0 làm khô khí

Công nghệ làm khô khí

1

08CDHH GROUP

Share t

www.SinhVienHoaHoc.Net

www.DienDanCntp.com

www.SinhVienCntp.Com

http://HuFi.Co.Cc

http://www.sinhvienhoahoc.net/

http://www.diendancntp.com/

http://www.sinhviencntp.com/

http://hufi.co.cc/


2

Lời giới thiệu

Khí thiên nhiên và khí đồng hành đang ngày càng được sử dụng rộng rãi ở khắp

nơi trên thế giới từ các nước công nghiệp phát triển ở Châu Âu đến các nước đang

phát triển ở Nam Mỹ và Châu Á, mà cách riêng ở Việt Nam với nhiều ứng dụng trong

các ngành công nghiệp, nguyên – nhiên liệu.... Vì vậy các mỏ khí ngày càng được

quan tâm và khai thác. Công nghệ chế biến vì thế cũng ngày càng được nâng cao.

Các mỏ khí và dầu khí thường được phát hiện dưới biển hoặc ở những vùng trũng

nên việc có chứa hơi nước trong thành phần của khí là không thể tránh khỏi. Việc khai

thác cũng đóng vai trò làm tăng hàm lượng nước trong khí thành phần. Nước còn có

thể lẫn trong quá trình làm ngọt (loại bỏ H2S, CO2…). Vì nươc có thể hình thành

Hydrat gây tắc nghẽn đường ống, gây ăn mòn đường ống và thiết bị chế biến khí, gây

ra các phản ứng phụ, tạo bọt hoặc làm mất hoạt tính xúc tác trong các quá trình chế

biến tiếp theo, nên việc loại nước là một công đoạn không thể thiếu trong quy trình

chế biến khí.

Tuy phương pháp hạ xuống điểm sương của nước là đơn giản nhất nhưng việc điều

khiển khá phức tạp. Hiện nay, có ba phương pháp chính để loại nước trong khí là hấp

thụ, hấp phụ và sử dụng chất ức chế. Ngoài ra, còn cách loại nước bằng phương pháp

thẩm thấu nhưng vì yêu cầu kĩ thuật cao của phương pháp nên rất khó khăn để thực

hiện nên ít được sử dụng.

Sau đây là bài báo cáo về “các phương pháp làm khô khí” của nhóm 3 lớp

CD08HH.


3

Mục lục

Lời giới thiệu ...............................................................................................................1

Mục lục .....................................................................................................................2

1. Tính chất của hệ hidrocacbon và nước ....................................................................3

1.1 Hàm ẩm của khí ................................................................................................3

1.2 Các phương pháp xác định hàm ẩm của khí ....................................................3

1.2.1 Sử dụng quan hệ giữa áp suất riêng phần và thành phần lỏng hơi ..........3

1.2.2 Sử dụng các đường thực nghiệm .............................................................4

1.2.3 Hàm ẩm của khí chua ..............................................................................8

1.2.4 Sử dụng phương trình trạng thái xác định hàm ẩm của khí chua ............8

1.3 Ảnh hưởng của Nito và các Hydrocacbon nặng đến hàm ẩm của khí ...........18

1.4. Hàm ẩm cân bằng của các Hydrat .................................................................18

1.5 Sự tạo thành Hydrat ........................................................................................20

1.5.1 Cấu trúc tinh thể hydrat .........................................................................20

1.5.2 Cân bằng quá trình tạo thành hydrat ......................................................21

1.6 Dự đoàn khả năng tạo thành hydrat ...............................................................23

1.6.1 Phương pháp sử dụng hằng số cân bằng rắn – khí Kr-k .........................23

1.6.2 Phương pháp Trekell – Campbell ..........................................................24

2. Các phương pháp hạn chế sự tạo thành hydrat trong quá trình chế biến khí .........34

2.1 Quá trình sấy khí bằng phương pháp hấp thụ ................................................34

2.2 Qua trình sấy khí bằng phương pháp hấp phụ ................................................40

2.3 Sử dụng chất ức chế quá trình tạo hydrat .......................................................42

2.4 Sử dụng phương pháp thẩm thấu khí .............................................................46

Tài liệu tham khảo .....................................................................................................47


4

1. Tính chất của hệ hydrocacbon và nước

1.1 Hàm ẩm của khí

Khí tự nhiên và khí đồng hành khai thác từ các mỏ dưới lòng đất luôn bão hòa

hơi nước hơi nước. Hàm lượng hơi nước có trong hỗn hợp khí phụ thuộc vào áp

suất, nhiệt độ và thành phần khí. Tại mỗi giá trị áp suất và nhiệt độ có thể xác định

được lượng ẩm tối đa của khí. Hàm ẩm tương ứng với trạng thái khí bão hòa hơi

nước được gọi là hàm ẩm cân bằng hay gọi là độ ẩm cân bằng.

Để biểu diễn hàm lượng hơi nước có trong khí, người ta sử dụng hai khái niệm:

độ ẩm tương đối và độ ẩm tuyệt đối. Độ ẩm tuyệt đối là lượng hơi nước có trong

một đơn vị thể tích hoặc một đơn vị khối lượng khí (được biểu diễn bằng g/m3 khí

hoặc g/kg khí). Độ ẩm tương đối là tỷ số giữa khối lượng hơi nước có trong khí và

khối lượng hơi nước tối đa có thể có trong khí ở điều kiện bão hòa (biểu diễn theo

phần trăm hoặc theo phần đơn vị). Nếu giảm nhiệt độ khí bão hòa hơi nước còn áp

suất không đổi, thì một phần hơi nước bị ngưng tụ. Nhiệt độ tại đó hơi nước có

trong không khí bắt đầu ngưng tụ được gọi là điểm sương của khí ẩm tại áp suất đã

cho.

Hàm ẩm của khí phụ thuộc vào áp suất, nhiệt độ của hệ và thần phần hỗn hợp

khí. Có nhiều phương pháp xác định hàm ẩm của khí, trong đó các phương pháp

sau phổ biến:

- Sử dụng quan hệ giữa áp suất riêng phần và thành phần lỏng hơi.

- Sử dụng các đường cong thực nghiệm phụ thuộc của hàm ẩm vào nhiệt độ và

áp suất.

- Hiệu chỉnh các đường cong trên khi có mắt của H2S, CO2, N2.

- Sử dụng phương trình trạng thái P-V-T.

