автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Совершенствование технологии очистки газа от примесей с использованием жидких поглотителей и защитного слоя адсорбента

На правах рукописи

Шеин Андрей Олегович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ ПРИМЕСЕЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЖИДКИХ ПОГЛОТИТЕЛЕЙ И ЗАЩИТНОГО СЛОЯ АДСОРБЕНТА

Специальность 05.17.07 - "Химия и технология топлив и специальных продуктов"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 О СЕН 2009

Уфа - 2009

003476242

Работа выполнена в ОАО "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (г. Краснодар).

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Аджиев Али Юсупович. Официальные оппоненты : доктор технических наук, профессор

Самойлов Наум Александрович;

доктор технических наук, старший научный сотрудник Сахабутдинов Рифхат Зиннурович.

Ведущая организация

Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья.

Защита диссертации состоится "30" сентября 2009 года в 15-30 на заседании диссертационного совета Д 212. 289. 03 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Автореферат разослан " 29" о<8 2009 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Абдульминев К.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность диссертационной работы

Одной из проблем при подготовке и переработке попутного нефтяного газа являются повышенное старение сорбентов и износ оборудования, обусловленные воздействием агрессивных примесей, поступающих с сырьем на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).

К агрессивным примесям, присутствующим в газе, относятся: нефть, мехпримеси, поверхностно-активные вещества (ПАВ), ингибиторы коррозии, соли щелочных и щелочноземельных металлов (в основном хлориды), содержащиеся в пластовой воде. Перечисленные примеси поступают на ГПЗ в виде капельных взвесей и аэрозолей. В том или ином количестве в газе на входе ГПЗ содержатся все виды аэрозольных примесей, образующихся в результате введения в нефтяные скважины и трубопроводы реагентов и ингибиторов коррозии трубопроводов. Поэтому проблема защиты оборудования и сорбентов от агрессивных примесей является для газоперерабатывающей подотрасли важной и актуальной.

В данной работе рассматриваются вопросы защиты от агрессивных примесей компрессорных станций, сорбентов и оборудования установок абсорбционной и адсорбционной осушки и очистки газа методом водной промывки газа, а также применением защитного слоя для адсорбентов.

Цель диссертационной работы: разработка технологий очистки газа от примесей с использованием жидких поглотителей и защитного слоя адсорбента.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- провести экспериментальные исследования влияния защитного слоя на динамику снижения емкости основного слоя адсорбентов осушки газа;

- разработать математическую модель изменения динамической емкости адсорбента при осушке газа, насыщенного примесями;

- провести экспериментальные исследования процесса промывки газа от агрессивных примесей;

- разработать математическую модель процесса промывки газа, насыщенного примесями (хлориды, ПАВ, тяжелые углеводороды).

Научная новизна работы заключается в следующем:

- исследована динамика падения адсорбционной емкости синтетического цеолита (на примере СаА) под воздействием ПАВ (ОП-Ю) и капельной влаги, содержащей

хлорид-ионы, без защитного слоя и с защитным слоем из природного сорбента -кпиноптилолита;

- разработана математическая модель изменения динамической емкости адсорбента с защитным слоем и без него при осушке газа, насыщенного примесями;

- разработана математическая модель процесса промывки газа в тарельчатом скруббере, позволяющая рассчитать содержание примесей в очищенном газе, которая дает возможность проведения поверочного и проектного расчетов процесса промывки;

- Определено влияние технологических параметров процесса промывки (расход и качество орошения скруббера и подпитки поглотителя) на содержание примесей в очищенном газе;

- разработана технология очистки газа циркулирующей водой, регенерация которой происходит за счет рекуперации тепла скомпримированного газа (патент РФ № 2224581).

Практическая ценность работы заключается в том, что результаты работы использованы в проектах реконструкции Губкинского и Южно-Балыкского ГПК, в исходных данных для проектирования узла промывки на Муравпенковском ГПЗ, в проекте строительства УКПГ Кошехабльского газоконденсатного месторождения.

Апробация работы

Основные положения диссертации доложены на XXI Всероссийском межотраслевом совещании "Нефтяной газ: проблемы и перспективы" (г. Краснодар, 2001 г.), семинаре "Проблемы утилизации попутного нефтяного газа и энергетическое обеспечение предприятий нефтегазового комплекса" (г Санкт-Петербург, 2002 г.), XXII Всероссийском межотраслевом совещании "Сбор, подготовка и переработка легкого углеводородного сырья" (г. Краснодар, 2003 г.), XXIII Всероссийском межотраслевом совещании (г. Краснодар, 2005 г.).

Публикации

По материалам диссертации опубликованы 3 статьи (в журнале "Нефтяное хозяйство" №1 2003 г., №1 2005 г., и "Башкирском химическом журнале", №1, 2009 г.), тезисы 2 докладов, получено 2 патента РФ №2224581 от 25.11.02 и №2236891 от 25.11.02 и.

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав, выводов, списка использованной литературы, приложений. Работа изложена на 210 страницах, содержит 45 рисунка и 71 таблиц. Список использованных источников включает 158 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы и сформулирована цель работы.

В первой главе представлен обзор данных литературы по теме диссертации.

