuși, limite în ceea ce privește viteza gazului pentru fiecare tip de deshidratant și ele ar trebui să fie obținute de la cel care a proiectat vasul.

De asemenea, dacă se întrevede o supraîncărcare de gaz, turnul ar trebui să fie adus la anumite diametre, suficient de mari ca să stăpânească surplusul în scurgere.

Deși ciclurile lungi măresc eficiența generală a utilizării sitei moleculare și de obicei prelungesc viața sitei, tendința recentă se îndreaptă către ciclurile mai scurte pentru a micșora investiția de capital.

Această tendință a redus frecvent timpul pentru regenerare până la un punct în care izolarea este esențială.

Din păcate, în unele cazuri, izolarea internă a furnizat canale prin care gazul poate deriva, poate trece din sita moleulară.

Când “curentul” rezultat din derivare, se amestecă cu gazul uscat de pe strat, se produce o creștere a umidității cu mult peste punctul proiectat.

O derivare de numai 1% poate mări conținutul de apă la 10 ppm când deshidratantul funcționează la 750 psi și 27șC.

Din acest motiv, ar trebui să fie dată o atenție specială proiectării și instalării oricărei izolații interne.

Unele tipuri de izolări sunt ele însele o sursă de apă și ar putea fi necesară punerea unui nou deshidratant odată la mai multe cicluri de regenerare, pentru a usca instalația.

Distribuția efectivă de gaz este de dorit în toți deshidratanții iar în cei cu straturi relativ puțin adânci este esențială.

În acest scop ar trebui să fie suficient spațiu atât deasupra cât și dedesubtul stratului deshidratant.

În timp ce gazul este introdus în acest spațiu, ar trebui să fie distribuit de piedici pentru a asigura intrarea uniformă de-a lungul întregii suprafețe deshidratante.

În orice proiectare este important de amintit că piedicile ar trebui să prevină creearea unor jeturi de mare viteză care să ajungă la straturi și că ele ar trebui să distribuie scurgerea de gaz perpendicular pe start când intră prin deshidratant.

Aranjamentul suportului de strat este o altă zonă în care imaginația personală poate fi exprimată. Acest lucru, indică faptul că un ecran susținut de un grătar și acoperit cu un strat inerte gradat este cel mai satisfăcător. Ecranul trebuie asigurat pe margini și la legăturile care se întrepătrund pentru a opri particulele deshidratante să pătrundă. Stratul inert gradat va împiedica particulele din sita molculară să se fixeze în spațiile deschise ale ecranului și să producă zona de presiune ridicată.

Filtrul

Cu toate că un substrat de site moleculare este în sine un bun filtru de particule, ar trebui să existe o rezervă pentru filtrarea curentului de scurgere.

Eficiența cerută de un astfel de filtru va depinde de echipamentul de schimb de căldură folosit. În unele cazuri ar fi indicat înlăturarea oricăror urme de praf care sunt produse în mod normal în orice substrat deshidratant, în timp ce particulele se freacă între ele în timpul fazelor de expansiune și contracție ale ciclului de regenerare.

În acele cazuri trebuie luat în considerare un filtru de dimensiuni aproximative de 1-3 µm. În alte instalații, astfel de filtrare externă nu este necesară, iar un ecran aspru pentru particule este adecvat. O astfel de instalație este o bună asigurare de protejare a schimbătoarelor sau a turbinei de particulele deshidratante.

Figura 1.10. Site moleculare [16]

1.3.2.3 Monitorizarea operațiunii de deshidratare.

Cum performanța deshidratanților este atât de mare pentru operarea instalațiilor criogenice, mica sumă de bani (relativ la costul total al instalației) cerută pentru echipamentul de monitorizare este nesemnificativ.

Cu toate acestea, unele instalații funcționează fără să se știe ce fac deshidratanții, cu excepția observațiilor în legătură cu căderea de presiune în schimbătoarele de căldură.

Ca o asigurare minimă, este recomandabil ca gazul existent în sistemul de deshidratare să fie monitorizat continuu.

În sistemele multi-substrat, fiecare substrat în parte ar trebui monitorizat.

Gazul de alimentare ar trebui, de asemenea, să fie verificat cel puțin o dată la fiecare schimb de tură pentru a fi sigur că instalația nu are variații mari ale temperaturii de intrare și/sau ale conținutului de apă. Pe lângă monitorizarea conținutului de apă al gazului este foarte de ajutor pentru o operare bună să se înregistreze temperaturile fiecărui substrat în timpul regenerării și răcirii.

1.3.2.4 Optimizarea și reglarea proceselor interne.

În mod ideal o curgere suplimentară poate fi ușor oprită prin adăugarea de alte recipiente acestei serii și împrăștiind fluxul așa cum trebuie. Totuși, creșterile minore de flux (5…25%) pot fi rezolvate și prin modificarea mărimii particulelor deshidratante fără să fie nevoie de alte cheltuieli majore.

De obicei, pentru simplitate, un strat de deshidratant solid conține site moleculare de format, model și mărime unice. Totuși, chiar dacă zona de suprafață pentru particulele mari, mai degrabă decât pentru cele mici, duce la variația gradelor de adsorbție cinetică, nu poate fi vorba de același lucru și pentru capacitatea de echilibru. Capacitatea de echilibru, sau ultima încărcătură de apă pentru deshidratant în funcție de temperatura și presiunea sistemului, nu depinde de mărimea particulelor.

Prin urmare, dacă o creștere a fluxului influențează mult capacitatea curentă a compresorului, o mare parte din substrat se poate împărți în picături mai mari sau mai mici. Dacă se observă similitudini în ceea ce privește mărimea densității, înseamnă că amestecul de particule este improbabil să se realizeze, iar avantajul net va consta într-o scădere a rezistenței la curgere fără o pierdere corespunzătoare a capacității. Ar trebui subliniat că scăderea de presiune la regenerare este un factor important pentru asigurarea mărimii fluxului. Eventualele reglări ale configurației particulelor din substrat trebuie să ia în considerație impactul asupra eficienței curgerii gazului de regenerare.

În ceea ce privește scăderea de presiune asociată cu forma particulelor, este știut că, cu cât o particulă este mai aerodinamică, cu atât este mai puțin rezistentă la curgere. Experiența în domeniu demonstrează că particulele ar duce la o presiune mai scăzută dacă ar avea formă sferică.

1.3.2.5 Mărirea capacității instalației.

Considerațiile minore asupra fluxului adițional pot fi adresate de modificări aduse vaselor interioare și sitei moleculare folosite. De obicei, s-a adăugat spațiu la ambele capete ale fiecărui vas pentru a asigura o curgere liberă a gazului atât în timpul regenerării cât și adsorbției. Acest lucru este importent mai ales în regenerare, deoarece spațiul insuficient poate accentua recondensarea apei în învelișul exterior, ducând la o “ploaie” internă de apă.

Totuși, un spațiu de intrare de 300 mm înălțime prin flolosirea de bile ceramice pentru a rezista la impactul inițial al gazului și a se rupe de scurgerea direcționată, este de obiciei suficient.

În plus, orice spațiu liber folosit pentru a separa straturile principale de cele de apărare, poate fi înlăturat pentru o capacitate mai mare.

În ceea ce privește selectarea sitelor moleculare, multe instalații au beneficiat de avantaje, prin modificarea formei particulelor pentru a mări densitatea. De obicei, pastilele ( sau extrudatele) au mărimea densității între 640-680 kg/m3 cu forme nu prea obișnuite, cum ar fi frunze de trifoi, ajungând la doar 590 kg/m3. Alternativ, materialele în vrac au densități de 680-700 kg/m3, iar folosirea echipamentului de densificare ajunge la chiar 800 kg/m3 pentru unele produse Grace-Davison. Segmentul gol final asociat în încărcătura densă trebuie considerat prioritar pentru realizarea acestei proceduri.

1.3.2.6 Avaria stratului sitei moleculare.

În timp ce se înțelege, că deshidratarea hidrocarburilor dă sitelor moleculare o viață finită, materia primă relativ “pură”, asociată cu instalațiile LNG ar trebui să ofere sitelor mai puțină cocsare asociată cu depozitele de carbon din urma a mii de regenerări. Mai multe operații de radere a LNG au dus la o viață a straturilor de șase ani sau chiar mai mult.

Din păcate, acest lucru nu se poate aplica și în cazul unora din seriile de multistraturi. Schimbări neplanificate, după numai câțiva ani sau mai repede, pot apărea cu regularitate.

Criteriul fundamental de învechire pentru uscător este regenerarea. Cuplând aceasta cu adsorbția moleculelor nedorite prezente în flux, se pune baza oricărei curbe de învechire.

De aceea, pe lângă folosirea unor separatori de flux mai eficienți ai agenților chimici, cum sunt glicolul, aminele sau derivați ai metanolului, precum și apa pură, o simplă prelungire a timpului, iar de aici a ciclului, dintre rgenerări, este cel mai bun mijloc de a-i mări viața.

Teoretic, cel mai lung timp de ciclu se obține atunci când se folosește stratul până la pătrundere, saturație maximă. Nevoia de a lăsa puțină apă să iasă și folosirea populară a sistemelor multi-straturi în instalațiile LNG face ca operația de pătrundere adevărată să fie imposibilă, deoarece câteva nivele de site moleculare nefolosite (nesaturate) la ieșirea din strat sunt întotdeauna necesare.

1.3.2.7 Schema tehnologică a instalației de uscare a gazului natural prin adsorbție pe site moleculare.

Schema tehnologică a instalației de uscare a gazului natural prin adsorbție pe site moleculare de 4Å sau de 5Å (sitele comerciale disponibile pentru uscare sunt site de sodiu de 4Å și cele de calciu de 5Å, pentru uscare recomandându-se în general sitele de 5Å) sau silicagel este prezentată în figura 1.11.

Conform acestei scheme, gazul natural trece mai întâi prin vasul separator (3) și apoi alimentează primul adsorbitor pe la vârf.

În general, instalația este prevăzută cu două adsorbitoare: în timp ce în primul are loc operația de adsorbție, în celălalt se desfășoară operația de regenerare; unele instalații mari de uscare (1…. 3 milioane Nm3/zi) sunt prevăzute cu trei adsorbitoare pentru a preîntâmpina orice defecțiune tehnică în procesul de uscare ce ar putea conduce la oprirea întregii instalații.

Circuitul gazului umed în adsorbitoare se face întotdeauna de la vârf spre bază pentru a elimina fenomenele de fluidizare și de canalizare.

Figura 1.11. Schema tehnologică a instalației de uscare a gazului natural prin adsorbție pe site.1-2 adsorber/ regenerator; 3- vas separator; 4- cuptor; 5- condensator; 6- separator.

După trecerea timpului necesar operației de adsorbție, gazul natural umed este trecut la vârful celui de al doilea adsorbitor în timp ce primul trece la regenerare.

Aceasta se realizează cu gazul natural umed încălzit în cuptorul (4) la 250-300șC, în funcție de calitatea silicagelului. Gazul cald se introduce întotdeauna de jos în sus, deoarece partea din adsorbant cea mai staurată cu apă se află în zona superioară a adsorbantului și, la regenerare, vaporii de apă eliminați din această zonă nu vor mai avea de parcurs întregul strat adsorbant ceea ce conduce la diminuarea consumului de gaze calde. Vaporii de apă împreună cu gazele calde sunt trecuți prin condensatorul (5) și separatorul (6), unde pe la bază se separă apa, iar pe la vârf gazul umed care se recirculă în conducta principală de gaz natural umed. În continuare, adsorbantul se răcește cu gaz natural rece care se recirculă și el în conducta magistrală.

Uneori, mai ales în cazul uscării pe sită, când se urmărește un grad avansat de uscare (punctele de rouă de -70….-100șC), răcirea se face cu gaze uscate de la adsorbitorul în care se desfășoară operația de uscare propriu-zisă; gazul de răcire se reintroduce în circuitul de gaz uscat.

Procedeele de uscare prin adsorbție prezintă următoarele avantaje asupra celor prin absorbție:

permit depresiuni mult mai mari ale punctului de rouă (peste 80șC);

necesită calcule de proiectare mai simple;

nu pun probleme de coroziune și spumare.

Ele au însă și unele dezavantaje:

cost mai ridicat al instalației;

pierderi importante de presiune prin strat;

posibilități de contaminare, otrăvire și degradare a adsorbantului;

consum de căldură puțin mai mare.

După un anumit număr de cicluri de funcționare, adsorbanții se degradează datorită următoarelor cauze:

contactul cu impuritățile solide, gazoase, lichide (apa liberă cu săruri dizolvate și hidrocarburi);

șocurile mecanice la scăderea sau creșterea bruscă a presiunilor;

șocurile termice în cele două operații;

contaminări cu unele gaze acide ().

Pentru eliminarea unora dintre aceste cauze, instalațiile de adsorbție sunt prevăzute cu utilaje auxiliare: vase separatoare, filtre, etc.

1.3.2.8 Procedee de prevenire a formării hidraților prin injecție de glicoli sau metanol.

Pentru reducerea conținutului de apă din gaze și prevenirea formării hidraților pe parcursul conductelor de transport, ca urmare a scăderii temperaturii, se apelează adesea la injecția de glicoli, direct în conducte, urmată de o răcire a gazului prin detentă dacă acesta a avut inițial o presiune mare și apoi de o separare a gazului de cele două faze lichide, faza de hidrocarburi condensate și soluția de glicol.

Dintre glicoli se preferă mono-etilen glicolul (MEG), deoarece are o solubilitate mai mică în hidrocarburi.

Glicolul este injectat în curentul de gaz și circulă cu gazele un anumit timp pentru a se realiza un contact gaz-lichid cât mai bun. O eficacitate bună se obține printr-o pulverizare a glicolului în gaze cu ajutorul unor duze speciale prevăzute cu dispozitive de filtrare a glicolului pentru evitarea înfundării. Alte probleme mai deosebite ale procesului sunt:

prevenirea diluării și contaminării glicolului cu apă sărată din gaz prin introducerea unui vas separator de apă foarte eficaci și dimensionarea corectă a acestuia;

dimensionarea corectă a celor două vase separatoare gaz-hidrocarburi lichide-soluție de glicol.

În locul glicolului se folosește adesea metanolul. Recuperarea lui din soluție se face tot prin fracționare, dar având o temperatură normală de fierbere mai mică decât a apei, el se recuperează pe la vârful coloanei de fracționare.

Uscarea gazelor prin absorbție în glicoli.

Deshidratarea cu glicoli se bazează pe proprietatea acestora de a absorbi ușor vaporii de apă la temperaturi scăzute, pe care îi cedează apoi la temperaturi ridicate, regenerându-se.