1.2 Các phương pháp xác định hàm ẩm của khí

1.2.1 Sử dụng quan hệ giữa áp suất riêng phần và thành phần lỏng hơi

Trong trường hợp áp suất của hệ thấp, tới 400 kPa, hỗn hợp khí có thể coi là

khí lý tưởng, khi đó có thể áp dụng định luật Raoilt đối với nước:

P . yw = Ph . xw (1.1)


5

Trong đó: P là áp suất tuyệt đối của hệ; yw là phần mol nước trong pha hơi;

Ph là áp suất hơi của nước tại nhiệt độ của hệ; xw là phần mol

nước trong pha lỏng (x = 1).

Phần mol nước trong pha lỏng xw có thể lấy bằng 1, bởi vì pha lỏng không

pha trộn. Như vậy, khi biết áp suất của hệ và áp suất hơi riêng phần của hơi

nước thì có thể tính phần mol của nước trong pha hơi thế đẳng thức trên.

1.2.2 Sử dụng các đường thực nghiệm

Từ đầu những năm 1950, khí tự nhiên sau khi loại các cấu tử nặng và tạp

chất trở thành khí khô ngọt được hóa lỏng thành LNG. Đối với khí tự nhiên

khô ngọt này, logarit của hàm ẩm (log W) phụ thuộc vòa P và T.

Trên hình 1.1 mô tả sự phụ thuộc của log W vào nhiệt độ điểm sương tại áp

suất đã cho. Nồng độ tính bằng khối lượng riêng trên một đơn vị thể tích tiêu

chuẩn được tính chuyển sang phần mol y theo công thức sau:

Kg nước/ 106 m

3 = yw.18 x 41,740

= 751,320 yw

Trong đó: 18 là khối lượng phân tử nước;

41,740 là kmol khí/ 106 m

3 (ở 15

oC và 100 kPa).

Xác định hàm lượng nước trong khí có ý nghĩa rất quan trọng trong tính

toán xác định quá trinh sấy khí, tính toàn lượng nước ngưng tự trong đường

ống dẫn khí…

Giả dụ tại một điểm trên đường cong của hình 1.1, xác định được hàm

lượng nước là 200 kg/106 m

3. Cũng trên đường cong đó dịch xuống phía dưới

xác định được một điểm tương ứng với hàm lượng nước là 100 kg nước ngưng

tụ trên đường ống dẫn 106 m

3 khí. Lượng nước này có thể ở dạng hydrat, ngăn

cản quá trình vận chuyển khí trên đường ống, hoặc gây ăn mòn đường ống và

thiết bị. Quá trình dehydrat hay còn gọi là quá trình sấy khí sẽ làm hạn chế sự

ngưng tụ hơi nước có trong khí.

Hình 1.1 được sử dụng để xác định hàm ẩm cho khí thiên nhiên khô ngọt,

với sai số 6 – 10%. Tuy nhiên sự có mặt của CO2 và H2S trong khí với hàm


6

lượng đáng kể sẽ làm cho kết quả nhận được có sai số lớn hơn. Vì vậy, ứng

dụng thực tế chấp nhận được khi nồng độ CO2 và H2S nhỏ và áp suất thấp.


7


8


9

1.2.3 Hàm ẩm của khí chua

Có mộ vài phương pháp xác định hàm ẩm của khí chứa H2S và CO2. Trong

đó có hai phương pháp hiệu chỉnh với hỗn hợp khí có hàm lượng CO2 và H2S

cao, kết quả nhận được có độ chính xác tương đối cao phù hợp với thực tế,

được sử dụng phổ biến.

1.2.3.1 Phương pháp thứ nhất coi hỗn hợp khí bão hòa hơi nước, hàm

ẩm của hỗn hợp khí là tổng của hàm ẩm của khí ngọt, hàm ẩm của CO2 và

hàm ẩm của H2S. Hàm ẩm của khí chua được tính theo biếu thức sau:

W = y.Whc + y1.W1 + y2.W2

Trong đó: W là hàm ẩm của hỗn hợp khí chua;

Whc là hàm ẩm của khí ngọt xác định từ đồ thị 1a, b;

W1 là hàm ẩm của CO2 xác định từ đồ thị 1.2;

W2 là hàm ẩm của H2S xác định từ đồ thị 1.3;

Y = 1 – y1 – y2.

Y1 là phần mol của CO2;

Y2 là phần mol của H2S.

1.2.3.2 Phương pháp thứ hai coi hỗn hợp là hỗn hợp của methan,

CO2 và H2S. Hàm ẩm cũng được tính theo biểu thức trên, trong đó, hàm

ẩm của CO2 và H2S được xác định từ đồ thị 1.4 và 1.5. Biểu thức trên áp

dụng ở áp suất cao và hàm lượng H2S trên 20%.

1.2.4 Sử dụng phương trình trạng thái xác định hàm ẩm của khí chua

1.2.4.1 Phương pháp sử dụng phương trình trang thái SRK

Đồ thị trên hình 1.6 được xây dựng trên cơ sở tính toán theo phương

trình trạng thái Soave – Redling – Kwong (SRK).

Trong đó: a,b là hằng số tương quan; v là thể tích mol.

(1.3)

(1.2)


10

Phương pháp này thừa nhận giả thuyết coi toàn bộ hydrocacbon trong

khí là methan và hàm ẩm của CO2 bằng 75% hàm ẩm của H2S ở cùng điều

kiện. Vì vậy, để đơn giản tính toán, phần mol CO2 được đổi thành phần mol

H2S. Khi sử dụng đồ thị phần trăm mol CO2 nhân với 0,75 cộng với phần

trăm mol H2S thực của hỗn hợp khí.


11


12


13


14


15


16


17

Hàm ẩm tính theo phương pháp này theo hệ đơn vị Anh:

W = 350 x w

Trong đó, W được tính bằng lbm/MMscf;

w được tính bằng bbl/MMscf, xác định từ đồ thị ở hình 1.6

Hàm ẩm tinh theo đơn vị SI:

W = 5.543 x w

Trong đó, W được tính bằng kg/ 106 m 3;

w được tính bằng bbl/MMscf, xác định từ đồ thị ở hình 1.6

Phương pháp này là phương pháp gần đúng nhanh nhất để xác định hàm

ẩm của khí chua nhờ giả thuyết chuyển đổi phần mol CO2 thành phần mol

H2S theo tỷ lệ 75% đã đơn giản hóa phép tính.