Одной из причин неудовлетворительной работы оборудования ГПЗ и сорбентов осушки и очистки газа является присутствие в сырьевом газе примесей (капель и твердых частиц). В результате обследований Белозерного, Сургутского и Нижневартовского ГПЗ были определены количественные характеристики примесей в сырьевом газе (таблица 1), характеризующие наличие в газе примесей при установившемся режиме работы.

Таблица 1 - Содержание примесей в газах, поступающих на ГПЗ Западной Сибири после входных сепараторов, мг/нм3

Наименование примесей Белозерный ГПЗ Сургутский ГПЗ Нижневартовский ГПЗ

Мехпримеси 2,0-5,0 0,5-2,0 0,5-1,0

Нефть, масло, смолы 2,0-4,0 1,7-1,9 2,5-3,0

Хлориды 10,0-14,0 17,0-20,0 1,0-2,0

ПАВ 0,4-0,8 0,4 - 0,6 0,2-0,4

Анализ опубликованных данных позволяет установить влияние примесей на работу установок подготовки газа к транспорту и переработке:

1. Присутствие мехпримесей в газе способствует эрозивному износу и коррозионному разрушению трубопроводов, деталей проточной части компрессоров, прежде^ временному старению сорбентов осушки газа.

2. Тяжелые углеводороды в совокупности с мехпримесями образуют шлам, скапливающийся в трубном и межтрубном пространстве теплообменников. Накопление в гликоле тяжелых углеводородов и продуктов разложения гликоля способствуют увеличению его вязкости и уменьшению поглотительной способности по воде. Кроме того, попадание в гликоль тяжелых углеводородов и ПАВ способствует образованию эмульсии и пены, что приводит к значительным потерям гликоля. Попадание ПАВ и тяжелых углеводородов на адсорбенты осушки приводит к образованию отложений высокомолекулярных углеводородов, что влечет за собой падение динамической емкости и сокращение срока службы адсорбента.

3. Присутствие во взвешенной в газе капельной влаге хлоридов и других солей приводит к увеличению коррозии в емкостях, трубопроводах и сепараторах, где присутствует водная фаза. Наиболее распространенной солью, растворенной в пластовой воде, является хлорид натрия. Хлорид натрия, вследствие высокой рас-

творимости в воде, является наиболее вероятным виновником коррозионного растрескивания под напряжением. Также агрессивными являются такие соли, ка МдС1г, А1С13 и ЫС1, которые могут вызывать быстрое растрескивание нержавеющей стали и разрушение сорбентов при высокой температуре и влажности. Разрушение адсорбентов под воздействием хлоридов и других солей происходит во время регенерации.

4. В процессе эксплуатации установок абсорбционной осушки газа наличие минеральных солей приводит к ухудшению качества гликоля, снижению его осушающих свойств и повышению точки росы осушенного газа, а также к повышенным отложениям на теплопередающих поверхностях.

Можно выделить следующие основные способы решения проблемы очистки газа от примесей:

- использование сепараторов тонкой очистки;

- очистка газа от примесей методом промывки;

- применение защитного слоя адсорбента в схемах адсорбционной осушки;

- очистка жидкого сорбента от примесей комплексной фильтрацией, адсорбцией и хемосорбцией в схемах абсорбционной осушки и сероочистки.

Ни один из указанных выше способов не может полностью решить проблему очистки газа от примесей. Только их оптимальное совместное использование обеспечивает максимальную защиту оборудования и сорбентов от воздействия примесей и увеличивает эффективность процессов очистки и осушки газа, а следовательно, и последующей его переработки.

Во второй главе представлены методики экспериментальных исследований.

Проведены следующие экспериментальные исследования:

- определение влияния примесей на динамическую емкость адсорбентов по воде;

- определение влияния защитного слоя адсорбента на динамику падения емкости адсорбента по воде;

- проверка адекватности математической модели промывки.

Определение влияния примесей на динамическую емкость адсорбентов по воде проводилось в 2 стадии. На первой стадии подбирались условия для организации насыщения газа примесями до требуемой концентрации. На второй стадии определялись зависимости изменения адсорбционной емкости цеолита СаА от количества проведенных циклов осушки газа, насыщенного примесями до выбранных концентраций (суммарного количества примесей, попавших на цеолит).

Падение динамической емкости адсорбента в присутствии примесей может происходить либо за счет его разрушения под действием химически активных веществ, либо образования на его поверхности отложений. В качестве примеси, моделирующей разру-

шение адсорбента, использован хлорид натрия, а вызывающей отложения высокомолекулярных углеводородов на адсорбенте - ПАВ ОП-Ю.

В качестве адсорбента осушки газа испытывался синтетический цеолит марки СаА (ТУ 38.10281-88) с размером гранул по среднему диаметру 2-3 мм, как аналог адсорбента ЗР-1335, применяемого ранее на установках осушки газа в промышленных условиях (Белозерный, Сургутский, Нижневартовский ГПЗ).

Концентрация примесей в газе, поступающем на адсорбент, задавалась такой, при которой поступление примесей на адсорбент (г/г адсорбента) в течение 10 опытов будет сравнимо с поступлением, как в промышленных условиях в течение 1 года.