Pentru uscarea gazelor până la conținutul de 11 mg apă Nm3 gaze sau un punct de rouă de -32… -40șC cum se stipulează în cele mai multe contracte între producători și consumatori se preferă uscarea cu glicoli care prezintă următoarele avantaje față de desicanții solizi:

costul investiției este la jumătate față de desicanții solizi;

căderea de presiune pe absorber este de 2-3 ori mai mică decât căderea de presiune pe adsorber;

consumul de energie pentru regenerarea glicolilor este mai mic decât cel pentru desicanții solizi;

procesul este continuu și deci, mai ușor de realizat decât golirea și umplerea din nou a coloanei cu desicanți solizi;

glicoii sunt mai rezistenți la contaminări; hidrocarburile și produsele acestora cu apa distrug mult mai rapid desicanții solizi.

Pentru uscări mai avansate se preferă desicanții solizi care sunt considerați mai eficienți în acest caz.

1.4.1. Alegerea desicantului optim.

Dietilenglicolul (DEG) a fost primul glicol folosit la uscarea gazelor naturale. S-a trecut ulterior la folosirea trietilenglicoului (TEG), care împreună cu soluțiile apoase de clorură de litiu și de calciu sunt folosite și la uscarea aerului.

Folosirea TEG are următoarele avantaje:

stabilitate bună la temperaturi ridicate (temperatura de descompunere este de 206șC);

regenerare eficientă la temperaturi ridicate. Se obțin concentrații de TEG de 99,9%;

pierderi mici prin evaporare;

costuri scăzute ale echipamentului instalației și costuri mici de operare.

Dezavantajele care apar sunt:

este coroziv în prezența aerului (oxidat);

sunt greu de obținut valori sub -32șC ale punctului de rouă al gazului, această temperatură fiind insuficient de joasă pentru procesele criogenice care necesită, din acest motiv, desicanți solizi.

Proprietățile fizice ale TEG și DEG sunt prezentate în următorul tabel.

Tabelul 1.1 Proprietățile fizice ale trietilenglicolului (TEG) și dietilenglicolului (DEG).

1.4.2 Fluxul instalațiilor de deshidratare a gazelor naturale cu glicoli.

Deshidratarea cu glicoli implică: absorbția apei din gazul natural de către glicol la presiuni mari și temperaturi scăzute; regenerarea glicolului la presiuni scăzute și temperaturi ridicate.

Instalația clasică de uscare a gazelor naturale cu DEG și TEG este prezentată în figura 1.12.

Conform acestei scheme, gazul natural umed intră la baza coloanei de absorbție (1), unde circulă în contracurent cu glicolul regenerat (concentrat) introdus pe la vârf.

Glicolul îmbogățit cu vaporii de apă din gaz (diluat) părăsește coloana de absorbție pe la bază, trece prin schimbătorul de căldură (3), vasul separator de faze sau vas de degazare (4), filtrul (5) și intră apoi în coloana de regenerare (6). Această coloană este o coloană clasică de fracționare care separă pe la vârf componenta mai volatilă (apa), iar pe la bază componenta mai puțin volatilă (glicolul de concentrație dorită). În cazul când se urmărește o concentrare mai avansată, fracționarea se face în vid pentru a nu se depăși în refierbător temperatura de descompunere termică a glicoului. Glicolul astfel regenerat este preluat cu o pompă din baza coloanei (6), trecut prin schimbătorul de căldură (3) și răcitorul (8) și introdus apoi la vârful coloanei de absorbție. Gazul natural uscat părăsește coloana de absorbție pe la vârf, trece prin vasul separator de lichid antrenat mecanic (acest vas se poate elimina introducându-se un demister la vârful coloanei de absorbție) și de aici este trimis la consumatori.

Separarea prin fracționare a apei de glicol este foarte ușoară, necesitând un număr mic de talere și rații foarte mici de reflux, deși pentru produsul de vârf (apa) se impun concentrații foarte mari (99,99%) în vederea reducerii pierderilor de glicol. Separarea ușoară se datorează diferențelor mari dintre temperaturile normale de fierbere ale celor doi componenți (apă și glicol), dar mai ales datorită volatilităților relativ mari ale binarului apă-glicol. De aceea, coloana de concentrare a glicolilor este o coloană mică atât ca înălțime cât și ca diametru, fiind prevăzută cu umplutură și nu cu talere.

Gradul de uscare a gazului natural, respectiv depresiunea punctului de rouă este funcție de concentrația glicolului regenerat și de temperatura medie de concentrare din absorbție. Cu cât concentrația glicolului va fi mai mare, iar temperatura medie de concentrare mai mică, cu atât gradul de uscare a gazului va fi mai ridicat, iar punctul de rouă mai coborât.

Figura 1.12. Instalația de uscare a gazelor naturale cu glicoli.

1-absorber; 2-vas separator de lichid; 3-schimbător de căldură glicol-glicol; 4-vas separator de faze (de degazare); 5-filtru; 6-coloană de regenerare; 7-vas separator; 8-răcitor; 9-pompă; 10-pompă de vid; 11-vas separator de intrare; PC, FC, LC-regulatoare de presiune, debit, nivel.

Datorită ușurinței de concentrare a glicolului, în cazurile când nu se cere o uscare avansată a gazului, aceasta din urmă se poate introduce direct în refierbătorul coloanei de regenerare conform figurii 1.13.

Aceasta înseamnă că prin simpla vaporizare la echilibru din refierbător se poate obține concentrația dorită a glicolului, respectiv 97… 98,5%.

1.4.3 Mărirea eficienței instalațiilor industriale de deshidratare a gazelor naturale prin absorbție cu glicol.

În ultimul timp cercetătorii și-au îndreptat atenția spre o uscare mai avansată a gazelor, până la 1,6 mg apă/Nm3 gaz sau un punct de rouă sub -60șC, tot prin utilizarea glicolilor.

La aceste noi condiții sunt nevoiți să se adapteze producătorii care au instalație de uscare cu glicoli în funcțiune și cărora pe de o parte consumatorii le cer un grad mai avansat de uscare (sub 6 mg apă/Nm3 gaz), iar pe de altă parte au constatat că la opririle pentru revizie sau la cele accidentale pentru oricare secțiune a instalației, se ard la faclă cantități de gaze care măresc costurile de producție. De aceea este convenabil să se obțină o uscare mai avansată a gazelor decât o pretinde consumatorul, iar în cazul opririlor se poate ocoli instalația de uscare pentru un timp limitat, fără a afecta limita de umiditate a întregii cantități din gazometru.

Figura 1.13. Instalația de uscare cu DEG sau TEG, glicolul diluat introducându-se direct în refierbător.

1-absorber; 2-regenerator; 3-refierbător; 4-filtru; 5-separator de faze; 6-condensator; 7-demister.

Direcțiile de cercetare au fost următoarele:

studiul echilibrului gaz-apă-TEG pentru purități foarte mari de TEG;

testarea eficienței umpluturilor structurate la deshidratare;

căutarea desicantului optim.

În paralel cu aceste cercetări, s-au pus la punct metode de proiectare mai avansate pentru fiecare utilaj al instalației, pentru a mări eficiența instalației.

1.4.3.1 Studiul echilibrului gaz-apă-TEG la purități foarte mari de TEG

Figura 1.14 Conținutul de apă în gazul umed obținut prin extrapolarea datelor inițiale.

Cele mai multe programe de proiectare și de exploatare a instalației de uscare a gazelor utilizează date de echilibru depășite, care nu sunt în bună concordanță cu rezultatele obținute în instalație.

Datele de echilibru de la care se pornește sunt cele gaz-apă. Ele se prezintă sub forma unui set de curbe, fiecare curbă pentru o anumită presiune, și se referă la variația conținutului de apă în gaz cu temperatura.

Pe diagrama, din figura 1.14, se poate observa linia de formare a criohidranților. Datele experimentale sunt reprezentate cu lina groasă, iar linia punctată, din domeniul criohidraților, reprezintă extrapolarea curbelor determinate experimental.

Pe baza acestor curbe și a experiențelor privind absorbția apei în TEG, Scauzillo [17] a calculat, în 1961, valorile constantelor de echilibru, cu următoarea formulă:

(1.21)

unde, – constanta de echilibru;

– fracția molară de apă în gaz;

– fracția molară de apă în absorbantul sărac.

Figura 1.15 Curbele de echilibru ale punctelor de rouă pentru sistemul gaz-apă-TEG.

Cele mai des folosite sunt relațiile de echilibru gaz-apă-TEG sub formă de grafice, ce reprezintă variația punctului de rouă cu temperatura și concentrația de TEG.

Aceste curbe, reprezentate în figura 1.15, au fost trasate de Worley [17], în 1966, extrapolând datele experimentale obținute în instalația pilot la număr infinit de talere și rație infinită de absorbant.

Eficiența uscării este exprimată în scăderea punctului de rouă al gazelor. Scăderea punctului de rouă se accentuează cu creșterea concentrației de TEG. Curbele obținute de Worley sunt trasate cu linie groasă în figura 1.16.

Aceste curbe care datează de 28 ani dau rezultate satisfăcătoare până la purități de TEG de 99,9%, cu condiția ca, după efectuarea calcului numărului de talere, să se corecteze rezultatul apelându-se la corelații ce țin seama de concentrație și de alți parametri.

Această corecție poate ajunge la 30%.

S-a reluat determinarea pe cale experimentală a datelor de echilibru, de către Parish, în 1986, dar numai la presiuni mici. S-au recalculat valorile constantelor de echilibru și s-au comparat curbele de echilibru obținute cu cele ale lui Worley, rezultând discrepanțe în domeniul concentrațiilor de peste 98% de TEG.

Figura 1.16. Curbe de calcul amestec TEG-Presiune punct de roua

Nici aceste date nu s-au dovedit a fi în concordanță cu rezultatele practice.

Cele mai apropiate de realitate s-au dovedit a fi datele de echilibru hidrocarburi-apă, determinate experimental de Aoyagi și colaboratorii săi, în Texas, în anul 1979 [19]. Acuratețea acestor date este dată de faptul că autorii au ținut cont că la presiuni ridicate și temperaturi scăzute nu mai avem echilibru lichid-gaz ci solid-gaz.

În figura 1.14 se prezintă datele lui Aoyagi, determinate experimental, comparativ cu cele vechi, determinate prin extrapolare.

Aceste date au fost luate în seamă în anul 1991, de Hicks și Senules care au retrasat cu ajutorul lor curbele de echilibru hidrocarburi-apă-TEG, iar cu aceste curbe, s-a recalculat numărul de talere în absorber prin trei metode diferite: Kremser, Edmister și “din taler în taler” [20].

Rezultatele obținute prin calcul au fost în concordanță excelentă cu cele practice. De remarcat este faptul că nu mai este necesar nici o corecție pentru numărul de talere teoretice.

Noile curbe de echilibru gaz-apă-TEG trasate la concentrații de 99,95% și 99,98% TEG, demonstrează scăderea accentuată a punctului de rouă a gazelor față de absorbția cu TEG 99,9% cu 5…10șC.

1.4.3.2 Testarea eficienței umpluturilor structurate la absorbere.

În absorberele clasice se folosesc talere cu clopoței, chiar dacă au eficacitate mică (de 25….30%) deoarece aceste talere sunt cele mai potrivite pentru debitele extrem de mici de TEG, inerente acestui proces. De regulă un absorber cu glicol are 6…12 astfel de talere.

Cunoscându-se, umpluturile structurate dau rezultate foarte bune în alte separări: dublarea capacității la același diametru și mărirea eficacității cu 50% față de talere, firma ARCO Oil și Gas Co, Dallas, Texas, a testat în perioada 1985-1989 aceste umpluturi la una din instalațiile sale [21].

S-au realizat două aplicații:

prima aplicație, a constat în utilizarea unui strat de 5,3 m umplutură și un glicol de 99,95% pentru a obține un conținut de apă sub 0,16 mg/Nm3 gaz;

a doua aplicație, a constat în folosirea succesivă a unor straturi de umplutură mai mici și TEG de puritate mică (98….99%) pentru a obține o uscare moderată (11 mg/Nm3 gaz).

S-a operat la diferite debite de gaze și diferite rații de absorbant, stabilindu-se pentru umpluturi de forme geometrice diferite, care este viteza de înecare și care este viteza maximă admisibilă pentru o funcționare corespunzătoare. În felul acesta s-a stabilit și relația empirică:

(1.22)

S-au obținut următoarele rezultate:

pentru înălțimea de 5,3 m de umplutură la concentrația de 99,95….99,98% TEG și la parametrii uzuali ai absorbantului, s-a obținut un conținut de apă de 0,05…0,7 mg H2O/Nm3 gaz, ceea ce înseamnă un grad de puritate foarte avansat;

la înălțimea de 3…4,5 m umplutură și concentrații uzuale de TEG 98….99%, unde se așteaptă un conținut de 11 mg H2O/Nm3 gaz, s-a obținut 1,8…5,3 mg H2O/Nm3 gaz, deci un grad de uscare mai bun.

Făcându-se un calcul comparativ la nivelul prețurilot din 1990 între o coloană echipată cu talere și una cu umplutură structurată, pentru aceleași debite, parametri și performanțe, s-a obținut un absorber cu 30% mai ieftin în cazul utilizării umpluturii.

1.4.3.3 Metode mai exacte de proiectare.

Pentru instalații mici, cu debite cuprinse între 1.500….. 600.000 Nm3/zi, echipamentul este standardizat.

Pentru instalații mari sau acolo unde se cere înaltă performanță este nevoie de un echipament proiectat special pentru acea aplicație.

Manning și Wood prezintă în “Hidrocarbon Processing” din lunile ianuarie- februarie 1993, un ghid care conține metodologia de proiectare a absorberului [23].

Se vor prezenta, în continuare, scheme ale instalației de deshidratare a gazelor naturale prin absorbție cu glicoli.

La unele instalații aflate în funcțiune lipsesc unele faze, cum ar fi separatorul de la intrare sau scruberul cu șicantă de la baza absorberului. Aceste scăpări se reflectă în performanțele instalației.

În concluzie, pentru îmbunătățirea performanțelor unei instalații de uscare a gazului natural cu glicoli trebuie avute în vedere următoarele:

echiparea absorberului și a coloanei de concentrare TEG cu umplutură structurată;

recalcularea absorberului cu ajutorul noilor date de echilibru hidrocarbură- apă- TEG;

introducerea acelor faze tehnologice care au fost omise în schema inițială;

urmărirea cu atenție, de către inginerii de proces, a funcționării și găsirea unor soluții proprii pentru eventualele probleme pe care le-ar putea ridica funcționarea instalației, cum ar fi: limitarea cantității de gaz ce poate fi prelucrată, nerealizarea gradului de uscare dorit, nerealizarea unei bune concentrații a TEG-ului, spumare, pierderi mari de glicol.