1.2.4.2 Phương pháp sử dụng phương trình trạng thái gần đúng

Phương pháp này do Suresh và Sharma cùng các cộng sự đưa ra trên cơ

sở sử dụng đại lượng khúc xạ của Eykman và các đẳng thức hóa lý áp dụng

cho khí chua. Các phương trình trạng thái gần đúng này là các phương trình

thực nhiệm, có thể tính toàn bằng máy tính điện tử hay tính bằng tay sử

dụng đồ thị 1.7, 1.8, 1.9. Trình tự tính toàn như sau:

Tính nhiệt độ tới hạn và áp suất tới hạn của hỗn hợp, có sử dụng

tham số thứ ba là độ khúc xạ Z. Có nghĩa là phương trình trạng thái ngoài

hai thông số nhiệt độ và áp suất còn có thông số thứ ba là độ khúc xạ

Eykman. Đây là thông số liên hệ giữa chỉ số khúc xạ và phân tử lượng của

phân tử. Chỉ số khúc xạ hay còn gọi là chiết suất của một chất là tỷ số của

ánh sáng trong chân không trên tốc dộ của ánh sáng trong môi trường đó.

Xác định áp suất rút gọn Pt và nhiệt độ rút gọn Tt, của hỗn hợp

khí:

Xác định thông số Z nhờ cách tính nhanh của ERM từ phân tử lượng và

khối lượng riêng của phân đoạn nặng nhất trong hỗn hợp khí đem phân tích.


18

(1.4)

Tìm giá trị hằng số “k” ở giá trị T và P của hệ số từ đồ thị phụ

thuộc của k vào nhiệt độ và áp suất rút gọn của hơi nước trên hình 1.7 được

tính theo phương trình sau:

Trong đó: là áp suất hơi nước ở nhiệt độ T của hỗn hợp;

P là áp suất của hệ;

là fugat của hơi nước ở và T;

là fugat của hơi nước ở P và T;

0,0049 là hằng số thực nghiệm.


19


20


21

Xác định fugat của hơi nước ở ở giá trị T và P của hệ từ đồ

thị phụ thuộc của vào nhiệt độ và áp suất trên hình 1.8 hoặc tính toán từ

các đường cong hệ số fugat ứng với các giá trị nhiệt độ rut gọn và áp suất

rút gọn khác nhau của hơi nước, biểu diễn trên hình 1.9.

Xác định giá trị f/P từ đồ thị hình 1.9 ứng với các giá trị T và P

xác định từ bước 2 ở trên, từ đó tính f.

Xác định hàm ẩm của hỗn hợp khí bằng phương trình sau:

Trong đó: y là phần mol của hơi nước;

Z xác đinh bằng phương pháp EMR mà không xác định bằng

các phương pháp khác.

Kết quả tính toán bằng các phương pháp khác nhau sẽ cho các giá trị

hàm ẩm khác nhau. Vì vậy, để thiết kế thiết bị dehydrat nên sử dụng giá trị

lớn nhất.

Người ta có thể đánh giá độ ẩm hoặc độ bão hòa tương đối của khí trước

khi đưa vào thiết bị dehydrat.

1.3 Ảnh hưởng của Nito và các Hydrocacbon nặng đến hàm ẩm của khí

Nito giữ nước kém hơn methan. Ở áp suất 7,0 MPa, hàm ẩm của Nito nhỏ hơn

hàm ẩm của methan 6-9 %. Chênh lệch đó sẽ tăng khi áp suất tăng.

Ngược lại, sự có mặt của các hydrocacbon nặng lại làm tăng hàm ẩm của khí

và sự chênh lệch này cũng phụ thuộc vào áp suất của hệ, ở áp suất tiêu chuẩn sự

chênh lệch này là nhỏ. Ảnh hưởng của Nito và các hydrocacbon nặng là như nhau

trong nhiều hỗn hợp khí.

1.4. Hàm ẩm cân bằng của các Hydrat

Hình 1.1 ở trên biểu diễn các đường cong phụ thuộc của nhiệt độ điểm sương

vào hàm ẩm ở các áp suất khác nhau của hệ dựa trên cơ sơ coi nước ngung tụ là

pha lỏng. Tuy nhiên, ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ tạo hydrat của khí, pha “ngưng

(1.5)


22

tụ” không phải là lỏng mà là pha rắn được gọi là hydrat. Trạng thái chuyển tiếp từ

lỏng thành hydrat gọi là trạng thái lỏng chưa ổn định, “mearastable”. Đường hàm

ẩm cân bằng của khí – hydrat sẽ nằm phía dưới đường cân bằng khí – mearastable.

Hình 1.10 biểu diễn hàm ẩm của hỗn hợp khí chứa 94,69% CH4 và 5,31% C3H8.

Sự hình thành hydrat phụ thuộc vào nhiều yếu tố: thành phần hỗn hợp khí, sự có

mặt của các chất tạo mầm, nhiệt độ, áp suất, mức độ khuấy trộn… hàm ẩm của khí

phụ thuộc rất nhiều vào thành phần hỗn hợp khí, các số liệu đưa ra trên hình 1.10

không thể ngoại suy cho các hỗn hợp khí có nhiều thành phần khác.

Khi thiết kế ớ đồ công nghệ sấy khí, ví dụ hệ thống thiết bị sấy khí bằng

triethylen glycol, sẽ gặp giá trị điểm sương vô cùng thấp của hỗn hợp khí sau khi

sấy, và như vậy cần phải xác định hàm ẩm cân bằng của khí nhờ các đường hàm

ẩm cân bằng của hỗn hợp khí tương tự như trên hình 1.10. Nếu sử dụng đường


23

metastable sẽ ước lượng hàm ẩm quá thấp tại giá trị điểm sương tương ứng, như vậ

kết quả thiết kế hệ thống sấy khí không thực tế, không thể thực hiện được.

1.5 Sự tạo thành Hydrat

1.5.1 Cấu trúc tinh thể hydrat

Nước có trong hỗn hợp khí luốn luôn tạo thành hydrat với các cấu tử có

trong thành phần hỗn hợp khí. Các hydrat này có cấu trúc tinh thể và về bản

chất là các dung dịch rắn, còn dung môi là các phân tử nước liên kết với nhau

bằng liên kết hydro. Các phân từ hydrocacbon nhẹ (methan, ethan, propan,

butan) thậm nhập vào mạng lưới này tạo thành mạng tinh thể hydrat bền vững.

Về cấu trúc các tinh thể hydrat có hai loại ô mạng cơ sở như mô tả trên hình

1.11.

Các chấm tròn chỉ các phân từ

nước, các đoạn thẳng chỉ liên kết

hydro. Bằng phương pháp nhiễu xạ

Ronghen đã cho thấy cấu trúc tinh

thể hydrat có dạng 12 mặt, mỗi mặt

là hình 5 cạnh. Cấu trúc này có thể

biến đổi thành các dạng 14 mặt (14-

hedron như hình vẽ mô tả cấu trúc I)

và 16 mặt (16-hedron nhưu hình vẽ

mô tả cấu trúc II).