Для определения влияния защитного слоя на динамику падения емкости адсорбента осушки газа проводились экспериментальные исследования осушки газа, насыщенного примесями, комбинированным адсорбентом с защитным слоем. Исследования проводились в той же последовательности и по тем же методикам, что и исследования динамики падения емкости адсорбента осушки газа без защитного слоя, с единственным отличием - в верхнюю часть адсорбера до слоя муллита засыпался защитный слой - клиноптило-лит в количестве 5, 8,10 и 12 % об. от количества основного слоя адсорбента.

В третьей главе представлены результаты экспериментальных исследований и их обсуждение.

В результате проведенных исследований составлены математические модели:

- изменения динамической емкости адсорбента с защитным слоем и без защитного слоя под действием примесей, поступающих на адсорбент с газом;

- промывки газа (влажной очистки газа от примесей).

Модель изменения динамической емкости адсорбента

Модель изменения динамической емкости адсорбента при осушке газа, насыщенного примесями, разработана на основе экспериментальных данных.

Известно, что изменение динамической емкости адсорбента в результате отложения высокомолекулярных углеводородов (кокса) описывается экспоненциальной зависимостью (обзорная информация ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1987). Поскольку процессы отложения углеводородов и отложения солей основаны на блокировании активных центров адсорбентов, то и для математического описания этих процессов могут быть использованы подобные уравнения. Тогда зависимость текущей емкости адсорбента от количества хлоридов, поступивших на адсорбент, и высокомолекулярных углеводородов на его поверхности может быть описана формулой

А = А0-ек*"°'-е1С'т', (1)

где А - текущая динамическая емкость адсорбента (г/1 ООг);

А0 - исходная динамическая емкость адсорбента (г/1 ООг);

в

Куг и Кх - коэффициенты, зависящие от природы адсорбента и адсорбируемого вещества;

(Ок - содержание отложений высокомолекулярных углеводородов на адсорбенте (% масс.);

тх - количество хлоридов, поступивших на адсорбент, (% масс.).

Значения коэффициентов Куг и Кх определялись на основании экспериментальных данных.

Зависимости натурального логарифма относительной адсорбционной емкости цеолита от содержания на нем высокомолекулярных углеводородов или от относительной массы поступивших на адсорбент хлоридов носит линейный характер (рисунок 1). Это является еще одним свидетельством в пользу возможности использования одинаковых математических зависимостей для описания процессов.

0.0 I

£ с С _4

а> т

Ё Р

о I о ш х ю н а.

° 8 Щ 4

-8- га § о

О ь; С £ Ф

-0.2 -0.4 -0.6 -0.8 -1.0 -1.2

1_п(А/А о)=-0,128 = -0,1287. 7-0)« Вл ЛЯ ияние высо рныхуглев комолеку-одородов

1п(МАа)= -0,02656 7-гПх"^

к>г -о,о: >6567

в 1ИЯНИ0 хло

1.4

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2

Содержание высокомолекулярных углеводородов на цеолите, % масс. О 10 20 30 40

Количество хлоридов, поступивших на адсорбент, % масс. Рисунок 1 - Влияние хлоридов и отложений высокомолекулярных углеводородов

на изменение емкости цеолита

Зависимость содержания отложений высокомолекулярных углеводородов на адсорбенте от времени определяется по формуле

V. -с„ -т-Ю"9

М

где <рк - процент высокомолекулярных углеводородов, оставшихся на адсорбенте в виде отложений (% масс.); Уг - расход газа (нм3/ч);

Суг - содержание высокомолекулярных углеводородов в капельной жидкости, присутствующей в газе (мг/нм3);

т - время (ч); М - масса адсорбента (т).

Зависимость количества хлоридов, поступивших на адсорбент, от времени:

100-У,-Сг т-10"5

тх =-

M

где Сх - содержание хлоридов в капельной жидкости газа (мг/нм ). Таким образом, зависимость динамической емкости адсорбента от времени определяется по формуле

УуС^О-* 100Г.-Сгт-10-*

•е ' м . (2)

А = А0 • е

Сравнение адсорбционной емкости цеолита СаА проведено по данным, полученным при обследовании Сургутского и Нижневартовского ГПЗ и расчете по математической модели (кривые, рисунок 2), показывает удовлетворительное совпадение.

По данным обследования Сургутского ГПЗ установлено, что на момент замены адсорбента (1 год после загрузки) динамическая емкость адсорбента по парам воды составляла 5,24 г/100 г. Согласно расчету по представленной модели, через год эксплуатации адсорбента его динамическая емкость по парам воды должна соответствовать 4,85 г/100 г. Таким образом, относительная ошибка составляет 7 %, что свидетельствует о достаточной адекватности математической модели падения динамической емкости под воздействием хлоридов и высокомолекулярных углеводородов условиям реального протекания адсорбционной осушки газа.