Figura 1.17. Instalație de adsorție cu glicoli

1-vas separator intrare; 2- ; 3- absorber; 4- schimbător de căldură gaz- glicol; 5- coloană de regenerare glicol; 6- refierbător; 7- coloană de separare; 8- vas condensator de glicol; 9- vas separator de faze; 10- schimbător de căldură glicol- glicol; 11-12- filtre; 13- pompă; 14- ; 15- ; 16- coș

Figura 1.18. Instalație de adsorție cu glicol

1-scruber; 2- absorber; 3- coloană de regenerare a glicolului; 4- refierbător; 5- striper; 6- vas acumulator de glicol; 7- schimbător de căldură glicol- glicol; 8- vas separator V/L; 9- filtru pentru solide; 10- filtru cu cărbune; 11- pompă; 12- răcitor cu aer; 13- pompă de injecție pentru glicol.

CAPITOLUL 2

Transportul gazelor naturale

2.1. Gazele naturale

Prin gaze naturale combustibile se înteleg acele gaze acumulate în scoarța Pământului, constituite din amestec de hidrocarburi saturate, cu unele impurități de bioxid de carbon, azot, hidrogen sulfurat, heliu, oxizi de azot, etc, obținute în mod natural prin sondaje efectuate în zăcăminte subterane.

Gazele naturale combustibile provin din:

zăcăminte de gaze naturale;

zăcăminte de gaze condensate;

zăcăminte de țiței.

Amestecurile de gaze, constituie în cea mai mare parte din metan, obținute prin sondaje din zăcăminte în care se află numai gaze, se numesc gaze libere [1,2].

Amestecurile de gaze constituite din metan, hidrocarburi saturate și impurități care se află în cupole, în vecinătatea zăcământului de țiței (zăcământ gaz- condensat) și care se exploatează prin sondaje la sfârșitul exploatării zăcământului de țiței sau concomitent cu acestea se numesc gaze asociate.

În țara noastră se obișnuiește ca gazele libere să fie denumite “gaz metan”, iar gazele dizolvate și gazele asociate să fie denumite gaze petroliere sau gaze de sondă. Deosebirea dintre aceste gaze constă numai în compoziția lor.

2.2. Clasificarea gazelor combustibile

Clasificarea gazelor combustibile este prezentată în tabelul 2.2.

2.3. Rețele pentru transportul, distribuția și utilizarea gazului natural

Caracteristic alimentării cu gaze naturale este faptul că sursele de gaze sunt amplasate la mare distanță de centrele de consum, pornind de la mai multe câmpuri de gaze.

După scopul pentru care sunt construite instalațiile pentru gazele naturale, pot fi împărțite în următoarele categorii:

instalații de colectare din schelele de producție;

conducte de transport;

stații de predare;

sisteme de alimentare.

2.3.1 Instalații de colectare a gazelor naturale

Instalațiile de colectare a gazelor naturale asigură transportul gazului de la sondele productive până la un punct central, stația de intrare în conducta de transport, după ce în prealabil au fost tratate și măsurate, iar în unele cazuri comprimate.

2.3.2 Conducta de transport

Conducta de transport este conducta prin care gazele sunt aduse de la locul de producer până la stațiile de predare.

Ea mai este denumită și conducta principală sau magistrală.

Din conducta de transport fac parte și conductele de ramificație, denumite și racorduri de înaltă presiune, care transportă gazele din conducta de transport până la stația de predare care alimentează un consumator pe traseul conductei.

Conducta de transport folosește presiunea cu care iese gazul din sondă, sau, atunci când aceasta este insuficientă sunt folosite stații de comprimare, fără ca valoarea presiunii să depășească 50 bari (50 kgf/cm2).

Pe traseul conductei pot fi prevăzute, dacă este necesar, și stații de comprimare intermediare. Pentru a evita căderile de presiune prea mari în lungul conductei de transport, aceasta este de dorit să fie cât mai dreaptă și cât mai scurtă.

În scopul remedierii defectelor și supravegherii cu ușurință a conductei de transport, traseul acestora se alege în lungul șoselelor naționale, la distanțe de minim 40 m de aceasta.

Traversarea căilor de circulație se face în tuburi de protective, etanșe, iar traversarea apelor se face îngropând conducta sub albii sau aerian, sprijinită pe suporți speciali.

De o parte și de alta a traversării se prevăd robinete, de închidere, montate în cămine.

În punctele cele mai joase ale conductei se prevăd robinete de golire, pentru evacuarea apei și impurităților, iar din loc în loc, în punctele cele mai ridicate ale traseului conductei se prevăd robinete de refulare.

După robinetul de refulare se va monta un robinet de închidere.

2.3.3 Stații de predare

Stația de predare se compune din ansamblul instalațiilor de reducere și reglare a presiunii, măsurare și odorizare, prin care gazele din conductele de transport sunt puse la dispoziția întreprinderilor de distribuție, sau, în unele cazuri, direct la consumatori.

2.3.4 Sisteme de alimentare

Sistemul de alimentare este un ansamblu compus din conducte, aparate, instalațiile de măsurare și accesorii, situate între stațiile de predare și coșurile prin care se evacuează gazele de ardre, destinat să asigure alimentarea cu gaze combustibile a consumatorilor dintr-un anumit loc.

Un sistem de alimentare se compune din sistemul de distribuție al localității și un număr nedefinit de instalații de utilizare.

În figura 2.1 este prezentată schema unui sistem de transport al gazelor naturale.

Figura 2.1. Schema unui sistem de transport gaze naturale.

1-conductă colectoare; 2- stație de intrare în conducta de transport; 3- conductă de transport; 4- separator cu robinete de golire; 5- robinet de închidere; 6- refulator; 7- traversare de cale ferată; 8- cale ferată; 9- stație de ramificație; 10- stație de comprimare pe traseu; 11- conductă de ocolire; 12- traversare aeriană; 13- traversare prin albia unui râu; 14- conduct de interconectare cu alt sistem de transport; 15- refulator; 16- stație de predare; 17- conductă sistem de alimentare.

2.4. Criohidrații

2.4.1 Criohidrații hidrocarburilor

Se cunosc o mulțime de compuși gazoși capabili să formeze criohidrați ca, de exemplu, unele gaze nobile, halogenii, hidrocarburi halogenate și unele hidrocarburi. Pe lângă criohidrații de hidrocarburi nesaturate ca etena, acetilena etc, se mai cunosc criohidrați de metan, etan, propan și izobutan. Normal-butanul nu formează singur criohidrați ci numai în amestec cu alți compuși cu molecule mai mici, în timp ce omologii superiori nu formează criohidrați; aceasta depinde de mărimea moleculelor și a spațiilor goale.

Adaosuri mici, de exemplu, de etan sau propan în metan, reduc foarte mult presiunea necesară pentru formarea criohidraților în comparație cu metanul pur (fig. 2.2). Această situație are loc și în prezența dioxidului de carbon și a hidrogenului sulfurat. Ambii, ca și etanul și propanul, favorizează formarea de criohidrați întrucât, în prezența acestora, criohidrații de hidrocarburi sunt stabili la temperaturi mai ridicate (fig. 2.3).

Influența hidrogenului sulfurat asupra creșterii temperaturii de formare a criohidraților este mai mare decât aceea a dioxidului de carbon. Deci, formarea criohidraților este influențată, în afară de presiune și temperatură și de compoziția amestecului de gaze.

Criohidrații sunt substanțe solide, albe, microcristaline, care se formează atunci când apa și hidrocarburile ușoare se amestecă intim în anumite condiții de temperatură și presiune. Cristalele criohidraților formați au o densitate mai mică decât a apei și plutesc pe apă precum gheața. La ridicarea temperaturii sau la reducerea presiunii, cristalele se descompun în apă și hidrocarburi gazoase.

Figura 2.2. Condițiile de formare a criohidraților unui amestec metan-etan.

Figura 2.3. Condițiile de formare a criohidraților unei amestec metan-propan.

În tabelul 2.2 se dă compoziția unui gaz natural și compoziția componenților gazoși ai uneui criohidrat mixt format. Din acest tabel se vede creșterea conținutului de propan în acest criohidrat.

Cercetătorul american Carson D.B. a arătat că pentanul și hexanul nu formează criohidrați la temperaturi mai mari de 273 K (fig. 2.4).

Substanțele care formează criohidrați sunt greu solubile în apă, din acest motiv alcoolul, acizii și amoniacul nu formează criohidrați. Aceștia se pot folosi la descompunerea criohidraților formați sau la evitarea formării lor.

Tabelul 2.2 Compoziția unui gaz natural și compoziția componenților gazoși ai unui criohidrat mixt.

Figura 2.4 Condițiile de formare a criohidraților hidrocarburilor parafinice.

1-metan; 2- etan; 3- propan; 4- i-butan; 5- n-butan.

2.4.2 Condițiile de formare a criohidraților

Criohidrații care se formează pe conducte se datoresc, în special, existenței în amestecul de gaze a metanului, etanului și propanului care constituie proporția cea mai mare din amestecul gazos.

În fig. 2.4 se poate vedea că criohidrații din metan sunt stabili la 278 K și o presiune de 4,5 MPa. Criohidrații din etan, după cum rezultă din fig. 2.6, sunt stabili la aceeași temperatură chiar la o presiune de numai 0,9 MPa. Criohidrații din propan sunt stabili la 278 K, la o presiune de 0,4-0,5 MPa, conform figurii 2.7.

În figurile 2.5 și 2.7 sunt prezente condițiile de echilibru de faze ale unor sisteme binare, deci ale unor gaze pure cu apa.

În fig. 2.2 s-a arătat că prin adăugarea de alte gaze, de exemplu, metan, stabilitatea criohidraților se deplasează în direcția unor temperaturi mai ridicate și a unor presiuni mai joase în comparație cu criohidrații de metan pur. Întrucât o creștere a dnsității gazului natural indică o creștere a cantității însoțitorului metanului, este explicabil că stabilitatea criohidraților din gazele naturale se modifică odată cu creșterea densității în sensul indicat mai jos, în figurile 2.8 și 2.9.

Criohidrații pot fi considerați ca soluții solide.

Până în prezent au fost identificați criohidrați de: ; ; ; ; și .

Figura 2.5 Echilibre de faze ale sistemului Figura 2.6 Echilibre de fază ale

metan-apă. sistemului etan-apă.

Figura 2.7 Echilibre de faze ale sistemului Figura 2.8 Condiții de echilibru ale

propan-apă. criohidraților pentru gaze de

diferite densități relative.

Figura 2.9 Condițiile de formare a criohidraților în funcție de:

a- densitatea relativă a gazului; b- conținutul de azot în amestec.

2.4.3 Determinarea condițiilor de formare a criohidraților cu ajutorul constantelor de echilibru

Criohidrații gazelor se comportă, într-o măsură oarecare, ca soluții de gaze în cristale solide. Făcând analogie cu situațiile de echilibru lichid- vapori, Wilcox W.I., Carson D.B. și Katz D.L. au presupus condițiile de formare a criohidraților vapori- solid, astfel:

(2.1)

în care: – fracția molară a hidrocarburilor în faza gazoasă saturată cu vapori de apă;

– fracția molară a hidrocarburii în criohidrat.

În fig. 2.10, a, b, c, d, e și f sunt prezentate constantele de echilibru pentru metan, etan, propan, izobutan, sistemul metan- dioxid de carbon- apă și sistemul metan- hidrogen sulfurat- apă.

În prezența hidrocarburilor ușoare, drept constante de echilibru pentru concentrații scăzute în n-butan pot fi folosite cele ale etanului.

Pentru azot și hidrocarburi mai grele decât butanul, constantele de echilibru se consideră că au valori egale cu infinit, întrucât pentru aceste amestecuri, se formează foarte greu criohidrați.

Constantele de echilibru, deși, se consideră ca funcții numai de presiune și temperatură, în realitate, depind și de compoziția gazului.

Condițiile inițiale de formare a criohidraților se determină cu relația:

(2.2)

Calculul este analog cu cel al punctului de condensare pentru amestecuri de gaze. În tabelul 2.3 sunt date rezultatele calculelor condițiilor de formare a criohidraților pentru gaze naturale la 283 K.

Katz și alți cercetători au combinat cercetările teoretice și experimentale pentru determinarea condițiilor de formare a criohidraților gazelor naturale (fig. 2.8), cu datele termodinamice- entalpie, entropie- pentru obținerea diagramelor din fig. 2.11, a, b, (pentru – a se vede fig. 2.9). Aceste diagrame pot fi folosite pentru determinarea destinderii admisibile ( a gazelor naturale saturate cu apă, fără să se formeze criohidrați și de asemenea, pentru determinarea variației temperaturii la expansiunea gazelor naturale.

Tabelul 2.3 Condițiile de formare a criohidraților pentru gaze naturale la 283 K.

Figura 2.10 Constantele de echilibru pentru formarea criohidraților.

a- metan; b- etan; c- propan; d- i-butan; e- sistemul metan-bioxid de carbon-apă; f- sistemul metan-hidrogen sulfurat-apă.

Figura 2.11 Destinderea permisă a gazului fără formare de criohidrați.

a -; b -.

Așa cum rezultă din diagramele de echilibru de fază, există mai multe metode de eliminare a criohidraților care s-au separat din gaze. Prima metodă constă în micșorarea presiunii gazelor, sub presiunea de echilibru, corespunzătoare condițiilor de temperatură. A doua metodă constă în creșterea corespunzătoare a temperaturii de echilibru la presiunea pe care o au gazele. A treia metodă constă în adăugarea de inhibitori în curentul de gaze. Inhibitorii sunt ușor solubili în apă spre deosebire de substanțele care au dat naștere criohidraților. Ca inhibitori se folosesc, în special, alcoolii și anume, metanolul. Mai rar se mai întrebuințează și amoniacul (Fig. 2.12).

Figura 2.12 Influența introducerii în curentul de gaze a unor substanțe asupra condițiilor de formare a crohidraților.

1- 10% amoniac; 2- 10% metanol; 3- 10% clorură de sodiu; 4- 10% etanol sau 10% clorură de calciu; 5- apă curată.

Alegerea unuia din aceste trei metode depinde de condițiile locale. Mai pot fi folosite clorura de natriu și clorura de calciu (fig. 2.13).

Figura 2.13 Folosirea diferiților inhibitori pentru scăderea temperaturii de formare a criohidraților.

2.4.4 Factorii care contribuie la formarea criohidraților

Dintre principalii factori care contribuie la formarea criohidraților sunt de menționat următorii:

Conținutul în umiditate al gazului:

gradul de saturație cu vapori de apă al gazului.

Prezența apei libere în zonele de formare a criohidraților:

cantități mici de apă care formează pelicule subțiri pe pereții conductei;

cantități foarte mari de apă care formează amestecuri solide de criohidrați și cristale de gheață.