Dạng cấu trúc I (14-hedron) có

hằng số mạng là 12 Amtrong, 46

phân tử nước sắp xếp hình thành 8 lỗ trống, trong đó có 2 lỗ trống ở dạng 12

mặt, 6 lỗ trống còn lại có dạng 14 mặt. Các phân tử methan có thể chui vào bất

kì lỗ trống nào, trong khi các phân tử ethan chỉ có thể chui vào các lỗ trống lớn.

Nhưng cũng có một vài ô mạng không bị các phân tử hydrocacbon chui vào

chiếm chỗ, do các phân tử này có định hướng không phù hợp. Các

hydrocacbon có cấu trúc phân tử cồng kềnh hơn như propan và butan không thể

chui vào các lỗ trống thuộc lợi cấu trúc I này.


24

Dạng ô mạng tinh thể thứ hai, cấu trúc II, 16 mặt, có hằng số mạng là 17

Amtrong. Ô mạng cơ sở chứa 136 phân từ nước. Với cấu trúc chứa 16 lỗ trống

nhỏ dạng 12 mặt và 8 lỗ trống lớn dạng 12 mặt ( có 4 mặt 6 cạnh và 12 mặt 5

cạnh). Dạng cấu trúc II này có thể bẫy được các phân tử lớn như propan, n-

butan, iso-butan.

Ngoài yếu tố kích thước phân tử, yếu tố thứ hai ảnh hưởng đến sự hình

thành hydrat là tính hòa tan trong nước của các hydrocacbon. Sự có mặt của

các tạp chất như H2S, CO2, N2 có ảnh hưởng đáng kể đến sự tạo thành hydrat.

Xét sự tạo thành hydrat của CH4, C3H6 và H2S. Ở một nhiệt độ đã cho,

hydrat methan tinh khiết được tạo thành ở áp suất lớn hơn sơ với các hydrat

propan, mặc dù độ hòa tan trong nước của methan lớn hơn propan, nhưng do

các phân tử methan có độ linh động lớn hơn, chuyển động tự do, vì vậy khó bị

bẫy bởi các ô mạng hydrat. Tương tự như vậy, các phân tử H2S có độ tan trong

nước kém hơn methan nhưng tạo thành cùng một loại cấu trúc hydrat dễ hơn.

Người ta đã xác định một số tinh thể hydrat điển hình: CH4.5,9H2O;

C2H6.8,2H2O; H2S.6,1H2O; CO2.6H2O; N2.6H2O; C3H8.17H2O; iso-

C4H10.17H2O.

n-C4H10 có thể tạo thành hydrat nhưng không bền, dễ bị phân hủy. Tất cả

các parafin lớn hơn butan không tạo thành hydrat.

Hỗn hợp khí tự nhiên dễ tạo thành hydrat hơn các cấu trúc tinh khiết có khả

năng bị gẫy trong cả ba dạng lỗ trống kể trên, do đó mạng lưới tinh thể hydrat

ổn định hơn. Như vậy, hỗn hợp các phân tử có kích thước khác nhau thuận lợi

cho sự hình thành hydrat.

Cá tinh thể hydrat riêng biệt tạo thành trong nước ở trạng thái lỏng. Chỉ

trong điều kiện pha lỏng mới có đủ nồng độ và mức năng lượng cần thiết để tạo

thành liên kết hydro. Những tinh thể hydrat này rất nhỏ, nhưng chúng có thể

phát triển lên thành những tinh thể lớn hơn.

1.5.2 Cân bằng quá trình tạo thành hydrat

Trên hình 1.12 là các đường cong đặc trưng của quá trình tạo thành hydrat

của các cấu tử trong khí thiên nhiên, cho biết điều kiện hình thành hydrat: miền


25

phía dưới và bên phải các đường này không tạo thành các hydrat. Ở giá trị nhiệt

độ nào đầy đường cân bằng trở thành thẳng đứng, giá trị nhiệt độ đó được gọi

là nhiệt độ cực đại của quá trình tạo hydrat của các cấu tử đó.

Hình 1.13 mô tả các đặc tính của hệ propan-nước:

Ở T0 < O

0C (32

0F): tồn tại cả hai đường dạng nước đá và hydrat ở phía trên

đường cong cân bằng, còn ở phái dưới đường cong chỉ có nước đá và hơi.

Ở T0 > O

0C (32

0F): hydrat ở pha rắn chỉ có bên trái đường cong cân bằng

tạo thành hydrat. Nhiệt độ tại ranh giới giữa hai miền là nhiệt độ cực đại tạo

thành hydrat của cấu tử tinh khiết (trong trường hợp này là propan).


26

1.6 Dự đoàn khả năng tạo thành hydrat

Tất cả các phương pháp dự đoán khả năng tạo thành hydrat chỉ áp dụng cho các

hệ khí – nước ở trạng thái cân bằng ổn định và chắc chắn không có hydrocacbon

lỏng và nước đó có mặt trong hệ. Một lượng nhỏ hydrocacbon cũng ảnh hưởng đến

nhiệt độ tạo hydrat.

1.6.1 Phương pháp sử dụng hằng số cân bằng rắn – khí Kr-k

Katz và các cộng sự đã đưa ra phương pháp dùng Kr-k để dự đoán khả năng

tạo thành hydrat. Ở một áp suất nhất định, nhiệt độ tạo hydrat là nhiệt độ tại đó

thỏa mãn điều kiện sau:

Trong đó: yi là phần mol của cấu tử i trong hỗn hợp khí;

Kr-k là hằng số cân bằng pha của các cấu tử, được xác định bằng

đồ thì trên các hình 1.14 đến 1.20.

(1.6)


27

Những phương pháp này có thể áp dụng với trường hợp áp suất của hệ lên

tới 7 MPa (1000 psi). Giá trị Kr-k đối với Nito không xác định. Đối với iso-

butan, n-butan và H2S, Kr-k nhận giá trị nhỏ hơn 1 trong khoảng rộng nhiệt độ

và áp suất.

1.6.2 Phương pháp Trekell – Campbell

Phương pháp của Katz ở trên không tính đến ảnh hưởng của các

hydrocacbon nặng từ C5 trở lên.

Trong Phương pháp Trekell – Campbell, các tác giả coi methan là thành

phần chính, sau đó hiệu chỉnh ảnh hưởng của các hydrocacbon từ C2 đến C4 ở

áp suất khác nhau theo các đồ thị thực nghiệm trên các hình 1.21a đến 1.21g.