0.00

Емкость свежего адсорбента по дан' ным обследования 18,09 г/100 г Сургутский ГПЗ

.Емкость свежего адсорбента по данным-обследования 18,5 г/100 г, Нижневартовский ГПЗ

Емкость адсорбента по данным обследования 9,6 г/100 г, Нижневартовский ГПЗ

0.25

1.75

0.50 0.75 1.00 1.25 1.50 Время эксплуатации адсорбента, год

Рисунок 2 - Расчетное и фактическое снижение адсорбционной емкости цеолита

2.00

При проведении обследований Нижневартовского ГПЗ были отобраны пробы адсорбента осушки газа в начале эксплуатации, через год работы адсорбента (при остановке на ремонт) и после замены адсорбента (через 2 года после загрузки). Адсорбционная емкость свежего адсорбента составляла 18,5 г/100 г, после года эксплуатации - 9,6 г/100 г, в конце эксплуатации - 5,0 г/100 г. Расхождение с расчетными данными не более 9 %.

В случае использования защитного слоя адсорбента для определения текущей емкости адсорбента в формулу (2) необходимо внести изменения. Для этого принято допущение о том, что количество примесей, поглощенных единицей массы защитного слоя, будет прямо пропорционально концентрации примесей в газе, поступающем в адсорбер, и количеству циклов адсорбции.

Сп.з.с.

где Спз с - количество примесей, поглощенных защитным слоем (г/т);

Сп - концентрация примесей в газе, поступающем в адсорбер (г/нм3);

К3 - коэффициент защитного слоя (нм3/(т-цикл));

А/ц - количество циклов адсорбции.

Коэффициент защитного слоя (К3) определяется экспериментально для каждого вида примесей.

В таблицах 2 и 3 представлены экспериментальные данные, по которым определялся коэффициент защитного слоя по высокомолекулярным углеводородам и хлоридам по формуле;

где тп - относительная масса примесей, поступающих в адсорбер (г/г адсорбента);

К3 - коэффициент защитного слоя Кзу или Кэх (нм3/(тцикп)).

Относительная масса примесей, поступающих на основной слой адсорбента, определялась с помощью формулы (1) по фактическому падению адсорбционной емкости цеолита.

Таблица 2 - Расчет коэффициента защитного слоя по высокомолекулярным угле' водородам

Количество опытов Относительная масса ПАВ, поступивших на цеолит без защитного слоя, % масс. Относительная масса ПАВ, поступивших на цеолит с защитным споем, % масс. Объем газа, поступающий в адсорбер за время одного опыта, нм3 Масса защитного слоя, тонн Коэффициент защитного слоя по высокомолекулярным углеводородам, нм3/(т-цикл)

5 0,46 0,11 0,04 16,22-10"в 1 771

10 0,93 0,31 0,04 16,22-Ю"6 1 527

15 1,39 0,57 0,04 чбдаю-" 1 361

20 1,85 0,60 0,04 шыа* 1 559

Среднее значение коэффициента защитного слоя 1555

Таблица 3 - Расчет коэффициента защитного слоя по хлоридам

Относительная Расчетная

масса хлори- относительная Объем газа, Коэффициент защитного слоя по хлоридам, нм3/(т-цикл)

Количество опытов дов, поступивших на цеолит без защитного слоя, г/г аде. масса хлоридов, поступивших на цеолит с защитным слоем, г/г аде. поступающий в адсорбер за время одного опыта, нм3 Масса защитного слоя, тонн

5 0,10 0,02 0,22 16,20-10"° 10461

10 0,19 0,05 0,22 18,20-10"6 10 431

15 0,29 0,08 0,22 16,20-Ю"6 10 089

20 0,39 0,10 0,22 16,20-10"® 10 197

Среднее значение коэффициента защитного слоя 10 295

Относительная масса примесей, поступающих на основной слой адсорбента (г/г адсорбента), определяется по формуле

т"- м

где М - масса адсорбента (г), или по формуле

г \

1

_14

М

Уг-Сп-т-Ю-М

\

где У3 - объемный расход газа, поступающего в адсорбер (нм3/ч);

Сп - концентрация примесей в газе, поступающем в адсорбер (г/нм3); х - время работы адсорбента (ч);

]/ц - объем газа, поступающего на адсорбент за цикл адсорбции (нм3). Таким образом, текущая емкость адсорбента с учетом защитного слоя адсорбента находится по формуле

V* т 10 | „.. -'-у- | к..-—-—* 'Л ~ '—I .

ц,

А = А0-в " ^ "«'-е м

где До - исходная динамическая емкость адсорбента (г/100г),

К3.у. - коэффициент защитного слоя по высокомолекулярным углеводородам (нм3/(т-цикл)),

Кз х. - коэффициент защитного слоя по хлоридам (нм3/(т-цикл)), М-масса адсорбента осушки газа, (т).

Динамика падения адсорбционной емкости цеолита СаА с защитным слоем и без не го под действием примесей (ОП-Ю и хлорида натрия) представлена на рисунках 3,4.

^Защитный слой 12 % ^3ащитНый слой 10 %

15.4

Точки - экспериментальные данные, 'Линии - расчетные значения.

О 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Количество циклов адсорбции Рисунок 3 - Динамика падения емкости цеолита СаА под действием ОП-Ю

о о

г

е

О) к га х х о

ю о.