Presiunea de regim a conductei:

la presiuni înalte se formează criohidrați cu un grad de stabilitate mare;

la presiuni medii se formează criohidrați cu un grad de stabilitate redus.

Temperatura de regim a conductei. Temperatura de formare a criohidraților crește cu:

presiunea;

densitatea gazului.

Conținutul de impurități gazoase din gaze. Prezența în gaze a , , influențează condițiile de formare a criohidraților scazând presiunea și crescând temperatura de formare.

Regimul de curgere a gazelor și anume:

variațiile și pulsațiile de presiune;

gradul de turbulență al curentului;

vârtejuri locale, vibrații;

vitezele mari de curgere.

Construcția și montajul conductei:

schimbări bruște ale direcției de curgere;

existența ventilelor, regulatoarelor etc.

Exploatarea conductei:

nerespectarea presiunii prescrise, a temperaturii, debitului, umidității, impurităților, neevacuarea la timp a condensului acumulat etc.

Condiții locale specifice. Amorsarea și dezvoltarea formării criohidraților:

cu ajutorul câtorva cristale de criohidrați;

prin subrăcire.

Condițiile de formare a criohidraților pot fi evaluate cu ajutorul constantelor de echilibru vapori- solid. Katz a calculat și a determinat experimental condițiile de formare a criohidraților pentru gazele naturale. Au fost determinate constantele de echilibru și pentru sisteme ternare de: (fig. 2.10, b) și ( fig. 2.10, c).

2.4.5 Prevenirea formării criohidraților în sonde și în instalații

Tehnica prevenirii formării criohidraților cuprinde:

cunoașterea condițiilor de formare și dezvoltare a criohidraților;

separarea picăturilor de lichid antrenate de curentul de gaze din sondă;

condensarea și diminuarea unui procentaj cât mai mare de vapori din instalațiile de suprafață;

deshidratarea cât mai completă înainte de a fi transportate și distribuite gazelor.

Pentru fiecare valoare a presiunii de exploatare există o temperatură de echilibru deasupra căreia criohidrații nu se mai pot forma.

Turbulența curentului de gaze, ca și prezența unor impurități gazoase, influențează formarea de criohidranți și totodată modifică temperatura la care aceștea apar.

Temperatura de echilibru variază pentru diferitele hidrocarburi componente ale gazelor naturale.

Saturarea cu vapori de apă a gazelor este condiția de bază pentru formarea criohidraților.

După formarea primului cristal, procesul se dezvoltă rapid.

Apa pătrunde în conductele de transport gaze, în special, sub formă de vapori deoarece aceștia trec prin separatoare fără a fi reținuți.

Prin micșorarea presiunii gazului până la o valoare inferioară presiunii de echilibru și prin mărirea temperaturii până la o valoare superioară aceleia corespunzătoare temperaturii de echilibru la presiunea gazelor, posibilitățile de formare a criohidraților vor fi eliminate.

Odată cu apariția în sondă a apei sărate de zăcământ, formarea criohidraților încetează.

În general, formarea criohidraților se produce în perioada de exploatare a sondei și este legată de apariția apei dulci, condensate sau a apei filtrate din noroiul de foraj.

Condiții mai favorabile pentru foarmarea criohidraților se creează, în special în partea superioară a țevilor de extracție, unde gazele încep să se răcească.

Prin montarea unei duze de fund poate fi recuperată căldura din zăcământ, care este preluată de gazul care circulă prin țevile de extracție. Detenta, care se produce într-o zonă cu temperaturi ridicate, împiedică în acest fel formarea criohidraților.

Formarea criohidraților se mai poate preveni prin injectarea în sondă a unor substanțe higroscopice, anticongelante, cum ar fi: glicolii, metanolul, etanolul, propanolul, acetona, bicarbonatul de amoniu etc.

Cantitatea necesară de inhibitori este aceea care saturează, atât lichidul, cât și faza gazoasă. Periodicitatea operației de dozare a soluției se stabilește experimental.

La sondele cu debite mari se montează instalații speciale de separare și reținere a apei și de injecție de inhibitori. La fiecare sondă se montează un separator pentru viituri mari de apă și un filtru pentru reținerea ceții. La ieșirea din separatorul de la gura sondei, se montează o rețea de injecție de inhibitori, dietilenglicol, de exemplu, pulverizând 20 l/h, ca în fig. 2.14. Injecția de inhibitori se poate face și la gura puțului.

Asupra formării criohidraților influențează și rația gaze-lichid a sondei respective (fig. 2.15) și anume, la rații mari, crește temperatura de formare a criohidraților și scade presiunea.

Figura 2.14 Influența dietilenglicolului Figura 2.15 Influența rației gaze-

asupra condițiilor de formare a crio- lichid asupra condițiilor de formare

hidraților. a criohidraților.

1- 42,5% D.E.G.; 2- 25% D.E.G.;

3- 20,5% D.E.G.; 4- 13% D.E.G.;

5- 8% D.E.G.; 6- 0,0% D.E.G.

2.4.6 Prevenirea formării criohidraților în conductele de transport

Dintre procsele cele mai folosite pentru prevenirea formării criohidraților în conductele de transport gaze se menționează:

menținerea pe toată lungimea conductei a unei temperaturi superioare aceleia la care, la presiunea respectivă a conductei, se formează criohidrați, prin:

încălzirea repetată a gazului la temperatura de 293-303 K (montarea unor calorifere la distanțe ce se determină experimental);

îngroparea conductei pe toată lungimea ei, conform normelor tehnice respective;

izolarea conductei care trece prin apă sau prin teren mlăștinos.

menținerea pe toată lungimea conductei a umidității prescrise;

separarea și colectarea, în stare lichidă, a apei din gaze la temperaturi joase;

injecția de inhibitori. Cantitatea de inhibitori ce urmează să se injecteze în conductele de gaze este determinată de:

cantitatea de apă și de hidrocarburi lichide care condensează și se acumulează în conductele de gaze;

cantitatea de lichid care se acumulează în conductă crește cu lungimea conductei, cu numărul de pante și de obstacole.

Chiar când s-a realizat un echilibru între substanța inhibitoare și apa liberă din gazele care trec prin conductă, atunci când gazele în echilibru ajung la un robinet de scurgere sau la o supapă de reținere (unde se produce o turbulență și o răcire locală) echilibrul se strică, criohidrații încep să se formeze și să se depună. Fenomenul este prevenit dacă există un exces de inhibitor sau dacă lichidul este evacuat din interiorul conductei.

Dacă se face condensarea, separarea și evacuarea hidrocarburilor grele și a apei, prin deshidratarea avansată a gazelor, injecția de inhibitori nu mai este necesară.

Acțiunea de inhibitare este mai eficace când inhibitorul este introdus în formă de vapori. În acest caz se obține o scădere mai pronunțată a temperaturii de formare a criohidraților.

Cantitatea de alcool metilic care servește ca inhibitor este, de obicei, cuprinsă între .

2.4.7 Combaterea criohidraților

Depistarea momentului în care începe formarea criohidraților, mai înainte ca să se înceapă dezvoltarea și stabilizarea acestora este de foarte mare importanță. Prin injetarea imediată de inhibitori în exces, criohidrații se descompun.

Pentru injectarea de inhibitori antigel se utilizează pompe sau lubricatoare speciale.

Combaterea criohidraților în cazul unei conducte înghețate.

În cazul unei conducte înghețate, când gazele încă mai circulă, conducta este scoasă din funcțiune și se izolează de restul sistemului de transport, prin închiderea ventilelor de secționare. Presiunea se reduce la valoarea presiunii atmosferice prin evacuarea gazelor la ambele capete. Se lasă conducta în repaus absolut minimum 24 h (în raport cu volumul criohidraților formați). Se încearcă, apoi, dislocarea și evacuarea dopurilor de criohidrați prin introducerea în conductă a unui jet de gaze calde, lipsite de umiditate, în care s-a injectat și o substanță antigelantă.

După eliminarea criohidraților, conducta se suflă în continuare cu gaze pentru eliminarea totală a dopurilor de lichide.

Mai înainte de a se stabili cirulația normală a gazelor ce se transportă, se injectează în conductă o cantitate de substanță antigel care să circule pe întreaga conductă.

În cazul existenței în conductă a unui dop de gheață, reducerea presiunii se face pe ambele fețe ale dopului în același timp pentru a se evita crearea unor presiuni diferențiale periculoase.

În cazul unei conducte înghețate, când gazele nu mai circulă, deblocarea conductei, în asemenea situație, este foarte dificilă. Astfel, de exemplu, într-o conductă de , circulația gazelor a fost întreruptă de formarea unor dopuri de gheață și criohidrați (în amestec și separat). După evacuarea presiunii, la amebele capete ale conductei, s-a lăsat conducta în repaus 48 h, după care, s-a obținut o slabă circulație a gazelor. După evacuarea gazelor, conducta a fost lăsată din nou în repaus 48 h. S-a încercat iar evacuarea dopurilor de gheață și a criohidraților prin șocuri de presiune; fără rezultat. Nici injecția de substanțe antigel nu a avut un efect semnificativ, circulația gazelor continuând să rămână extrem de redusă.

Conducta a fost pusă în funcțiune numai după ce a fost tăiată în punctele unde dopurile solide au ajuns până la diametrul conductei. Dopurile au fost eliminate prin suflări repetate cu gaze calde sub presiune.

S-a constatat că blocurile masive extrase din conductă s-au topit complet după 24 h (temperatura atmosferică 278-283 K). Existența criohidraților în blocurile de gheață a fost evidențiată prin aprinderea gazelor rezultate din descompunerea criohidraților.

Acest mod de înghețare a conductei este posibil numai în prezența unei cantități mari de apă liberă, neevacuată la timp. Dopurile lichide s-au format pe terase cu pante pozitive, unde erau menținute de circulația gazelor și nu în punctele cele mai joase ale conductei, de unde apa era evacuată în mod periodic.

În general, pentru combaterea criohidraților se procedează astfel:

se descarcă conducta de presiune;

se lasă în repaus un timp determinat;

se circulă gaze calde, deshidratate, în care s-au injectat substanțe anticongelante;

se ridică temperatura conductei.

De la caz la caz, în funcție de diversele condiții locale aceste procedee pot fi aplicate separat sau combinat.

Combaterea criohidraților în cazul unei sonde de gaze.

Pentru combaterea criohidraților formați în sondele de gaze se pot folosi următoarele metode:

ridicarea temperaturii în sondă;

reducerea presiunii;

introducerea de inhibitori.

Tehnologia aplicării inhibitorilor poate fi realizată prin:

introducerea continuă a soluției anticongelante în curentul de gaze;

introducerea periodică a soluției anticongelante la talpa sondei.

În cazul în care în sondă s-a format deja un dop de gheață care a determinat oprirea producției se introduce, deasupra dopului, o soluție de inhibitor, se lasă sonda în pauză de reacție, se scurge presiunea, se introduce din nou soluția de inhibitor și operația se repetă până ce dopul se descompune integral și procesul de producție este reluat cu parametrii apropiați de cei potențiali.

Asigurarea funcționării neîntrerupte a unei rețele de conducte colectoare și magistrale de transport gaz constituie o condiție obligatorie pentru industria de gaze.

Dacă în perioada caldă a anului (din luna mai până în luna septembrie), când temperatura solului, la adâncimea de îngropare a conductelor, este de peste 279 K, apa transportată odată cu gazele nu provoacă dificultăți deosebite în exploatarea conductelor, în perioada rece a anului însă, apa liberă din conducte formează dopuri de criohidrați în anumite condiții de temperatură și presiune, dopuri care adeseori provoacă întreruperea completă a circulației gazului. Apa din conducte poate proveni din condensarea vaporilor de apă, care saturează gazele sau poate fi antrenată de gaze din strat sub formă liberă, precum și din separatoarele sondelor.

La presiunea medie de 4,6 MPa (uzuală în transportul gazului metan), de exemplu, temperatura limită de formare a criohidraților de metan este de 279 K în timp ce la presiunea de 2,5 MPa, temperatura limită scade la 273 K.

Temperatura de formare a criohidraților de metan este dată în diagrama din fig. 2.16, la presiuni de 2,2-7 MPa.

Menținerea gazului din conductele magistrale la temperaturi superioare celor de formare a criohidraților de metan, impune încălziri repetate ale gazului la temperaturi de 293-298 K, întrucât gazul încălzit se răcește repede în urma schimbului de căldură cu solul, ceea ce conduce la un consum mare de combustibil. Din acest motiv, apare mai indicată reducerea conținutului de apă din gaz, la pornirea din schelă, încât la gazul introdus în conducta magistrală de transport, punctul de rouă să fie inferior temperaturii minime pe care o va atinge gazul în conductă.

Dacă se consideră, de exemplu, presiunea de plecare a gazului din schelă de 4,6 MPa și temperatura de 291 K, gazul saturat în aceste condiții conține 170 g apă la 1.000 m3 gaz. Dacă se reduce conținutul de apă la 67 g la 1.000 m3 gaz, punctul de rouă al gazului, la presiunea d 4,6 MPa, va fi de 268 K (fig. 2.17). Deci, numai la temperaturi inferioare acesteia se vor produce criohidrați de metan. Cum însă temperatura gazului din conducte nu scade sub 275 K, nu va exista pericol de condensare.

În fig. 2.17 se dă umiditatea la saturație a gazului metan pentru presiunile de 4,6; 3 și 2 MPa, la temperaturi de 268-303 K.

Figura 2. 16 Temperatura limită maximă de formare a criohidraților de metan între 2,2-7 MPa.

Figura 2.17 Umiditatea de saturație a metanolului.

CAPITOLUL 3

Calculul coloanei de absorbție a apei din gaze

3.1. Descrierea procesului tehnologic

Acest capitol cuprinde determinarea necesarului de echilibre teoretice, calcularea diametrului și înălțimii absorberului echipat cu talere cu clopoței și cu umplutură structurată.

3.2. Date de proiectare

Mai jos sunt prezentate valorile pentru realizarea calcului tehnologic al coloanei de absorbție a apei din gaze.

Tabelul 3.1. Date de proiectare.

3.3. Calculul numărului de trepte teoretice

În acest caz, se folosește metoda grafică McCabe- Thiele.

Curba de echilibru și dreapta de operare, în prezentarea grafică, constituie suportul metodei. Pentru condițiile date, ecuația de echilibru va fi:

(3.1)

unde: concentrații

constanta de echilibru.

Această ecuație (3.1), permite calcularea și reprezentarea grafică a curbei de echilibru în sistemul de axe (Y, X).

Ecuația de bilanț pe component scrisă sub forma:

, (3.2)

reprezintă ecuația liniei de operare, în sistemul de axe (Y, N), aceasta este o dreaptă care trece prin punctele și .

Figura 3.1. Punctele de rouă ale gazelor în echilibru cu soluțiile de TEG la diferite temperaturi de contact.