Trên hình 1.22 là ảnh hưởng của các dạng không tạo thành hydrat (từ C5H12

trở lên), sự hiệu chỉnh chênh lệch nhiệt độ áp dụng theo biêu thức sau:

Tỷ lệ này càng tăng thì điều kiện tạo thành hydrat của hỗn hợp khí càng khó

khăn hơn, có nghĩa là ∆T nhận giá trị âm.

(1.7)


28

Trình tự tính toán dự đoàn khả năng tạo thành hydrat của hỗn hợp khí như

sau:

1. Ở P = 6,9 MPa (hình 1.21a), xác định nhiệt độ tạo thành hydrat bằng

cách cộng đại số các giá trị chênh lệch nhiệt độ ∆T đọc được trên trục hoành

với nhiệt độ tạo hydrat của methan là 9,5 0C.

2. Sau đó hiệu chỉnh nhiệt độ này với C5+ (nếu có) theo đồ thị trên hình

1.22, trên trục tung biểu diễn cá giá trị phần mol của C5+, các chữ số trên các

đường cong tương ứng với các giá trị của biểu thức 1.7 ở trên, trên trục hoành

sẽ có giá trị (-∆T) cần tìm.

3. Tính tương tự với các giá trị áp suất khác nhở các đồ thị trên các hình

1.21b đến 1.21g.

4. Xây dựng đường cong tạo thành hydrat của hỗn hợp khí ở trên các nhiệt

độ và áp suất đã tính toán.

Chú ý các đường cong trên hình 1.21a đến 1.21g là các đường cong thực

nghiệm nên không thể ngoại suy cho các trường hợp khác.


29


30


31


32


33

Hình 1.21 a. điều kiện tạo hydrat của hỗn hợp khí ở áp suất 6,9 MPa (1000psia) Hình 1.21 b. điều kiện tạo hydrat của hỗn hợp khí ở áp suất 13,8 MPa (2000psia)


34


35


36


37


38


39


40

2. Các phương pháp hạn chế sự tạo thành hydrat trong quá trình chế biến khí

Sự có mặt của nước trong khí có thể tạo các hydrat, cản trở quá trình vận hành của

các thiết bị trong quá trình chế biến khí (như bơm, quạt, máy nén…). Để hạn chế tác

hại của hiện tượng này, khí cần được dehydrat bằng cách sấy khí hoặc trộn tác nhân

ức chế quá trình tạo thành hydrat.

2.1 Quá trình sấy khí bằng phương pháp hấp thụ

Mục đích của quá trình sấy khí là làm giảm hàm lượng nước có trong khí sao

cho áp suất riêng phần của hơi nước nhỏ hơn áp suất hơi bão hòa của hydrat.

Trong công nghệ chế biến khí, có rất nhiều phương pháp làm giảm hàm lượng

ẩm có trong khí được sử dụng. Phương pháp đơn giản nhất là làm lạnh khí ẩm đến

nhiệt độ dưới nhiệt độ điểm sương của hỗn hợp khí. Hơi nước sẽ bị ngưng tụ và

tách khỏi khí dưới dạng những hạt sương. Nhưng trong đa số trường hợp nếu chỉ

làm lạnh sẽ không đủ và khó điều khiển quá trình. Hiện nay các phương pháp hấp

thụ và hấp phụ được sử dụng phổ biến.

Các chất hấp thụ dùng để sấy khí phải đáp ứng được những yêu cầu sau:

Có khả năng hấp thụ hơi nước trong khoảng rộng nồng độ, áp suất, nhiệt độ.

Có áp suất hơi bão hòa thấp để mất mát trong quá trình là ít nhất.

Nhiệt độ sôi khác nhiệt độ sôi của nước để có thể dễ dàng tách nước (dễ dàng

nhả hấp thụ để tái sinh chất hấp thụ).

Độ nhớt thấp đảm bảo tiếp xúc tốt với hỗn hợp khí trong thiết bị hấp thụ, thiết

bị trao đổi nhiệt…

Có độ chọn lọc cao đối với các cấu tử có mặt trong khí, nghĩa là có khả năng

hấp thụ hơi nước cao, đồng thời khả năng hòa tan thấp các hydrocacbon trong khí.

Tính ăn mòn kém.

Khả năng tạo bọt kém khí tiếp xúc với dòng khí.

Có độ bền nhiệt và bền oxy hóa cao.

Không độc hại cho người làm việc, không gây ô nhiễm môi trường.

Giá thành rẻ.

Những chất hấp thụ thỏa mãn các yếu cầu trên được sử dụng phổ biến là

glycerin, các glycol như ethylen glycol (EG), diethylen glycol (DEG), triethylen


41

glycol (TEG), propylene glycol (PG)… Glycerin đã được sử dụng từ năm 1929.

Ethylen glycol được sử dụng trong ccoong nghiệp đầu tiên vào năm 1936. Một số

tính chất hóa lý quan trọng của các glycol xem ở bảng 2.1.

Bảng 2.1 Một số tính chất hóa lý quan trọng của các glycol

Phương pháp hấp thụ để sấy khí được sử dụng rông rãi hơn cả vì sơ đồ thiết bị

đơn giản, dễ tính toán thiết kế, dễ vận hành, quá trình liên tục nên có thể tự dộng

hóa, giá thành thiết bị thấp, ít tiêu hao tác nhân sấy khí, các chất hấp thụ dễ chế

tạo. Các rượu hai chức này hòa tan hoàn toàn trong nước với bất kì tỷ lệ nào, các

dung dịch này không ăn mòn, cho phép dùng kim loại rẻ tiền để chế tạo thiết bị.

Một tính chất quan trọng của các glycol có khả năng làm giảm nhiệt độ đông đặc

của dung dịch nước. Trên hình 2.3 là các đường cong nhiệt độ đông của các dung

dịch glycol có nồng độ khác nhau. Tính chất này cho phép có thể dùng dung dịch

nước của các glycol làm chất hấp thụ nước ở nhiệt độ ẩm.

So với DEG và TEG, dung dich EG có nhiệt độ đông đặc thấp, khả năng ngăn

ngừa sự tạo hydrat cao nhất, độ nhớt thấp nhất nhưng độ hòa tan của các

hydrocacabon trong EG cao hơn do đó khả năng mất mát trong quá trình làm việc

lớn, vì vậy EG ít được sử dụng.

DEG so với TEG và PG có ưu điểm là độ hòa tan hydrocacabon thấp, khả năng

tọa bọt kém. Ở áp suất cao người ta hay dùng DEG vì có độ chọn lọc cao. Đồ hòa

tan của khí tự nhiên trong TEG cao hơn 25 đến 30% so với DEG. TEG có áp suất

hơi thấp hơn DEG nên mất mát trong quá trình làm việc ít hơn. PG có hai đồng


42

phân 1,2-propylen glycol và

1,3-propylen glycol. Đồng phân

1,2-propylen glycol dùng làm

chất hấp thụ sấy khí tốt hơn

đồng phân 1,3-propylen glycol.