о о

5

19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6

'За дитный слоС 12 -гЗащит ный ело й 10 %

—о

Защитный слой 8 %

Защитный слс зй 5

То 4КИ- * 8 2 ерид четн лентг 1 1 шьные данные. /

Линии - 1 де значе 4ИЯ. 1

| Без защитнс -1-1—- >го слоя -1- (У

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Количество циклов адсорбции Рисунок 4 - Динамика падения емкости цеолита СаА под действием N301

Проверка адекватности математической модели падения динамической емкости адсорбента при использовании защитного слоя осуществлялась с помощью критерия Фишера. Разница между адсорбционными емкостями, определенными экспериментальным и расчетным путем, не превышает 2 %.

Модель промывки газа

При составлении математической модели сделаны следующие допущения:

1) Взвешенные в исходном газе частицы (твердые и жидкие) частично поглощаются жидкостью при ее контакте с газом.

2) Взвешенные частицы, не проконтактировавшие с поглотителем на тарелках, не будут улавливаться сепарационными элементами в верхней секции скруббера.

3) Концентрация примесей в капельном уносе с тарелки и в жидкости, стекающей с тарелки, одинакова.

4) Концентрация примесей во взвешенных частицах, поступающих на промывку с исходным газом, не зависит от размера частиц.

5) В газе после сепарации, но до промывки, присутствуют только частицы с радиусами меньшими некоторого гпр (определяется эффективностью сепарационных устройств).

6) Пузырек газа в жидкости на тарелках скруббера движется вертикально вверх.

7) При барботаже газа молекулы жидкости, расположенные на границе раздела фаз, могут двигаться вверх вместе с пузырьками газа.

8) Скорость движения жидкости на границе с пузырьками газа постоянна и одинакова для всех пузырьков.

9) Конечная скорость всплытия пузырьков будет равна скорости газа в рабочем сечении тарелки скруббера, если она больше скорости газа в неподвижной жидкости при равнодействующей сил, действующих на пузырек газа, равной нулю.

Все примеси в газе после промывки будут делиться на 3 группы, а их сумма определяться по формуле

ду=дг-со + дг-кг+1ор-кЖ1 (3)

где ду - количество примесей, уносимых газом из скруббера (кг/ч); д,- количество примесей в газе, поступающем в скруббер (кг/ч); 1ор - количество примесей в жидкости, поступающей в скруббер (кг/ч); со, кг, кж - коэффициенты, определяемые по формулам (5 -7); дг-со — количество примесей, не вступивших в контакт с поглотителем; д8 • кг - количество примесей, поступивших в скруббер с газом и унесенных из скруббера в каплях поглотителя;

/ор • кж - количество примесей, поступивших в скруббер с орошением и унесенных

из скруббера в каплях поглотителя.

Доля частиц определенного размера, не захваченных поглотителем при одном контакте с газом, определяется по формуле

о ^(2гп-Х)2-(4Гп+Х) ' 16 -г*

где гп - радиус пузырька газа, образующегося при барботаже, (м);

х - путь частицы в пузырьке газа (кг/ч).

Для определения количества примесей, не вступивших в контакт с поглотителем, установлены зависимости:

- скорости пузырька газа в слое жидкости на тарелке скруббера от времени;

- скорости взвешенных частиц (примесей) в пузырьке газа от времени и размера частиц;

- пути частиц в пузырьке от времени и размера частиц;

- времени, в течение которого частицы движутся вверх относительно пузырька, от размера частиц.

До промывки в газе находятся частицы примесей с радиусами от 0 до гпр, где гпр -максимальный радиус частиц в газе, поступающем на промывку из сепаратора. После промывки в газе радиусы оставшихся частиц примесей будут или в тех же пределах от О до г„р при Гтш > Гпр, или от 0 до гт1п при гт1„< гпр, где Гт„ - минимальный радиус частиц, доля которых в пузырьке газа после контакта с жидкостью равна нулю, то есть те частицы примесей, для которых су,- = 0, определенная по формуле (4).

Доля примесей, не поглощенных из газа при п контактах с жидкостью, определяется по формуле

СО = I-при гт!п< гпр или со = --—— при гт,„ > гпр, (5)

|у(2>/7 |У(2^2

где ш(г) - доля частиц определенного размера оставшихся в пузырьке газа при одном контакте с жидкостью; п - число контактов газа и жидкости (число тарелок скруббера); у(г) - массовая доля частиц определенного размера в исходном газе (мг/мг);

/

Гпр

_ \гср

1Г)

/ \ Г,

1л

\ГСР ]

2пр 0,433 ' 0,433 '

Гер - средний радиус взвешенной частицы в газе, поступающем в сепаратор, перед узлом промывки (м). Доля взвешенных частиц определенного размера в исходном газе и средний радиус

взвешенной частицы в газе, поступающем в сепаратор перед узлом промывки, определяется по формулам (Гусейнов Ч.С., Асатурян Р.Ш., Богданович В.Я. // Известия вузов. Нефть и газ. - 1976 г. №2.)

где у- массовая доля частиц определенного размера в исходном газе;

г - функция от радиуса частицы.