Din figura 3.1 rezultă pentru obținerea unui punct de rouă final de -20șC, la temperatura medie de contact de 40șC, trebuie să se foloseasca o soluție de TEG de concentrație 99,8%.

La temperaturile de -20șC și 40șC, din figura 3.2 rezultă următoarele valori pentru umiditatea gazului natural:

Pentru 40șC;

Pentru -20șC;

Debitul de apă absorbit va fi:

(3.3)

Gradul de uscare se calculează astfel:

(3.4)

Știind rația de TEG se poate calcula debitul de soluție de TEG, precum și concentrațiile acestuia la intrarea și ieșirea din coloană:

(3.5)

Figura 3.2. Umiditatea efectivă a gazelor naturale în funcție de presiune și temperatură.

(3.6)

Pentru calculul curbei de echilibru se aleg valori arbitare pentru , cuprinse între și , iar din graficele 3.1 și 3.2 se vor citii punctele de rouă și umiditatea acestora.

Tabelul 3.2. Datele de echilibru pentru trasarea numărului de echilibre teoretice.

Concentrațiile soluției de TEG, raporate la și concentrația maximă de 99,8% gr:

Calculul fracției molare de apă în fază gazoasă se calculează folosind umiditățiile citite anterior din grafice:

Se reprezintă grafic datele de echilibru din tabelul 3.2 și dreapta de operare ce trece prin punctul de coordonate și și se trasează numărul de echilibre teoretice .

Numărul de echilibre teoretice va fi:

talere teoretice

3.4. Diametrul coloanei de absorbție

Pentru mărirea transferului de masă, coloanele industriale de absorbție sunt prevăzute cu diferire dispozitive interne de contactare a celor două fluxuri în contracurent.

Deși, există o varietate mare a acestor dispozitive, ele se pot grupa în două categorii, cum ar fi dispozitive de tip taler și dispozitive de tip umpluturi, iar în funcție de tipul dispozitivului utilizat, coloanele de absorbție se împart și ele la rândul lor în coloane cu talere și coloane cu umplutură.

3.4.1 Coloana de absorbție cu talere cu clopoței

Talerul cu clopoței este cel mai vechi și cunoscut tip de taler.

Pâna în anul 1950, talerele cu clopoței au constituit un dispozitiv etalon în industria chimică și de prelucrare a petrolului. Pe parcurs, ele au fost înlocuite cu talerele de tip sită și de cele cu supapă.

Principalele cauze ale acestei înlocuiri au fost:

costul mult mai ridicat al talerelor cu clopoței (de 2/3 ori față de talerul de tip sită);

tendința de colectare a particulelor solide și a murdăriei;

gradientul mare de lichid pe taler.

Există, totuși, unele cazuri speciale și unele avantaje care justifică utilizarea talerului cu clopoței, cum sunt:

coloanele cu sarcini foarte mici de lichid;

coloanele la care raportul dintre sarcina maximă de vapori ( la punctul de încărcare ) și cea minimă de operare ( care este limitată de scăderea bruscă a eficacității ) este foarte mare: .

Capacitatea coloanelor cu clopoței este determinată de doi factori:

viteza vaporilor ascendenți;

viteza lichidului.

Acești factori sunt limitativi. O viteză excesivă a vaporilor prin coloană produce antrenarea mecanică a lichidului de pe talere și contaminarea produsului de vârf cu componenți mai grei ( deci, scăderea eficacității talerelor ); dacă viteza depășește o anumită limită, cunoscută sub numele de viteză maximă admisibilă sau viteză de înecare, antrenările devin așa de mari încât deversorul nu mai poate asigura scurgerea lichidului, iar coloana se îneacă.

Criteriul antrenării mecanice a fost propus pentru prima dată în stabilirea vitezei maxime admisibile de Sanders și Brown. Forma finală a corelației a fost dată de cei doi autori prin expresia:

(3.7)

unde: – vitaza maximă admisibilă a vaporilor în secțiunea liberă a coloanei Ac, ;

– densitatea lichidului, respectiv a vaporilor, ;

– factorul sau coeficientul de capacitate sau de viteză, .

Experimental, autorii au găsit că valoarea lui este funcție de distanța dintre talere ( de obicei între 0,4-0,5 ) și de tensiunea superficială.

Fair și Matthews au corelat influența debitului de lichid prin așa numitul parametru de flux , sau funcția lui Sherwood, a cărei expresie este:

(3.8)

unde: – debitele masice de lichid și vapori,

Debitul de gaz:

La 40șC și 40 bar, debitul de gaze va fi:

Se alege spațiul dintre talere și închiderea hidraulică și se citește din graficul 125 [ 1 ] coeficientul de capacitate pentru tensiunea superficială .

Din grafic rezultă:

Se calculează viteza maximă admisibilă:

(3.9)

Vieza admisibilă a vaporilor se calculează cu formula:

(3.10)

Din legea continuității se determină diametrul coloanei:

(3.11)

(3.12)

(3.13)

Știind că eficacitatea talerelor cu clopoței este de 0,25 și cunoscând numărul de talere teoretice, se poate calcula numărul de talere practice, cu următoarea formulă:

(3.14)

unde: – eficacitatea talerelor cu clopoței;

– numărul de talere teoretice;

– numărul de talere practice.

talere practice

3.4.2 Coloana de absorbție cu umplutură structurată

Umplutura constiuie cea de-a doua categorie a dispozitivelor interne de contact al celor două faze în contracurent.

Umplutura structurată are următoarele avantaje:

dă rezultate bune la rații mici de reflux;

îmbunătățește transferul de masă;

căderea de presiune pe fiecare treaptă teoretică este extrem de mică;

mărește capacitatea instalației;

reduce pericolul de producere a spumării.

Umplutura structurată este constituită dintr-o serie de plăci de oțel inoxidabil, perforate, foarte apropiate unele de altele, cu suprafețele “încrețite”, ce fac un unghi de 30-40ș cu orizontala. Ele sunt îngrămădite în paralel pentru a forma o structură regulate pe tot diametrul coloanei.

Diametrul unei coloane de absorbție cu umplutură structurată este redus cu la 30% față de cel al unei coloane cu talere cu clopoței.

Diametrul coloanei de absorbție cu talere cu clopoței este:

De aici, va rezulta diametrul coloanei de absorbție cu umplutură structurată:

3.5. Înălțimea coloanei de absorbție

3.5.1 Coloana de absorbție cu talere cu clopoței

Înălțimea coloanei de absorbție se calculează cu următoarea formula:

(3.15)

unde: – numărul de talere practice;

– distanța dintre talere, ;

– înălțimea zonei de vârf, ;

– înălțimea zonei din bază, .

Considerăm și . Înălțimea coloanei de absorbție echipată cu talere cu clopoței va fi:

3.5.2 Coloana de absorbție cu umplutură structurată

Se calculează factorul de încărcare:

(3.15)

Conform graficului din figura 3.4, se poate afla înălțimea echivalentă a unui taler theoretic ( IETI ).

Figura 3.4. Determinare talere

Din grafice rezultă:

Înălțimea minimă a umpluturii va fi:

(3.16)

Înălțimea reală a umpluturii va fi:

(3.17)

unde: – eficacitatea umpluturii structurate

Deci, înălțimea coloanei va fi:

(3.18)

3.6. Calculul diametrului și înălțimii coloanei de regenerare a soluției de TEG

Regenerarea soluției de TEG se face parțial în coloana de distilare și parțial într-un striper extern ce folosește gaz de stripare.

Din datele de literatură, rezultă că folosirea unei rații de gaz de stripare de , duce la obținerea unei concentrații a glicolului regenerat de 99,85 %gr.

Diametrul coloanei de stripare ce folosește o umplutură oarecare poate fi calculat cu formula:

(3.19)

unde: – debit de TEG, gal/h

Diamnetrul coloanei de stripare ce folosește umplutură structurată este mai redus cu 30% față de cel al unei coloane cu umplutură oarecare.

Înălțimea umpluturii structurate folosită în coloana de regenerare a glicolului și în coloana de stripare este egală cu înălțimea umpluturii structurate din coloana de absorbție, deoarece numărul de trepte necesare regenerării este egal cu numărul de trepte necesare absorbției.

Deci, înălțimea totală a umpluturii este:

Conform datelor practice, umplutura se repartizează în cele două coloane de regenerare a glicolului și de stripare, după cum urmează:

coloana de regenerare a glicolului:

coloana de stripare:

Astfel, coloana de stripare va avea înălțimea:

3.7. Calculul pierderii de absorbant

Se calculează factorul de încărcare sau coeficientul de capacitate din diametrul coloanei și debitul de gaz, conform relațiilor:

(3.20)

unde: – debitul de gaz, ;

– densitatea lichidului și a gazului, ;

– aria coloanei, .

(3.21)

Pentru a ne putea încadra în graficul din figura 3.5, se va reduce debitul de gaz de 25 ori și se citește valoarea pierderii de glicol.

Figura 3.5.Încărcare glicol-gaze naturale

Din grafice, rezultă următoarele pierderi de glicoli pentru colana de absorbție cu talere, respetiv cu umplutură:

coloană cu talere cu clopoței:

coloană cu umplutură:

În concluzie, se poate spune că folosirea umpluturii structurate în instalațiile de deshidratare cu TEG, duce la scăderea scantității de absorbant antrenate, ceea ce este în conformitate cu datele de literatură studiate.

CAPITOLUL 4

Simularea CHEMCAD

4.1. Date introductive

Pentru a simula o instalație de tratare a gazelor naturale (uscare) cu trietilglicol.

Componenți utilizați în instalație sunt:

a. Azot,

b. Hidrogen sulfurat,

c. Metan

d. Etan,

e. Propan,

f. Isobutan

g. N-butan

h. Isopentan

i. N-pentan,

j. N-hexan

k. N-heptan,

l. Apa,

m.Trietilenglicol.

Caracteristicile chimice sunt date în Anexa 1.

Instalația creată este formată din echipamentele:

a. Coloana de distilare,

b. Separator de gaze,

c. Pompa,

d. Schimbator de caldura,

e. Amestecator.

CHEMCAD 6.5.6 Page 1

Simulation: TEG Date: 06/12/2016 Time: 21:06:31

FLOWSHEET SUMMARY

Equipment Label Stream Numbers

1 TOWR 16 1 -2 -8

2 FLAS 8 -7 -9

3 HTXR 9 12 -10 -13

4 SCDS REGENERATOR 10 6 -5 -11

5 TOWR DISTILARE 11 4 -6 -12

6 PUMP 13 -14

7 HTXR 14 -15

8 SREF 15 -16

9 DIVI 2 -3 -4

Stream Connections

Stream Equipment Stream Equipment Stream Equipment

From To From To From To

1 1 7 2 13 3 6

2 1 9 8 1 2 14 6 7

3 9 9 2 3 15 7 8

4 9 5 10 3 4 16 8 1

5 4 11 4 5

6 5 4 12 5 3

Stream and Unitop Links

Stream 16 is changed by Stream Reference 8

Figura 4.1. Instalația de uscare gaze cu trietienglicol

5.2. Datele de simulare

CHEMCAD 6.5.6 Page 1

Simulation: TEG Date: 06/12/2016 Time: 21:11:17

FLOW SUMMARIES:

Stream No. 1 2 3 4

Stream Name GAZE BOGATE GAZE USCATE

Temp C 30.0000* 32.2627 32.2627 32.2627

Pres bar 35.0000* 35.0000 35.0000 35.0000

Enth kcal/h -4.8445E+008 -4.8084E+008 -4.8075E+008 -89993.

Vapor mole frac. 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000

Total kmol/h 19232.0000 19159.7051 19156.0742 3.5859

Total kg/h 417483.2500 414425.5313 414347.2813 77.5635

Total std L m3/h 1098.7847 1093.9833 1093.7765 0.2047

Total std V m3/h 431059.25 429438.84 429357.47 80.37

Flow rates in kmol/h

Nitrogen 24.0000 23.9969 23.9924 0.0045

Carbon Dioxide 1700.0000 1694.2677 1693.9500 0.3171

Hydrogen Sulfide 450.0000 445.2038 445.1200 0.0833

Methane 15000.0000 14992.5459 14989.7002 2.8060

Ethane 1100.0000 1096.7461 1096.5400 0.2053

Propane 400.0000 396.5790 396.5050 0.0742

I-Butane 150.0000 147.7828 147.7550 0.0277

N-Butane 180.0000 175.6118 175.5790 0.0329

I-Pentane 100.0000 95.4697 95.4518 0.0179

N-Pentane 52.0000 48.8756 48.8665 0.0091

N-Hexane 35.0000 30.5018 30.4961 0.0057

N-Heptane 17.0000 11.7718 11.7696 0.0022

Water 24.0000 0.3483 0.3482 0.0001

Triglycol 0.0000 0.0014 0.0014 0.0000

CHEMCAD 6.5.6 Page 2

Simulation: TEG Date: 06/12/2016 Time: 21:11:17

FLOW SUMMARIES:

Stream No. 5 6 7 8

Stream Name GAZE BOGATE

Temp C 76.7894 201.6498 27.1413 31.0287

Pres bar 1.0000 1.1000 5.0000 35.0000

Enth kcal/h -2.5342E+006 -3.5071E+005 -6.0752E+005 -2.0128E+007

Vapor mole frac. 1.0000 1.0000 1.0000 0.00000

Total kmol/h 58.5051 7.2686 17.3811 159.0972

Total kg/h 2574.4814 220.1852 561.0496 15862.3701

Total std L m3/h 3.8899 0.3372 1.1166 16.1578

Total std V m3/h 1311.31 162.92 389.57 3565.95

Flow rates in kmol/h

Nitrogen 0.0045 0.0044 0.0031 0.0031

Carbon Dioxide 2.4344 0.3020 3.6149 5.7504

Hydrogen Sulfide 3.2927 0.0747 1.5868 4.8065

Methane 3.2562 2.7459 7.0050 7.5278

Ethane 1.3367 0.1939 2.1226 3.2675

Propane 2.2704 0.0669 1.2249 3.4298

I-Butane 1.7443 0.0238 0.5006 2.2219

N-Butane 3.7870 0.0275 0.6341 4.3950

I-Pentane 4.2051 0.0150 0.3431 4.5357

N-Pentane 2.9578 0.0084 0.1757 3.1275

N-Hexane 4.3961 0.0149 0.1078 4.5026

N-Heptane 5.1844 0.0611 0.0461 5.2485

Water 23.6352 3.1843 0.0166 25.2551

Triglycol 0.0002 0.5456 0.0000 85.0259

CHEMCAD 6.5.6 Page 3

Simulation: TEG Date: 06/12/2016 Time: 21:11:17

FLOW SUMMARIES:

Stream No. 9 10 11 12

Stream Name GLICOL BOGA

Temp C 27.1413 144.0000 204.4444 198.5567

Pres bar 5.0000 4.8621 1.1000 1.1300

Enth kcal/h -1.9520E+007 -1.8470E+007 -1.5715E+007 -1.5454E+007

Vapor mole frac. 0.00000 0.15212 0.00000 0.00000

Total kmol/h 141.7161 141.7161 90.4795 86.7968

Total kg/h 15301.3223 15301.3223 12947.0234 12804.4014

Total std L m3/h 15.0412 15.0412 11.4884 11.3560

Total std V m3/h 3176.37 3176.37 2027.98 1945.43

Flow rates in kmol/h

Nitrogen 0.0001 0.0001 0.0000 0.0001

Carbon Dioxide 2.1355 2.1355 0.0030 0.0182

Hydrogen Sulfide 3.2197 3.2197 0.0017 0.0103

Methane 0.5227 0.5227 0.0124 0.0725

Ethane 1.1450 1.1450 0.0022 0.0136

Propane 2.2049 2.2049 0.0014 0.0088

I-Butane 1.7213 1.7213 0.0008 0.0046

N-Butane 3.7609 3.7609 0.0015 0.0068

I-Pentane 4.1925 4.1925 0.0025 0.0053

N-Pentane 2.9518 2.9518 0.0024 0.0031

N-Hexane 4.3948 4.3948 0.0135 0.0044

N-Heptane 5.2024 5.2024 0.0792 0.0202

Water 25.2385 25.2385 4.7875 1.6033

Triglycol 85.0259 85.0259 85.5713 85.0257

CHEMCAD 6.5.6 Page 4

Simulation: TEG Date: 06/12/2016 Time: 21:11:17

FLOW SUMMARIES:

Stream No. 13 14 15

Stream Name

Temp C 45.0503 45.2386 41.0000

Pres bar 0.7853 42.0000 42.0000

Enth kcal/h -1.6505E+007 -1.6491E+007 -1.6517E+007

Vapor mole frac. 0.00000 0.00000 0.00000

Total kmol/h 86.7968 86.7968 86.7968

Total kg/h 12804.4014 12804.4014 12804.4014

Total std L m3/h 11.3560 11.3560 11.3560

Total std V m3/h 1945.43 1945.43 1945.43

Flow rates in kmol/h

Nitrogen 0.0001 0.0001 0.0001

Carbon Dioxide 0.0182 0.0182 0.0182

Hydrogen Sulfide 0.0103 0.0103 0.0103

Methane 0.0725 0.0725 0.0725

Ethane 0.0136 0.0136 0.0136

Propane 0.0088 0.0088 0.0088

I-Butane 0.0046 0.0046 0.0046

N-Butane 0.0068 0.0068 0.0068

I-Pentane 0.0053 0.0053 0.0053

N-Pentane 0.0031 0.0031 0.0031

N-Hexane 0.0044 0.0044 0.0044

N-Heptane 0.0202 0.0202 0.0202

Water 1.6033 1.6033 1.6033

Triglycol 85.0257 85.0257 85.0257

Gazele bogate intră într-o instalație de distilare cu triglicol (TEG) cu 24 kmol/h apă.

După prima etapă se realizează o amestecare a gazelor bogate cu TEG care va fi tratat într-o instalație de separare.

Din coloană pe conducta 2 va trece gaz bogat cu apă puțină 0,34 kmol/h.

În separator prin detenta gazelor pe conducta 7 vor trece gaze bogate cu 0,016 kmol/h apă.

Apa cu urme de glicol și mai ales cu gaze bogate vor fi prelucrate (TEG va fi regenerat) în două coloane de distilare unde se separă apa de TEG.

În a doua coloana de distilare se separar glicolul.

Regenerarea se realizează cu gaze uscate.

Instalația creata ne-a ajutat sa determinăm cu precizie modul de uscare a gazelor cu ajutorul TEG-ului.

Simularea adsorției apei de către TEG este următoarea.

CHEMCAD 6.5.6 Page 1

Simulation: TEG Date: 06/12/2016 Time: 21:29:13

XY data for Water / Triglycol

K-value model: TEG

Mole Fractions

T Deg C P bar X1 Y1

288.41696 1.01325 0.00000 0.00000

209.95987 1.01325 0.05000 0.89362

181.68552 1.01325 0.10000 0.96360

165.65472 1.01325 0.15000 0.98205

154.67197 1.01325 0.20000 0.98955

146.38670 1.01325 0.25000 0.99333

139.76511 1.01325 0.30000 0.99549

134.26801 1.01325 0.35000 0.99683

129.58098 1.01325 0.40000 0.99771

125.50581 1.01325 0.45000 0.99832

121.90992 1.01325 0.50000 0.99875

118.70062 1.01325 0.55000 0.99907

115.81068 1.01325 0.60000 0.99930

113.18989 1.01325 0.65000 0.99948

110.79979 1.01325 0.70000 0.99962

108.61032 1.01325 0.75000 0.99972

106.59759 1.01325 0.80000 0.99981

104.74219 1.01325 0.85000 0.99987

103.02828 1.01325 0.90000 0.99993

101.44296 1.01325 0.95000 0.99997

99.97462 1.01325 1.00000 1.00000

Figura 4.2. Variația amestecului apă/TEG

Figura 4.2. Variația amestecului apă/TEG

CAPITOLUL 5

Norme de securitatea muncii

Normele de securitatea muncii sunt conforme legislației în vigoare [23].

5.1. Manipularea, depozitarea, folosirea TEG și pentru exploatarea instalațiilor de introducerea acestuia ca inhibitor în conducte de gazolină și gaze lichefiate

Art.1. Proprietăți chimice și fizice ale etilenglicol:

Etilenglicol este un lichid incolor, inflamabil, are un miros slab alcoolic, se amestecă cu apa în orice proporție.

Art.2. Condiții de recepție:

Din butoaiele și baloanele de sticlă, mostrele se iau din maximum 10% din numărul lor, după ce conținutul a fost omogenizat prin agitație.

Luarea mostrelor se execută cu ajutorul unui tub de sticlă cu diametrul de cca. 15 mm introdus în așa fel ca să se umple din întreaga înalțime a stratului de cauciuc. Nu este permisă aspirația cu gura.

Ambalajele vor fi prevăzute cu câte o etichetă specială care să atragă atenția asupra toxicității produsului și pericolului de incendiu.

Art.3. Actiunea fiziologică:

Etilenglicol este o substanță foarte otrăvitoare, înghițirea unei cantități mici duce la vătămarea nervului optic producând orbirea sau chiar moartea.

Inhalarea îndelungată a vaporilor, duce la aceleași semne de intoxicare ca și când persoana respectivă ar fi băut alcool.

Concentrația maximă admisibilă de vapori în atmosfera zonei de lucru nu trebuie să depășească 0.05 mg/l ( 50 mg/m3 ).

Art.4. Măsuri de protecție:

Spațiile în care există vapori de etilenglicol trebuie bine aerisite când se manipulează acest produs. Manipulantul este obligat să poarte ochelari de protecție, mănuși de cauciuc și în caz de accident mască de gaze cu filtre.

Dacă se varsă etilenglicol, locul se va spăla cu multă apă caldă, iar în cazul îmbibării îmbrăcămintei cu etilenglicol, trebuie dezbrăcat imediat și corpul spălat cu apă și săpun.

Este interzis în zonele de depozitare, fumatul, întrebuințarea focului deschis sau provocarea de scântei cu scule sau scântei electrice.

Toate conductele, cisternele și rezervoarele trebuiesc legate la rețeaua de împământare.

Art.5. Prim ajutor:

Intoxicatul se scoate la aer curat, se acoperă pentru a-l feri de răceală. În caz de oprire a respirației se va face respirație artificială.

Dacă a ajuns metanolul în ochi, se va spăla ochiul timp de 10 minute cu apă și accidentatul se prezintă la medic.

La înghițirea de metanol, atât timp cât victima nu și-a pierdut cunoștinta se fortează să vomite prin înghițirea de apă sărată, caldă și se va trimite de urgență la medic.

5.2. Măsuri S.S.M. privind transportul, depozitarea, manipularea etilenglicolului și injectarea acestuia ca inhibitor la depozitele de gazolină

Art.6. Transportul etilenglicolului de la uzinele producătoare până la depozitele de gazolină se face în butoaie metalice cu cercuri, bine închise și sigilate, cu mașinile autorizate de poliție respectiv ARR și însoțite de o persoană care să cunoască foarte bine caracteristicile metanolului. Butoaiele vor fi fixate prin ghidaje de platforma camionului. Se va solicita obligatoriu fisa tehnică de securitate a etilenglicolului.

Art.7. Dacă din cauza deteriorării ambalajelor în timpul transportului sau din alte cauze, etilenglicolul s-ar vărsa pe drum, șoferul este obligat ca imediat să oprească autovehicolul și împreună cu persoana care îl însoțește să avertizeze pe cei din jur să ia măsurile necesare pentru izolare, anunțând de cele întâmplate organul de poliție cel mai apropiat. În plus șoferii ce fac astfel de transporturi sunt obligați:

Să conducă vehiculul fără să-i provoace șocuri;

Să nu fumeze în timpul transportului sau să aprindă focuri la opriri și staționări, la o distanță mai mică de 50 m de vehicul;

Să nu lase vehiculul cu încărcătură fără supraveghere;

Să nu lase vehiculul încărcat în garaj;

Să nu aibă în autovehicul, rezerve de combustibil în afară de cele care se păstrează în rezervoarele sau ambalajele de combustibil;

Să nu depășeasăa alte vehicule cu excepția celor staționate și să nu remorcheze autovehiculele rămase în pană;

Să respecte instrucțiunile, normativele, indicațiile șefului de garaj, precum și indicațiile date în autorizațiile de transport și fișa tehnică de securitate a produsului.

5.3. Instalația pentru inhibitarea etilenglicol

Art.18. Instalația se compune din următoarele: o baracă metalică care permite depozitarea metanolului necesar procesului tehnologic pe timp de o lună, un vas intermediar de gaze având ca scop depozitarea gazelor cu ajutorul cărora se golește butoiul de etilenglicol, precum și vasul lubricator.

Art.19. Vasul de etilenglicol este de tip mobil și se compune dintr-un vas de presiune cu armăturile necesare pentru încărcarea inhibitorului, introducerea lui în conductă, golirea vasului și pentru introducerea de gaze în scopul creerii în vas a unei presiuni superioare presiunii între tancul de gazolină și tragerea pompei. El este prevăzut cu supapă de siguranță reglată la 25 kg/m2 sticla de nivel în manometru.

Art.20. Injecția se va face în tragerea pompei conform instrucțiunilor tehnologice, adică 1-2 litri etilenglicol pentru tona de gazolină. Cantitatea de etilenglicol la injecție se poate modifica în funcție de dificultățile întâmpinate pe conducta de gazolină. Cantitatea modificată va fi precizată de conducerea societății.

5.4. Dezghețarea sondelor și a conductelor de gaze

Art. 84. – (1) Dezghețarea capului de erupție – robinete, niple duze reglabile și fixe, armături sub presiune, în vederea manevrării normale, se face numai cu cârpe înmuiate în apă caldă.

(2) Se interzice folosirea oricăror mijloace cu foc sau care produc scântei.

Art. 85. – Operațiile de dezghețare a sondelor vor fi executate numai în baza unor programe de lucru care vor cuprinde, pentru fiecare caz în parte, instrucțiuni specifice de protecție a muncii.

Art. 86. – În timpul operației de pompare a metanolului se va întrerupe curentul electric, circulația auto și focurile din zonă.

Art. 87. – Personalul care lucrează la încărcarea, transportul, descărcarea, depozitarea și manipularea metanolului, va fi instruit asupra pericolului de orbire și de moarte pe care îl prezintă acest produs și va purta echipamentul individual de protecție necesar (ochelari, mănuși si șorțuri de cauciuc) .

Art. 88. – Pentru prevenirea unor sustrageri de metanol, rampa și baraca cu recipienți va fi special construită și va fi păzită permanent, iar produsul va fi odorizat cu petrol lampant.

Art. 89. – Se vor lua măsuri contra împrăștierii de metanol atât la manipulare cât și la scurgerea (lentă) a produsului din lubricator, în timpul evacuării gazelor sub presiune, pentru a feri personalul de execuție de contactul cu fluidul refulat.

Art. 90. – (1) Evidența consumului de metanol se va face de către o persoană instruită special.

(2) Cantitățile neconsumate la operație, se vor transporta imediat la magazie (depozit) .

(3) Atât la depozit, rampă cât și baraca sondei și recipienții cu alcool (glicol) vor fi vizibil inscripționate cu mențiunea: "otravă", "pericol de moarte", "pericol de explozie", "pericol de incendiu".

Art. 91. – La dezghețarea capului de erupție și a instalațiilor anexe de la sondă, se interzice:

aprinderea focurilor, fumatul, utilizarea aparatelor de sudură sau execuția altor lucrări care ar putea provoca scântei sau flame în zona expusă gazelor și lichidelor;

purjarea de gaze sau lichid în zona în care jetul ar putea lovi obstacole, dacă acestea nu pot fi îndepărtate;

lovirea sau forțarea porțiunilor din instalații rămase sub presiune;

demontarea de duze, flanșe, la care într-o parte laterală a dispozitivului de închidere au rămas fluide sub presiune. În astfel de cazuri, se vor izola gazele cu un alt robinet din instalație, iar cel la care se lucrează, va fi scos complet de sub presiune;

lucrul cu scule care pot provoca scântei;

efectuarea operațiilor de dezghețare fără program stabilit și aprobat de conducerea tehnică a schelei și fără asistență tehnică cu calificare corespunzătoare.

Art. 92. – În timpul nopții, se va lăsa pauza de dezghețare. În cazul în care situația de la sondă impune lucrul pe timp de noapte, se va asigura un iluminat corespunzător antiex precum și asistență tehnică competentă în permanență.

Art. 93. – (1) Dezghețarea conductelor se va efectua prin izolarea tronsonului respectiv din robinetele de secționare, evacuarea presiunii prin refulatoare (ținând seama de pericolele menționate la articolele precedente) și lăsarea în pauză.

(2) Evacuarea aerului după dezghețarea dopului, se va face încet, prin controlul amestecului aer-gaze, pentru a nu se atinge limita inferioară a amestecului exploziv. Se vor respecta prevederile de prevenire a exploziilor și incendiilor în zona de lucru.

Art. 94. – La omorârea sondelor de gaze se vor respecta prevederile din "Normele specifice de securitate a muncii pentru extracția țițeiului".