Giá thành 1,2-propylen glycol

rẻ hơn DEG và TEG, nhiệt độ

đông đặc rất thấp (- 600C), cho

phép sử dụng tại các vùng giá

lạnh. Trong qua trình sấy khí,

mất mát glycol khoảng 0,25 –

0,75 lít trên 1000 lít chất lỏng

ngưng tụ, do sự hòa tan của

glycol trong pha ngưng tụ phụ

thuộc vào thành phần khí đưa vào

sấy.

Hình 2.3 Nhiệt độ đông đặc của các

dung dịch glycol có các nồng độ khả

nhau

Hình 2.4 Sự phụ thuộc nhiệt độ điểm sương của hỗn hợp khí vào nhiệt độ tiếp

xúc với các dung dịch DEG (a) và TEG (b) có nồng độ khác nhau.


43

Trên hình 2.4 biểu diễn sự phụ thuộc nhiệt độ điểm sương của khí vào nồng độ

dung dịch DEG, TEG và nhiệt độ tiếp xúc. Từ các giản đồ thấy rằng dung dịch

DEG nồng độ 95% khí tiếp xúc với khí ở nhiệt độ 20% có khả năng giảm nhiệt độ

điểm sương của khí tới -50C, còn dung dịch 98% ở cùng nhiệt độ có khả năng giảm

điểm sường tới -130C. Như bậy, nồng độ dung dịch glycol càng cao, mức độ sấy

khí càng cao, tức là khí sau khi sấy có điểm sương càng thấp.

Độ hạ điểm sương ∆T cho biết

mức độ sấy của khí hấp thụ. Trên

hình 2.5 là đồ thị mô tả độ hạ điểm

sương phụ thuộc vào nông độ dung

dịch DEG và nhiệt độ tiếp xúc của

dung dịch với khí ẩm. Nhờ đồ thị

này có thể xác định được độ hạ

điểm sương ∆T khi biết nồng độ

DEG và nhiệt độ tiếp xúc. Ví dụ với

dung dịch DEG có nồng độ 98%,

nhiệt độ tiếp xúc là 270C, có khả

năng hạ điểm sương của hỗn hợp khí xuống khi biết nồng độ DEG và nhiệt độ tiếp

xúc. Ví dụ với dung dịch DEG có nồng độ 98%, nhiệt độ tiếp xúc là 270C, có khả

năng hạ điểm sương của hỗn hợp khí xuống ∆T = 160C, nghĩa là nếu hỗn hợp khí

ẩm ban đầu có nhiệt độ điểm sương là 60C thì sau khí sấy sẽ có điểm sương là -

100C.

Độ hạ điểm sương còn phụ

thuộc vào lưu lượng tưới dung dịch

glycol. Đồ thị trên hình 2.6 mô tả

ảnh hưởng của lưu lượng tưới dung

dịch TEG với nồng độ khác nhau

đến độ hạ nhiệ độ điểm sương của

khí đưa vào sấy. Từ đồ thị thấy


44

rằng, khi nồng độ TEG (tức là lượng nước trong tháp hấp thụ tăng lên) ảnh hưởng

của lưu lượng nước tưới dung dịch chất hấp thụ đến ∆T giảm đi. Trong thực tế,

thường sử dụng mật độ tưới 10 – 35 lít TEG cho 1 kg hơi ẩm tách khỏi khí.

Trên hình 2.7 là đồ thị áp suất hơi bão hòa của dung dịch nước DEG và TEG có

nồng độ khác nhau. Nhờ đồ thị này có thể xác định được nhiệt độ sôi của dung

dịch glycol ở các áp suất khác nhau. Ở áp suất 760 mmHg, nhiệt độ sôi của dung

dịch 98% DEG là 1820C, ở áp suất 300 mmHg nhiệt độ sôi của dung dịch là

1460C. nhiệt độ bắt đầu phân hủy của DEG là 164

0C. Vì vậy, để tái sinh DEG cần

phải thực hiện ở áp suất dười áp suất khí quyển (tháo nảh hấp thụ cần làm việc ở

điều kiện chân không). Trong khí đó TEG bắt đầu phân hủy ở 2060C, vì vậy có thể

tái sinh TEG ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ tái sinh đối với DEG và không cần chân

không.

Độ nhớt của dung dịch glycol trong nước tăng lên với sự tăng nồng độ và độ

nhớt của dung dịch giảm đi khi tăng nhiệt độ. Trong thực tế có trường hợp càng

sấy khí ở nhiệt độ thấp, khi đó dung dịch DEG hoặc TEG trong nước có độ nhớt

rất cao, chúng trở nên quánh lại làm giảm khả năng tiếp xúc và trao đổi giữa dung

dịch glycol và khí ẩm. Còn khi nhiệt độ vào khoảng -8 - -7 0C thì DEG và TEG trở


45

thành chất rắn. Vì vậy, để giảm độ nhớt của dung dịch glycol người ta thêm các

dung môi hữu cơ. Các dung môi này đồng thời làm chất sấy và không có khả năng

tạo bọt, như rượu benzylic, phenyl etylic, các rượu thơm, rượu thăng… các chất

này đều có độ nhớt nhỏ hơn glycol, tan tốt trong glycol. Sơ đồ nguyên lý công

nghệ sấy khí bằng chất hấp thụ lỏng xem ở hình 8.

Quá trình sấy khí bằng các chất hấp thụ lỏng thực hiện như sau:

Trong tháp hấp thụ hình trụ 2, dòng khí đi từ dưới lên trên còn chất lỏng đường

tưới từ trên xuống, hơi nước bị dung dịch glycol hấp thụ. Quá trình được tiến hành

ở nhiệt độ khoảng 200C, áp suất 2 – 6 MPa. Khí được sấy khô đi ra ở đỉnh tháp,

còn dung dịch glycol đã hấp thụ nước được lấy ra ở phía dưới. Glycol đã hấp thụ

nước qua thiết bị trao đổi nhiệt 4 được đun nóng sơ bộ đi vào giữa tháp hấp thụ 3.