(1 I' е// / N Рв 1/7

V \ 1 Рж)

где Я - радиус подводящего трубопровода сепаратора, расположенного перед скруббером узла промывки (м); V - скорость газа в подводящем трубопроводе (м/с); а - поверхностное натяжение взвешенных капель (Н/м); Рж - плотность взвешенных капель (кг/м3); рг - плотность газа (кг/м3). Доля примесей, не поглощенных из газа при п контактах с жидкостью, определяется

путем приближенного вычисления определенных интегралов по формуле парабол. Для

этого переменная интегрирования меняется с г на г (радиус взвешенной частицы в газе).

Предел интегрирования разбивается на произвольное количество частей. Таким образом,

интегрируемые функции (а>(г)п • у(г) и у(г)} определяются для некоторого количества заданных переменных г. При выполнении проектных расчетов обычно хватает разбивать предел интегрирования на 20 частей, при этом значения определенного интеграла, рассчитанные при разбитии предела интегрирования на большее число отрезков, отличаются не более 2 %.

Значения функции а>(г) (доля частиц определенного размера, взвешенных в газе, незахваченных поглотителем при одном контакте) определяются следующим путем:

1) рассчитывается время, в течение которого частица движется вверх относительно пузырька газа;

2) рассчитывается путь частицы за это время;

3) рассчитывается доля непоглощенных частиц.

Количество примесей, унесенных из скруббера в каплях поглотителя (9г ■ кг + 10р •**). определятся путем подбора с использованием программ, позволяющих

рассчитывать рециркуляцию потоков.

При условии полного захвата примесей поглотителем коэффициенты кг и кж можно определить по следующим формулам.

При числе тарелок в скруббере (1М) более двух:

1 + /cr

k* -

1 -к-1-frr

N-2

1 + *я

• кв ■ kj + кв

1 + кт

1 -к:

N-2

- + к.

(7)

кт =

e-G

Lop+e-G-a2 -Ю-6

e-G

Lop-Lucn. + ay 1(Гв-\/г-а2 ■ 10"6 ■

1ор + е-С-а2.10-°.Уу

где 1ор - массовый расход орошения (кг/ч); б - массовый расход газа в скруббере (кг/ч); е - капельный унос с тарелки (кг жидкости/кг газа); Уу - расход газа из скруббера (нм3/ч);

а2- остаточное содержание капельной жидкости в газе после скруббера (мг/нм3);

!-исп. - количество поглотителя, испаряющегося при контакте с газом (кг/ч); Уг - расход газа в скруббер (нм3/ч);

»1— содержание капельной жидкости в газе до скруббера (мг/нм3). При Л/=2:

у _ кн-ке

1+кн-кд+кд

кж — ~

1 + ки

При ЛМ:

~т—тг + кг ■ ' К а 4* К 0

аг • 10"6 • V,

кг =

¿-ор "¿-«СП.

кж - кг

Адекватность математической модели процесса промывки (при условии полного захвата примесей поглотителем) проверялась экспериментальным путем (таблица 4).

Рассчитанное содержание хлорида в очищенном газе и в насыщенном поглотителе находится в пределах доверительного интервала по результатам всех серий опытов. Таким образом, разница между экспериментальным и расчетным распределением хлорида между газом и жидкостью в результате промывки не превышает погрешности проведенных измерений и математическая модель промывки газа адекватно описывает процесс при полном захвате взвешенных часлгиц жидкостью на тарелках скруббера.

Таблица 4 - Результаты экспериментального исследования процесса промывки

Серия опытов 1 2 3 4 5 6

Расход поглотителя, мл/ч 454±9 1579+33 2840±77 601 ±8 1529±17 3367±113

Расход газа, л/ч 300±3 299±3 300±3 300±2 295±3 304±3

Капельный унос в контактную емкость, мг/м3-10е 2,31 ±0,01 2,40+0,01 2,40+0,01 2,38±0,01 2,47±0,01 2,33±0,01

Капельный унос из контактной емкости, мг/мЭ'Ю6 0,0598 ±0,0015 0,0594 ±0,0014 0,0595 ±0,0013 0,0590 ±0,0017 0,0596 ±0,0015 0,0588 ±0,0010

Количество хлорида в исходном газе, мг/ч 693±15 719±18 719±17 715±17 727±8 708±18

Количество хлорида в исходном поглотителе, мгЛ1 0 0 0 300±4 764±8 1683±56

Содержание хлорида в очищенном газе, мг/м3 (экспериментальное) 37,65 ±1,55 18,13 ±0,64 12,39 ±0,39 44,55 ±1,40 38,63 ±1,29 35,30 ±0,84

Содержание хлорида в очищенном газе, мг/м3 (теоретическое) 36,14 18,60 12,02 45,58 39,41 34,48

Концентрация хлорида в насыщенном поглотителе, мг/л (экспериментальная) 589+15 307±8 207±5 788±21 656±8 533+12

Концентрация хлорида в насыщенном поглотителе, мг/л (теоретическая) 601 312 202 775 660 587

Проведено сравнение двух способов расчета количества примесей после промывки: с учетом и без учета частичного поглощения примесей на тарелках скруббера (таблица 5).