5.5. Reducerea presiunii

Art. 95. – Instalațiile de reglare se montează în aer liber sau în clădiri în care să fie asigurată o ventilație naturală permanentă, în vederea evacuării scăpărilor de gaze. În scopul funcționării corecte a regulatoarelor de gaze, înainte de a intra în instalația de reglare, trebuie să fie curatate și în acest sens se procedeaza astfel:

prizarea instalațiilor de reglare să se facă din punctele cele mai ridicate ale conductei, unde circulă gazele curate;

se montează instalații de separatoare și filtre de praf pentru reținerea impurităților lichide și solide antrenate de gaze. Impuritățiile acumulate vor fi evacuate periodic, conform instrucțiunilor de lucru.

Art. 96. – (1) Instalațiile de reglare montate în aer liber vor fi împrejmuite, interzicându-se accesul persoanelor străine în incinta lor.

(2) Pe gardul împrejmuirii sau pe ușa clădirii, când acestea se montează în clădiri, se vor afișa plăcuțe avertizoare, pe care se vor înscrie: "pericol de explozie!", "intrarea cu foc strict oprită!".

Art. 97. – În funcție de presiunea în mm coloana de apă a arzătoarelor utilizate la diferitele agregate sau instalații de încălzire, precum și debitul acestora, se stabilește și se dimensionează instalația de reglare și tipul regulatoarelor utilizate, numărul treptelor de reglare, la stabilirea cărora intervine și presiunea de intrare și ieșire.

Art. 98.  Instalația de reglare a presiunii va fi prevăzută cu:

robinete de intrare și ieșire, care să ofere posibilitatea secționării ei în caz de avarie;

bypass;

supape de siguranță;

manometre pe fiecare treaptă de reglare;

regulator care se va monta între două robinete (pe intrare și ieșire);

supape de siguranță care se instalează obligatoriu în orice instalație de reglare a presiunii, și care vor fi cu evacuare la exterior (de pereții clădirilor);

capătul liber al conductei de reglare va fi dirijat în jos, pentru a se feri de înfundare cu dopuri de gheață sau apă.

Art. 99. – Nu se admite menținerea în funcțiune a unei instalații de reglare a presiunii cu elemente diferite (regulatoare, supape, ventile) și la care reglarea presiunii în limite valorice prescrise nu se mai poate realiza sau funcționarea instalației pe direct. În cazul defectării regulatoarelor, acestea se vor secționa și schimba imediat sau repara.

Art. 100. – (1) La intrarea în arzător sau pe rampa arzătorului, atunci când acestea sunt mai multe la un agregat, se vor monta două robinete sau două canale, din care una de manevră și una de siguranță, iar pe intrarea în fiecare arzător, dacă sunt mai multe, se va monta ventil de închidere sau cană. Aceasta va asigura, în funcție de necesitate, reducerea sau mărirea debitului de gaze și a cantiăații de căldură.

(2) Robinetele de manevră și siguranță, vor fi astfel instalate, încat manevrarea lor să se poată face concomitent cu supravegherea aprinderii focului.

Art. 101. – La punerea în funcțiune, instalațiile de reglare se vor completa cu manometru, eventual termometru, armăturile se vor manevra la închidere și deschidere de câteva ori și se va face reglarea regulatoarelor.

Art. 102. – (1) Remedierea defectelor la instalațiile de reglare se vor face după un program stabilit de către șeful formației de lucru și aprobate după caz, de șeful de secție.

(2) Lucrările de remediere prin sudură se execută numai cu instalații scoase complet de sub presiune și cu luarea măsurilor de securitate a muncii si PSI specifice, măsuri care, vor fi consemnate și în programul de lucru întocmit cu această ocazie și aprobat de către cei în drept.

Art. 103. – (1) În cazul înghețării regulatoarelor, care conduc la întreruperi sau la dereglarea alimentării cu gaze combustibile a consumatorilor, se vor lua măsuri imediate de dezghețare, numai cu apă caldă, abur sau obiecte încălzite, interzicându-se utilizarea unor surse cu flacără.

(2) Se va instrui personalul ca, în perioada cât regulatorul este înghețat, să nu se facă încercări de reglare a acestuia. După dezghețare și restabilirea funcționării normale, se vor face reglaje necesare, urmărindu-se încadrarea în presiunea prescrisă.

(3) Preventiv, acolo unde la instalațiile de reducerea presiunii nu sunt asigurate condiții de încălzire, pe timp friguros, se vor menține pe regulatoarele de înaltă presiune, unde detenta este mare, obiecte încălzite.

Art. 104. – (1) Se interzice funcționarea cu instalații de reglare a presiunii defecte.

(2) Ori de câte ori se observă după manometrele de pe rampă sau din modul în care sunt alimentate arzătoarele, că regulatoarele nu funcționează corect, se va trece, după caz, la dezghețarea instalației, la reparația și verificarea regulatorului sau atunci, când defecțiunea nu se poate remedia pe loc, la înlocuirea celui defect.

(3) Pe durata verificărilor sau reparației, alimentarea se va efectua prin bypassul instalației de reglare. Oprirea gazelor se va face pe ventilul de intrare.

Art. 105. – Modificările în instalațiile de reducere a presiunii gazului combustibil se fac numai conform unei documentații tehnice avizate.

Art. 106. Verificările instalației de reglare se vor face:

cu ocazia apariției unor defecte;

periodic-anual, conform graficelor de revizii;

Operațiile de revizie completă a unei instalații de reglare constau din:

verificarea aparaturii de măsura și control;

verificarea și demontarea regulatorului;

verificarea filtrelor și separatoarelor montate în amonte de instalația de reglare;

verificarea armăturilor sub aspectul etanșeității;

verificarea modului de funcționare a regulatoarelor, reglarea lor.

Art. 107. – (1) Este interzisă menținerea în funcțiune a instalațiilor de reducere a presiunii gazelor, care prezintă defecțiuni, (regulatoare defecte, scăpări de gaze, ventile blocate sau înghețate) și cu aparatură de măsură lipsă.

(2) Oprirea gazelor se va face întodeauna de la ventilul de intrare în instalația de reglare.

Concluzii generale

Gazele naturale conțin fracții grele condensabile, țiței, apă sub formă de vapori, apă liberă și particule din roca magazin.

Dacă într-o fază de exploatare a zăcământului nu se respectă tehnologia de extracție, gazele naturale antrenează particule din roca magazin sau din componența fluidului cu care s-a forat sonda, apă de zăcământ, lichide provenite din fluidele de simulare a producției, etc..

Aceste elemente sunt nedorite în conductele de transport gaze și trebuie separate în zona de livrare a gazelor naturale către sistemul de transport.

Elementele cele mai des întâlnite sunt:

a. apa liberă,

b. apa sub formă de vapori,

c. particule din fluidul de foraj și roca magazin,

Aceste particule solide și lichide, dacă nu sunt eliminate, pot crea situații nedorite cum ar fi:

Obturarea parțială a conductelor, cu diminuarea corespunzătoare a capacității de transport sau chiar blocarea unor conducte,

Creșterea numărului de defecte datorită coroziunii interne a conductelor, datorată apei și compușilor agresivi din gaze,

Pierderi importante de gaze în procesul de refulare a impurităților din conducte, a procesului de degajarea dopurilor de gheață,

Utilizarea stațiilor de compresoare a gazelor naturale numai pentru invingerea rezistențelor hidraulice locale, suplimentarea puterii motoarelor electrice necesară învingerii impurităților lichide și gazoase, deci un consum suplimentar de energie.

Tocmai de aceea în lucrarea de față am studiat posibilitățile de eliminare a criohidraților gazelor naturale.

În capitolul I am prezentat criohidrații din gazele naturale, pornind de la structura și proprietățile lor până la istoricul descoperii acestora.

De asemenea am analizat ecuațiile de stare ce descriu cel mai bine umiditatea gazelor naturale.

Un subcapitol l-am dedicat tehnicilor de uscare a gazelor naturale, analizânt calitativ și cantitativ toate metodele existente în practică.

Am prezentat tehnicile mai importante:

uscare prin comprimare și/sau răcire;

uscare prin adsorbție pe substanțe solide active (silicagel, alumină activată, site moleculare);

uscare prin absorbție în lichide higroscopice (glicoli, ).

Adsorția pe substanțe solide active este prezentată întrun subcapitol, analizând și modul de funcționare a unei stații de tratare.

Analiza stației de tratare cu site moleculare a fost realizată pornind de la toate etapele de urmărire și control a acesteia, scopul subcapitolului fiind de a realiza o analiză tehnică, inginerească a tehnicii de tratare.

Ultimul subcapitol l-am dedicat analizei uscării gazelor cu substanțe higoscopice.

Sunt prezentate avantajele utilizării glicolului și anume:

stabilitate bună la temperaturi ridicate (temperatura de descompunere este de 206șC);

regenerare eficientă la temperaturi ridicate. Se obțin concentrații de TEG de 99,9%;

pierderi mici prin evaporare;

costuri scăzute ale echipamentului instalației și costuri mici de operare.

Dezavantajele sunt:

este coroziv în prezența aerului (oxidat);

sunt greu de obținut valori sub -32șC ale punctului de rouă al gazului, această temperatură fiind insuficient de joasă pentru procesele criogenice care necesită, din acest motiv, desicanți solizi.

De asemenea am prezentat și chimismul tehnologiei și modul de optimizare a acestuia.

În capitolul 2 am analizat sistemul de transport gaze naturale.

De asemenea am introdus un capitol special dedicat criohidraților (condițiile de formare a hidraților, prevenirea formării hidraților în conductele de transport și modul de combatere a hidraților).

Un capitol special este dedicat modului de calcul al unei instalații de tratare cu TEG și anume determinarea necesarului de echilibre teoretice, calcularea diametrului și înălțimii absorberului echipat cu talere cu clopoței și cu umplutură structurată.

Se poate spune că folosirea umpluturii structurate în instalațiile de deshidratare cu TEG, duce la scăderea scantității de absorbant antrenate, ceea ce este în conformitate cu datele de literatură studiate.

Umplutura structurată are următoarele avantaje:

dă rezultate bune la rații mici de reflux;

îmbunătățește transferul de masă;

căderea de presiune pe fiecare treaptă teoretică este extrem de mică;

mărește capacitatea instalației;

reduce pericolul de producere a spumării.

Umplutura structurată este constituită dintr-o serie de plăci de oțel inoxidabil, perforate, foarte apropiate unele de altele, cu suprafețele “încrețite”, ce fac un unghi de 30-40ș cu orizontala. Ele sunt îngrămădite în paralel pentru a forma o structură regulate pe tot diametrul coloanei.

Diametrul unei coloane de absorbție cu umplutură structurată este redus cu la 30% față de cel al unei coloane cu talere cu clopoței.

De asemenea am studiat și talerul cu clopoței care este cel mai vechi și cunoscut tip de taler.

Pâna în anul 1950, talerele cu clopoței au constituit un dispozitiv etalon în industria chimică și de prelucrare a petrolului. Pe parcurs, ele au fost înlocuite cu talerele de tip sită și de cele cu supapă.

Principalele cauze ale acestei înlocuiri au fost:

costul mult mai ridicat al talerelor cu clopoței (de 2/3 ori față de talerul de tip sită);

tendința de colectare a particulelor solide și a murdăriei;

gradientul mare de lichid pe taler.

Există, totuși, unele cazuri speciale și unele avantaje care justifică utilizarea talerului cu clopoței, cum sunt:

coloanele cu sarcini foarte mici de lichid;

coloanele la care raportul dintre sarcina maximă de vapori ( la punctul de încărcare ) și cea minimă de operare ( care este limitată de scăderea bruscă a eficacității ) este foarte mare: .

În capitolul 4 am prezentat o simulare în limbajul CHEMCAD a tratării gazelor cu TEG.

Instalația aleasă de mine constă într-o coloană de tratare a gazelor cu TEG și două coloane de regenerare a glicolului.

Modelarea ne-a arătat că la o presiune de 35 atm și o temperatură de 30 °C, separarea se realizează fără probleme într-o coloană cu triglicol, apa fiind eliminată de la 24 kmol/h la 0,348 kmol/h.

Am prezentat toate componentele alese de mine în instalație precum și substanțele chimice utilizate.

Ultimul capitol prezintă normele de securitate în muncă.

Analiza instalațiilor de uscare a gazelor ne-a arătat următoarele concluzii:

instalațiile cu TEG sunt cel mai ușor de construit și operat,

TEG este un produs biodegradabil,

TEG se regenerează fiind înlocuit o dată la 4 ani,

Nu se depozitează TEG-ul în zona instalației (nefiind necesar decât completarea eventualelor pierderi),

Instalațiile de uscare cu cărbune activ nu mai sunt utilizate deoarece sunt consumatoare de energie (regenerarea cărbunilor activi trebuie realizată cu benzină nestaurată),

De asemenea tehnicile de separare prin metode criogenice este utilizată pentru recuperarea căldurii din gazele de ardere și mai ales pentru lichefierea gazelor naturale.

Lucrarea prezintă tehnicile de eliminare a umidității din gazele naturale bogate și reprezintă o cercetare complexă a literaturii de specialitate.