Hơi nước giải phóng đi lên phía trên tháp và được ngưng tụ ở thiết bị làm lạnh 6,

một phần hơi nước ngưng tụ được quay trở lại tưới ở đĩa trên cùng của tháp nhả


46

hấp thụ. Phân dưới của tháp nhả hấp thụ được đốt nóng. Dung dịch glycol sau khi

tái sinh có chứa 1 – 5% nước, được làm nguội nhờ thiết bị làm lạnh 6 và quay trở

lại tháo hấp thụ 2. Quá trình nhả hấp thụ được thực hiện ở nhiệt độ caom nhưng

hông được cao hơn 1700C đối với diethylen glycol và 191

0C đối với triethylen

glycol, bởi vì cao hơn nhiệt độ đó các glycol bị phân hủy.

Khi cần sấy một lượng khí tương đối lớn thì phương pháp hấp thụ dùng

diethylen glycol (DEG) và triethylen Glycol (TEG) là kinh tế nhất, cả về vốn đầu

tư và tiêu tốn năng lượng.

2.2 Qua trình sấy khí bằng phương pháp hấp phụ

Khi cần sấy khí với độ hạ điểm sương tới 100 – 120 0C và yêu cầu khí sau khi

sấy có điểm sương rất thấp -600C - -90

0C, người ta sử dụng phương pháp hấp phụ.

Yêu cầu của chất hấp phụ:

- Khả năng hấp phụ cao tại trạng thái cân bằng: Giảm thể tích chất hấp phụ cần

thiết, giảm chi phí và năng lượng quá trình giải hấp

- Độ chọn lựa cao: Giảm mất mát các khí

- Dễ giải hấp: Nhiệt độ giải hấp thấp, giảm chi phí năng lượng

- Độ giảm áp nhỏ

- Tính chất cơ học tốt

- Rẻ, trơ về mặt hoá học, khối lượng riêng lớn và không thay đổi thể tích nhiều

trong quá trình hấp phụ

- Diện tích bề mặt, kích thước mao quản

Trong công nghiệp chế biến khí người ta thường dùng silicagel, oxit nhôm hoạt

tính, boxit hoạt tính, zeolit 4A và 5A. Các đại lượng đực trưng của chất hấp phụ

dùng để sấy khí tự nhiên và khí đồng hành xem ở bảng 2.2


47

Bảng 2.2 Các đại lượng đặc trưng của các chất hấp phụ

Các chất hấp phụ đều có bề mặt riêng lớn hơn 200 – 800 m2/g. Điểm sương của

khí sản phẩm sau công đoạn sấy khí phụ thuộc vào chất hấp phụ đã chọn và công

nghệ đã thiết kế. Khi tính toán thiết kê sơ đồ công nghệ sử dụng giá trị điểm sương

có thể đạt được với các chất hâp phụ thường dùng sau:

Sơ đồ công nghệ sấy khí bằng phương pháp hấp phụ đơn giản nhất bao gồm hai

tháp được mô tả trên hình 2.9.


48

Trong sơ đồ đưa ra trên hình 2.9, người ta sử dụng hai tháp hấp phụ có cấu tạo

hoàn toàn như nhau. Một tháp hấp phụ còn tháp kia là tháp nhả hấp phụ (để tái

sinh chấp hấp phụ). Quá trình hấp phụ thực hiện ở nhiệt độ 25 – 40 0C, áp suất 2 –

4 MPa. Quá trình nhả hấp phụ để tái sinh chất hấp phụ thực hiện ở áp suất khí

quyển và nhiệt độ tủy thuộc vào chất hấp phụ. Khi dòng khí nóng được dẫn qua

tháp nhả hấp phụ. Dòng khí nóng có chứa hơi nước dẫn theo đường IV sang bộ

phận tách nước ngưng tụ 6 sau khi đưa qua thiết bị làm lạnh 5.

Tháp sau khí tái sinh được thổi khí khô để làm nguội, khi đó tháp sẵn sàng làm

nhiệm vụ hấp phụ. Quá trình hấp phụ có thể thực hiện trong thiết bị tầng cố định

được thiết bị tầng sôi, nhưng thiết bị tầng sôi ít được sử dụng vì phức tạp.

Trong thực tế công nghiệp người ta sử dụng hai hoặc ba tháp: tháp thứ nhất làm

nhiệm vụ hấp phụ, tháp thứ hai làm nhiệm vụ nhả hấp phụ, tháp thứ ba làm lạnh

chất hấp phụ sau khi tái sinh. Trong nhiều trường hợp có thể có bốn tháp, trong đó

hai tháp thực hiện hấp phụ, một tháp tái sinh còn một tháp làm nguội. Các tháp này

làm việc luân phiên cho phép thực hiên quá trinh sấy khí liên tục.


49

Trong quá trình làm việc, khả năng hấp phụ của chất hấp phụ bị giảm dần do

tạo cốc trên bề mặt, đặc biệt lớp trên cùng bị giảm hoạt tính nhanh nhất. Vì vậy sau

một thời gian cần phải thay chất hấp phụ mới (khoảng 2 đến 5 năm, tùy thuộc vào

bản chất và điều kiện làm việc đối với từng chất hấp phụ).

2.3 Sử dụng chất ức chế quá trình tạo hydrat

Bản chất của phương pháp là đưa vào dòng khí ẩm chất ức chế hòa tan trong

nước, do đó làm giảm áp suất riêng phần của hơi nước và làm giảm nhiệt độ tạo

thành hydrat. Các tác nhân ức chế sự tạo thành hydrat có hiệu quả nhất thường

được sử dụng là DEG (diethylen glycol) và methanol. Độ giảm nhiệt độ tạo thành

hydrat do chất ức chế được xác định bằng phương trình Hamerschmidt:

Trong đó: d là độ giảm nhiệt độ tạo thành hydrat tại áp suất đã cho, 0C;

X1 là phần trăm khối lượng chất ức chế, %;

M là khối lượng phân tử chất ức chế;

K là hằng số (đối với methanol K= 2335, đối với glycol K= 4200).

Các chất ức chế này sẽ được thu hồi và tuần hoàn lại. Methanol có áp suất hơi

bão hòa cao, do đó khó tách khỏi dòng khí, khó tái sinh, dẫn đến tiêu hao lớn trong

quá trình làm việc. Methanol có thể sử dụng hiệu quả ở bất kì nhiệt độ nào. DEG

chỉ sử dụng được ở nhiệt độ cao hơn -100C. Ở nhiệt độ dưới - 100C DEG có độ

nhớt cao và khó tách khỏi pha lỏng nếu có dầu trong đó.

Methanol được sử dụng chủ yếu trong các dòng chảy, tại đó methanol không

cần tái sinh, như tại các giếng khoan, các đường ống dẫn và phân phối khí để phân

hủy các hydrat tránh gây tắc đường ống, methanol có khả năng giảm đáng kể nhiệt

độ tạo thành hydrat. Ngoài ra, methanol còn được sử dụng trong qua trình chưng

cất nhiệt độ thấp.