Таблица 5 - Сравнение материальных балансов примесей в скруббере

Количество примесей, г/ч: Значение

Расчет с учетом частичного поглощения примесей

в исходном газе 699

в орошении 1500 .

в очищенном газе 41,26

в т.ч. в незахваченных поглотителем каплях из исходного газа 40,56

в дренаже 2158

Расчет без учета частичного поглощения примесей

в исходном газе 699

в орошении 1500

в очищенном газе 0,71

в дренаже 2199

Разница результатов расчета количества примесей в очищенном газе 40,55

Расчетные значения количества примесей в газе после промывки отличаются друг от друга на величину количества незахваченных поглотителем примесей. Таким образом, количество примесей в газе после промывки можно определить расчетным путем по формуле (3).

Для проверки адекватности разработанной математической модели процесса промывки с учетом частичного захвата примесей при контакте с поглотителем проведен сравнительный анализ расчетных данных с данными плановых промышленных испыта-

ний узла промывки на Сургутском ГПЗ. Результаты проверки адекватности модели пред ставлены в таблице 6.

Таблица б - Сравнение расчетных данных с данными испытаний

Наименование показателя Значение

Расход газа, нмэ/ч 239000 260000

Концентрация хлоридов в исходном газе, мг/нм3 19,9 20,0

Расход орошения, л/ч 3998 4095

Концентрация хлоридов в орошении, г/л 7,1 8,5

Концентрация хлоридов в очищенном газе, мг/нм3 - определенная расчетным путем - согласно протоколам испытаний 1,28 1,5 1,15 1,1

Поскольку расчетные и фактические содержания примесей в газе после промывки близки друг к другу, то для проектных расчетов допустимо использовать проверяемую математическую модель промывки газа с учетом возможного отклонения расчетного и фактического содержания примесей в газе после промывки.

С использованием математической модели промывки газа (с учетом частичного захвата примесей поглотителем) проведен анализ влияния основных технологических параметров узла промывки на остаточное содержание примесей в газе после промывки.

По результатам анализа установлено:

- в качестве поглотителя рекомендуется использовать воду, так как это наиболее дешевый и доступный поглотитель;

- требования к подготовке исходной воды (подпитки) и целесообразность подготовки зависят от требований к очистке газа, допустимого расхода подпитки и качества исходной воды;

- наиболее целесообразно проводить промывку циркулирующим поглотителем, так как это позволит значительно снизить подпитку свежего поглотителя;

- при промывке циркулирующим поглотителем расход орошения скруббера следует принимать минимальным, при котором будет обеспечена устойчивая работа тарелок, так как этот технологический параметр не оказывает существенного влияния на качество промывки газа;

- расход подпитки поглотителя должен быть минимальным, но при этом обеспечивать требуемое качество очистки газа от примесей с учетом возможного колебания расхода подпитки и содержания примесей в газе.

Таким образом, результаты анализа взаимосвязи технологических параметров процесса промывки газа позволяют оптимизировать режим работы узла промывки.

В четвертой главе приведена оценка экономической эффективности инвестиций на промывку газа и использование защитного слоя адсорбента (таблица 7).

Таблица 7 - Экономическая эффективность инвестиций на проведение процесса промывки и использования защитного слоя адсорбента

Способ защиты адсорбента от примесей Без защиты Защитный слой Промывка Защитный слой и промывка

Эксплуатационные затраты на адсорбент

Масса адсорбента одной загрузки, тонн

- основной слой 108 108 108 108

- защитный слой - 30 - 11

Стоимость адсорбента, тыс. руб./т

- основной слой 78 78 78 78

- защитный слой - 15 15 15

Стоимость одной загрузки, тыс. руб. 8 424 8 874 8424 8 589

Срок службы, год Расходы на адсорбент тыс. руб./год 1 8 424 2 4 437 2 4 212 3 2 863

Эксплуатационные затраты на промывку

Подпитка поглотителя, л/ч - - 300 300

Стоимость поглотителя (подготовленная вода), руб./м3 - - 23 23

Расходы на подпитку поглотителя, тыс. руб./год - - 57,96 57,96

Потребляемая мощность насоса орошения скруббера, кВт Стоимость электроэнергии, руб./(кВтч) - - 18,5 1,60 18,5 1,60

Расходы на электроэнергию для узла промывки, тыс. руб/год _ 249 249

Суммарные расходы на промывку газа, тыс. руб./год - - 307 307

Сумма эксплуатационных затрат, тыс. руб^год 8 424 4 437 4519 3170

Капитальные затраты

на реконструкцию адсорберов осушки газа, тыс. руб. на промывку, тыс. руб. сумма - 10000 10000 9600 9600 9600 9600

Годовой экономический эффект, тыс. руб. - 3 487 3 425 4 774

Срок окупаемости капитальных вложений, год - 2,51 2/46 1,83

Наибольший годовой экономический эффект дает использование защитного слоя адсорбента совместно с предварительной промывкой газа.

В пятой главе представлены данные о внедрении процесса промывки в производство.

В главе представлены описание и основные технологические параметры, которые определялись с использованием материалов диссертационной работы для запроектированных узлов промывки на Губкинском газоперерабатывающем комплексе (ГПК), Мурав-ленковском ГПЗ и на УКПГ Кошехабльского газоконденсатного месторождения (Краснодарский край).