BIBLIOGRAFIE

Simescu N., Chisăliță D., Proiectarea, construirea și exploatarea conductelor magistrale de transport gaze naturale, Editura Universității Lucian Blaga Sibiu, 2001, pg. 161-164,

Pușcoiu N., Extracția gazelor naturale, Editura tehnică, București, 1986, pg. 385-402,

https://en.wikipedia.org/wiki/Humphry_Davy,

http://www.bbc.com/news/business-27021610,

http://www.pet.hw.ac.uk/research/hydrate/hydrates_why.cfm,

Chiș T., Transportul produselor petroliere prin conducte- Îndrumar de proiectare, Editura PIM, Iași, 2015, pg.10-20,

TRANSGAZ S.A. Calitatea gazelor naturale, transgaz.ro/ro/informații-clienți/calitatea-gazelor,

Andrew Lonero How are Methane Hydrates Formed, Preserved, and Released?, http://hilo.hawaii.edu/academics/hohonu/documents/vol07x10howaremethanehydratesformed….pdf,

Ruppel, Carolyn. Tapping Methane Hydrates for Unconventional Natural Gas. Elements; June 2007. v. 3; no. 3; 3/9/08. p. 193-199,

E. G. Hammerschmidt, Formation of Gas Hydrates in Natural Gas Transmission Lines, Ind. Eng. Chem., 1934, 26 (8), pp 851–855,DOI: 10.1021/ie50296a010, Publication Date: August 1934

Chiș T., Transfer de căldură, Editura PIM, Iași, 2016, pg.10-20,

https://ro.wikipedia.org/wiki/Punct_de_rou%C4%83,

The dehydration and sweetening of natural gas, http://www.ipt.ntnu.no/~jsg/undervisning/naturgass/parlaktuna/Chap7.pdf,

Hassan A.A. Farag, Mustafa Mohamed Ezzat, Hoda Amer, Adel William Nashed, Natural gas dehydration by desiccant materials, doi:10.1016/j.aej.2011.01.020, Alexandria Engineering Journal, Volume 50, Issue 4, December 2011, Pages 431–439

Adsorbents for Process Applications, https://grace.com/general-industrial/en-us/Documents/sylobead_br_E_2010_f100222_web.pdf,

Chorng H. Twu, Advanced Equation of State Method for Modeling TEG-Water for Glycol Gas Dehydration Article in Fluid Phase Equilibria 228-229:213-221 · February 2005 with 291 Reads Impact Factor: 2.20 · DOI: 10.1016/j.fluid.2004.09.031,

Natural gas dehydration unit with triethylene glycol, Pro Sim Simulation,

Michelsen M.L. A modified Huron-Vidal mixing rule for cubic Equation of state Fluid Phase Equilibria, 60, pp. 213-219 (1990),

Dahl S. Michelsen, M.L, AIChE Journal, 1990, Vol. 36, p 1829-1836,

T.F. Anderson, J.M. Prausnitz Application of the UNIQUAC equation to calculation of multicomponent phase-equilibria. 1-Vaporliquid equilibria. Industrial & Engineering Chemistry Process Design & Development, 1978, Vol. 17, No 4, p. 552- 560,

James A. Kean, Harry M. Turner, Brian C. Price , Structured packing proven superior for teg gas drying, http://www.ogj.com/articles/print/volume-89/issue-38/in-this-issue/gas-processing/structured-packing-proven-superior-for-teg-gas-drying.html,

N.Kasiri, Sh.Hormozdi, Improving performance of absorption tower in natural gas dehydration process, European Symposium on Computer Aided Process Engineering – 15 L. Puigjaner and A. Espuña (Editors), 2005 Elsevier Science B.V.,

Norme de securitatea muncii în industria de transport gaze naturale, http://www.iprotectiamuncii.ro/norme-protectia-muncii/nssm-44,

Read Gas Dehydration Units," Read Process Engineering AS, Nesbru, Norway.

"GPSA Engineering Data Book," Section 20, Dehydration, 10th ed. Gas Processors Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma 1987.

Kohl, A., Nielsen, R., "Gas Purification," 5th ed., Gulf Publications 1997.

Selstø, E.T., "Simulering av gasstørkeanlegg (Simulation of gas dehydration units)," M.Sc. thesis, Telemark University College, Porsgrunn 2001.

Hernandez-Valencia, V.N, Hlavinka, M.W., Bullin, J.A., "Design Glycol Units for Maximum Efficiency," Proc. 71st Ann. Convention of Gas Processors Association, p310, Tulsa 1992.

Billington, P., "Verification of the process control system for the Asgard B mono-ethylene-glycol (MEG) regeneration module using dynamic simulation software," Hyprotech 2000, Amsterdam November 6th-10th, 2000.

Øi, L.E., "Calculation of Dehydration Absorbers Based on Improved Phase Equilibrium Data," Proc. 78th Ann. Convention of Gas Processors Association, p32, Nashville 1999.

Anexa 1

Caracteristici produse chimice simulate

CHEMCAD 6.5.6 Page 1

Simulation: TEG Date: 06/12/2016 Time: 20:52:56

Formula: C6H14O4 trietilglicol

Molecular Weight : 150.175

Critical Temperature : 496.35 C

Critical Pressure : 33.2 bar

Critical Volume : 0.443 m3/kmol

Melting point : -7.360002 C

Normal boiling point : 288.35 C

IG heat of formation : -173186.6 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -116078.8 kcal/kmol

Acentric factor : 0.7587

Solubility parameter : 24960 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 5.576141 debyes

Radius of Gyration : 4.71e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 0 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 19.269 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0

UNIQUAC area parameter : 4.888

UNIQUAC volume parameter : 5.5942

Wilson molar volume : 133.2

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 0

API gravity : 0

Specific gravity 60 F : 1.12855

Physical Properties for Ethane (ID 3)

Formula: C2H6

Molecular Weight : 30.07

Critical Temperature : 32.27999 C

Critical Pressure : 48.83864 bar

Critical Volume : 0.1467 m3/kmol

Melting point : -182.8 C

Normal boiling point : -88.6 C

IG heat of formation : -20027.17 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -7631.104 kcal/kmol

Acentric factor : 0.099

Solubility parameter : 12375 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 1.826e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 3512.714 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 7.88 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.106

UNIQUAC area parameter : 0

UNIQUAC volume parameter : 0

Wilson molar volume : 0

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2793

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 18.38

API gravity : 265.5

Specific gravity 60 F : 0.3564

Physical Properties for Nitrogen (ID 46)

Formula: N2

Molecular Weight : 28.014

Critical Temperature : -146.95 C

Critical Pressure : 33.9388 bar

Critical Volume : 0.08859999 m3/kmol

Melting point : -210 C

Normal boiling point : -195.8 C

IG heat of formation : 0 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : 0 kcal/kmol

Acentric factor : 0.045

Solubility parameter : 9081.9 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 5.471e-011 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 1332.133 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 2.534 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0

UNIQUAC area parameter : 0

UNIQUAC volume parameter : 0

Wilson molar volume : 0

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2906

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 6.415

API gravity : 0

Specific gravity 60 F : 0.8081

Physical Properties for Carbon Dioxide (ID 49)

Formula: CO2

Molecular Weight : 44.01

Critical Temperature : 31.05 C

Critical Pressure : 73.81525 bar

Critical Volume : 0.092863 m3/kmol

Melting point : -56.57 C

Normal boiling point : -78.48 C

IG heat of formation : -93990.36 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -94202.93 kcal/kmol

Acentric factor : 0.231

Solubility parameter : 14564 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 1.04e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 4097.334 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 6.365 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0

UNIQUAC area parameter : 0

UNIQUAC volume parameter : 0

Wilson molar volume : 0

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2745

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 0

API gravity : 0

Specific gravity 60 F : 0.827

Physical Properties for Hydrogen Sulfide (ID 50)

Formula: H2S

Molecular Weight : 34.0758

Critical Temperature : 100.4 C

Critical Pressure : 90.0779 bar

Critical Volume : 0.09849 m3/kmol

Melting point : -85.46999 C

Normal boiling point : -60.34999 C

IG heat of formation : -4927.376 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -7986.983 kcal/kmol

Acentric factor : 0.1

Solubility parameter : 18000 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0.9700087 debyes

Radius of Gyration : 6.384e-011 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 4457.1 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 5.081 cc/mol

Molecular diameter : 3.49 angstroms

Modified acentric factor : 0

UNIQUAC area parameter : 0

UNIQUAC volume parameter : 0

Wilson molar volume : 0

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.285

Polar parameter : 0.21

Eps/K : 343

Watson factor : 9.192

API gravity : 0

Specific gravity 60 F : 0.7901

Electrolyte Data (at 25C):

Electrolyte state : 0

Electrolyte type : 0

Electrolyte charge : 0

Std heat of formation : -9493.618 kcal/kmol

Std Gibbs of formation : -6655.525 kcal/kmol

Standard entropy : 28.98052 kcal/kmol-C

Standard heat capacity : 0 kcal/kmol-C

Physical Properties for Methane (ID 2)

Formula: CH4

Molecular Weight : 16.043

Critical Temperature : -82.52 C

Critical Pressure : 46.00154 bar

Critical Volume : 0.099418 m3/kmol

Melting point : -182.48 C

Normal boiling point : -161.49 C

IG heat of formation : -17877.56 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -12138.11 kcal/kmol

Acentric factor : 0.01

Solubility parameter : 11618 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 1.118e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 1953.729 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 5 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0

UNIQUAC area parameter : 0

UNIQUAC volume parameter : 0

Wilson molar volume : 0

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2876

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 19.54

API gravity : 340

Specific gravity 60 F : 0.3

Physical Properties for Propane (ID 4)

Formula: C3H8

Molecular Weight : 44.096

Critical Temperature : 96.67001 C

Critical Pressure : 42.4957 bar

Critical Volume : 0.20083 m3/kmol

Melting point : -187.69 C

Normal boiling point : -42.05 C

IG heat of formation : -25002.31 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -5827.822 kcal/kmol

Acentric factor : 0.153

Solubility parameter : 13091 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 2.431e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 4484.082 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 10.35 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.154

UNIQUAC area parameter : 0

UNIQUAC volume parameter : 0

Wilson molar volume : 0

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2763

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 14.71

API gravity : 147.2

Specific gravity 60 F : 0.5077

Electrolyte Data (at 25C):

Electrolyte state : 0

Electrolyte type : 0

Electrolyte charge : 0

Std heat of formation : 0 kcal/kmol

Std Gibbs of formation : 0 kcal/kmol

Standard entropy : 0 kcal/kmol-C

Standard heat capacity : 0 kcal/kmol-C

Physical Properties for I-Butane (ID 5)

Formula: C4H10

Molecular Weight : 58.123

Critical Temperature : 134.98 C

Critical Pressure : 36.47699 bar

Critical Volume : 0.263 m3/kmol

Melting point : -159.61 C

Normal boiling point : -11.72 C

IG heat of formation : -32048.25 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -4958.426 kcal/kmol

Acentric factor : 0.177

Solubility parameter : 14027 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0.1320017 debyes

Radius of Gyration : 2.948e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 5086.689 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 13.37 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.182

UNIQUAC area parameter : 2.772

UNIQUAC volume parameter : 3.1502

Wilson molar volume : 104.3

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.275

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 13.82

API gravity : 119.8

Specific gravity 60 F : 0.5631

Physical Properties for N-Butane (ID 6)

Formula: C4H10

Molecular Weight : 58.123

Critical Temperature : 152.01 C

Critical Pressure : 37.99687 bar

Critical Volume : 0.25458 m3/kmol

Melting point : -138.29 C

Normal boiling point : -0.5000061 C

IG heat of formation : -30010.9 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -3955.276 kcal/kmol

Acentric factor : 0.201

Solubility parameter : 14453 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 2.886e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 5348.519 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 13 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.195

UNIQUAC area parameter : 2.776

UNIQUAC volume parameter : 3.151

Wilson molar volume : 100.37

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2728

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 13.51

API gravity : 110.6

Specific gravity 60 F : 0.5844

Physical Properties for I-Pentane (ID 7)

Formula: C5H12

Molecular Weight : 72.15

Critical Temperature : 187.24 C

Critical Pressure : 33.81215 bar

Critical Volume : 0.30485 m3/kmol

Melting point : -159.9 C

Normal boiling point : 27.83999 C

IG heat of formation : -36536.14 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -3176.641 kcal/kmol

Acentric factor : 0.229

Solubility parameter : 13858 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0.129999 debyes

Radius of Gyration : 3.324e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 5896.163 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 15.36 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.21

UNIQUAC area parameter : 3.312

UNIQUAC volume parameter : 3.8245

Wilson molar volume : 117.37

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2716

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 13.06

API gravity : 95.73

Specific gravity 60 F : 0.6227

Physical Properties for N-Pentane (ID 8)

Formula: C5H12

Molecular Weight : 72.15

Critical Temperature : 196.51 C

Critical Pressure : 33.69056 bar

Critical Volume : 0.31244 m3/kmol

Melting point : -129.73 C

Normal boiling point : 36.07 C

IG heat of formation : -35040.98 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -2094.672 kcal/kmol

Acentric factor : 0.251

Solubility parameter : 14439 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 3.337e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 6155.994 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 15.27 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.239

UNIQUAC area parameter : 3.3159

UNIQUAC volume parameter : 3.8254

Wilson molar volume : 116.11

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2685

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 13.04

API gravity : 92.84

Specific gravity 60 F : 0.63073

Physical Properties for N-Hexane (ID 10)

Formula: C6H14

Molecular Weight : 86.177

Critical Temperature : 234.15 C

Critical Pressure : 29.68822 bar

Critical Volume : 0.3712297 m3/kmol

Melting point : -95.31 C

Normal boiling point : 68.73002 C

IG heat of formation : -39872.82 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -15.85557 kcal/kmol

Acentric factor : 0.294

Solubility parameter : 14987.99 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 3.769e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 6891.507 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 17.64 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.293

UNIQUAC area parameter : 3.8559

UNIQUAC volume parameter : 4.4998

Wilson molar volume : 131.61

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2635

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 12.82

API gravity : 81.6

Specific gravity 60 F : 0.6633

Physical Properties for N-Heptane (ID 11)

Formula: C7H16

Molecular Weight : 100.204

Critical Temperature : 266.99 C

Critical Pressure : 27.40841 bar

Critical Volume : 0.42729 m3/kmol

Melting point : -90.57999 C

Normal boiling point : 98.43 C

IG heat of formation : -44819.3 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : 1946.588 kcal/kmol

Acentric factor : 0.35

Solubility parameter : 15208 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 0 debyes

Radius of Gyration : 4.173e-010 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 7571.073 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 20.05 cc/mol

Molecular diameter : 0 angstroms

Modified acentric factor : 0.34

UNIQUAC area parameter : 4.3958

UNIQUAC volume parameter : 5.1742

Wilson molar volume : 147.47

Stiel polar factor : 0

Rackett constant : 0.2611

Polar parameter : 0

Eps/K : 0

Watson factor : 12.72

API gravity : 74.1

Specific gravity 60 F : 0.6882

Physical Properties for Water (ID 62)

Formula: H2O

Molecular Weight : 18.015

Critical Temperature : 374.2 C

Critical Pressure : 221.1823 bar

Critical Volume : 0.063494 m3/kmol

Melting point : 7.459852e-006 C

Normal boiling point : 100 C

IG heat of formation : -57757.54 kcal/kmol

IG Gibbs of formation : -54597.62 kcal/kmol

Acentric factor : 0.348

Solubility parameter : 47813 (J/m3)**0.5

Dipole moment : 1.84999 debyes

Radius of Gyration : 6.15e-011 m

Mean avg. boiling point : 0 C

Heat of vaporization : 9710.68 kcal/kmol

API net heating value : 0 kcal/kmol

API gross heating value : 0 kcal/kmol

Liquid volume constant : 2.552 cc/mol

Molecular diameter : 2.52 angstroms

Modified acentric factor : 0

UNIQUAC area parameter : 1.3997

UNIQUAC volume parameter : 0.92

Wilson molar volume : 18.069

Stiel polar factor : 0.023

Rackett constant : 0

Polar parameter : 1

Eps/K : 775

Watson factor : 0

API gravity : 0

Specific gravity 60 F : 1

Electrolyte Data (at 25C):

Electrolyte state : 0

Electrolyte type : 0

Electrolyte charge : 0

Std heat of formation : -68269.28 kcal/kmol

Std Gibbs of formation : -56649.1 kcal/kmol

Standard entropy : 16.69878 kcal/kmol-C

Standard heat capacity : 17.98291 kcal/kmol-C