Để sử dụng có hiệu quả cần phải tính toán tỷ lệ chất ức chế đưa vào thích hợp.

tổng lượng chất ức chế đưa vào cần phải bao gồm lượng chất ức chế trong pha

nước lỏng cộng với lượng chất ức chế chuyển vào pha hơi. Chất ức chế trong pha

(2.2)

(2.1)


50

hơi ít có ảnh hưởng đến điều kiện tạo hydrat. Nồng độ chất ức chế cần thiết trong

pha nước lỏng để làm giảm nhiệt độ tạo hydrat được tính theo công thức

Hamerschmidt:

Trong đó: X1 là phân trăm khối lượng chất ức chế trong pha nước lỏng;

d là độ hạ nhiệt độ tạo hydrat;

M là khối lượng phân tử chất ức chế;

K là hằng số nhận giá trị 1297 (hệ SI), 2335 (hệ Anh).

Biểu thức 2.2 ở trên là dạng đơn giản biểu diễn mỗi quan hệ nhiệt động học

giữa độ giảm nhiệt độ tạo hydrat d và nồng độ chất ức chế X1. Tuy nhiên, biểu

thức trên cho kết quả phù hợp với các số liệu thực nghiệm nhận được khi nồng độ

dung dịch methanol tới 25% khối lượng và ethylen glycol tới 50 – 60 % khối

lượng.

Trên thực tế không có số liệu tính toán phù hợp cho tất cả các hệ bởi vì khí tính

toán chưa kể đến các thông số khác tác động đến như các đại lượng động học, hình

dạng thiết bị, vị trí và cách thức đưa chất ức chế vào.

Nếu nồng độ methanol tới 50% thì dùng phương trình sau chính xác hơn:

Trong đó: xm là phần mol của methanol trong pha nước lỏng;

A là hằng số bằng – 72 (hệ SI), bằng – 129,6 (hệ Anh);

d là độ hạ nhiệt độ tạo hydrat, chính là chênh lệch nhiệt độ tạo hydrat

của khí ban đầu và nhiệt độ cần thiết để chế biến khí.

Tổng lượng chất ức chế sử dụng:

Trong đó: m1 là khối lượng chất ức chế, kg;

mw là chất lượng nước trong khí được chất ức chế giữ lại;

X1 là nồng độ chất ức chế xác định ở trên, % khối lượng;

(2.4)

(2.3)

(2.2)


51

X0 là nồng độ chất ức chế tinh khiết, %; với methanol X0 = 100%,

với glycol X0 = 60 – 80%.

Khi tính toán cần sử dụng các số liệu cho bảng sau:

Mỗi lượng chất ức chế bị mất mát do sự hòa tan của nó vào pha hơi hoặc pha

lỏng của các hydrocacbon. Với các glycol mất mát tương đối nhỏ, trong pha hơi

hoảng 3,51/106 m

3, trong pha lỏng không đáng kể.

Với methanol mất mát nhiều hơn, đặc biệt là mất mát trong pha hơi, trên hình

2.10 biểu diễn mất mát của methanol trong pha khí phụ thuộc vào áp suất, nhiệt

độ, khi nồng độ chất ức chế nhỏ hơn 40%.

Trong pha lỏng là các hydrocacbon paraffinic, mất mát methanol vào khoảng

0,4 kg/m3, nếu pha lỏng là các hợp chất thơm thì mất mát nhiều gấp từ 4 đến 5 lần.

Trình tự tính toán lượng chất ức chế cần thiết như sau:

1. Xác định nhiệt độ tạo hydrat của hỗn hợp khí T1.

2. Thiết lập nhiệt độ làm việc thấp nhất của hệ T2.

3. Ước tính lượng nước có trong khí ở nhiệt độ T2 bằng cách sử dụng giản

đồ trên hình 1.1 (bằng các phương pháp đã trình bày ở chương 1).

4. Tính nồng độ chất ức chế X theo biểu thức 2.2 hoặc 2.3, giá trị d trong

biể thức chính là sự chênh lệch nhiệt độ d = T1 – T2.

Sử dụng biểu thức 2.4 tính khối lượng chất ức chế. Chú ý nếu xm tính toán bằng

biểu thức 2.3 cần phải đổi sang nồng độ % khối lượng trước khi áp dụng biểu thức

2.4.

Tốc độ thể tích đưa dung dịch chất ức chế vào sẽ bằng khối lượng chất ức chế

trên một đơn vị thời gian chia cho tỷ trọng của nó sau khi tính được nồng độ.

5. Tính lượng chất ức chế mất mát trong pha hơi.


52

Nếu chất ức chế là dung dịch methanol, sử dụng hình 2.10 để xác định lượng

chất mất mát ở áp suất P và nhiệt độ T2 của hệ. Mẫu số của phân số biểu diễn trên

trục hoành là giá trị X xác định từ biểu thức 2.2 ở trên. Mất mát dung dịch ức chế

có thể khoảng 0,2% mol. Nếu sử dụng dung dịch glycol làm chất ức chế thì mất

mát không đáng kể, có thể bỏ qua.

6. Tính tổng lượng chất ức chế cần dùng bao gồm lượng chất ức chế tính ở

bước 4 cộng với lượng chất ức chế mất mát trong pha hơi và pha lỏng tính ở bước

5.

Hình 2.11 Sơ đồ công nghệ của quá trình sử dụng chất ức chế glycol

2.4 Sử dụng phương pháp thẩm thấu khí:

Hiện nay, làm khô khí bằng phương pháp thẩm thấu không còn được sử dụng

trong công nghệ xử lý khí do yêu cầu kỹ thuật rất cao của vật liệu sử dụng ( hệ số

thẩm thấu aij ≥ 200.000 với loại màng đồng nhất và không khuyết điểm và 300 –

500 đối với chùm sợi).


53

Tài liệu tham khảo:

1. Nguyễn Thị Minh Hiền, Công nghệ chế biến Khí thiên nhiên và Khí đồng

hành, Nxb. Khoa học và kỹ thuật, 2004.

2. http://issuu.com/clayqn88/docs/cn_che_bien_ktn_kdh_ntmhien

3. Ts. Nguyễn Hữu Lương, Bài giảng Công nghệ chế biến khí, Đại học Bách

Khoa Tp. HCM.

4. Lê Thị Như Ý, Bài giảng Công nghệ chế biến khí.

http://issuu.com/clayqn88/docs/cn_che_bien_ktn_kdh_ntmhien

Documents

0 làm khô khí