Узел промывки на Губкинском ГПК расположен после первой ступени компримиро-вания. Принципиальная технологическая схема узла промывки нефтяного газа Губкинско-го ГПК представлена на рисунке 5.

Вода

Рисунок 5 - Принципиальная технологическая схема узла промывки нефтяного газа

Губки некого ГПК

Таблица 8 - Основные характеристики работы узла промывки газа на Губкинском ГПК

Наименование показателя Значение

Температура газа, "С Давление газа, МПа Расход газа на промывку, тыс. нм3/ч Орошение скрубберов, м3/ч Количество воды на подпитку, кг/ч 32...37 0,90 90...130 10...12 300...500

Расчетные содержания примесей в газе до и после узла промывки представлены в таблицах 9 и 10 соответственно.

Таблица 9 - Содержание примесей в исходном газе, мг/нм3

Хлориды 11,0

Мехпримеси 2,9

Нефть, масло, смолы 3,0

ПАВ 0,5

Итого 17,4

Таблица 10 - Содержание примесей в очищенном газе, мг/нм3

Хлориды 1,00

Мехпримеси 0,26

Нефть, масло, смолы 0,27

ПАВ 0,05

Итого 1,58

Как видно из таблиц 9 и 10, узел промывки на Губкинском ГПК снижает содержание примесей в газе примерно на 90 %. Для узлов промывки на Муравленковском ГПЗ и УКПГ

Кошехабльского газоконденсатного месторождения задавался тот же уровень извлечения примесей из газа.

Узел промывки на Муравленковском ГПЗ расположен после компрессорной нефтяного газа перед установкой адсорбционной осушки. Принципиальная технологическая схема узла промывки нефтяного газа Муравленковского ГПЗ представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Принципиальная технологическая схема узла промывки нефтяного газа

Муравленковского ГПЗ

Таблица 11 - Основные характеристики работы узла промывки газа на Муравленковском ГПЗ

Наименование показателя Значение

Температура газа, °С 39...46

Давление газа, МПа 3,5...3,6

Расход газа на промывку, тыс. нм3/ч 160

Орошение скрубберов, м3/ч 15

Количество воды на подпитку, кг/ч 300...400

Узел промывки на УКПГ Кошехабльского газоконденсатного месторождения расположен после входного сепаратора. Принципиальная технологическая схема узла промывки нефтяного газа Кошехабльского УКПГ представлена на рисунке 5.

В блок 200 на очистку газа

Рисунок 7 - Принципиальная технологическая схема узла промывки нефтяного газа на УКПГ Кошехабльского газоконденсатного месторождения

Таблица 12 - Основные характеристики работы узла промывки газа на УКПГ Кошехабльского газоконденсатного месторождения

Наименование показателя Значение

Температура газа, "С 30...41

Давление газа, МПа 6,4

Расход газа на промывку, тыс. нм3/ч 43

Орошение скрубберов, м3/ч 3...6

Количество воды на подпитку, кг/ч 200...300

0 выводы

1. Проведены экспериментальные исследования по определению влияния вредных примесей, имеющихся в углеводородных газах, на снижение динамической емкости адсорбента в процессе осушки газа:

- без использования защитного слоя;

- с защитным слоем (природным цеолитом).

2. Разработана математическая модель изменения динамической емкости адсорбента при осушке газа, насыщенного примесями (хлориды, ПАВ, тяжелые углеводороды). Использование математической модели позволяет рассчитать требуемое количество защитного слоя при заданном сроке службы адсорбента при проектировании новых объектов.

3. Внедрение защитного слоя на действующих объектах позволит увеличить срок службы цеолитов как минимум на 1 год.

4. Разработана математическая модель очистки газа методом промывки в тарельчатом скруббере. Установлены основные технологические параметры, влияющие на эффективность очистки газа. Использование математической модели позволяет проводить проектный и поверочный расчеты узла промывки газа.

5. Проведены экспериментальные исследования очистки углеводородных газов от вредных примесей методом водной промывки. Результаты экспериментальных исследований и промышленных испытаний узла промывки газа подтверждают адекватность математической модели процесса промывки газа.

6. Разработаны и приняты к проектированию технические решения по созданию узлов промывки газа на двух действующих ГПЗ Западной Сибири и на УКПГ Коше-хабльского газоконденсатного месторождения.

7. Проведена оценка экономической эффективности использования процесса промывки газа и защитного слоя адсорбента. Установлено, что совместное использование промывки газа и защитного слоя адсорбента позволяет получить наибольший эффект по защите оборудования, адсорбентов и абсорбентов на промышленных установках.

Основные материалы диссертации изложены в следующих работах:

1. Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Килинник A.B., Шеин А.О. Влияние примесей на раб( ту установок подготовки и переработки нефтяного газа и способы борьбы с hi ми II Нефтяное хозяйство. - 2003. - №1. С. 74-75.

2. Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Килинник A.B., Шеин А.О. Технологии очистки газа с примесей методом промывки II Материалы XXII всероссийского межотраслевог совещания (Краснодар 8-12 сентября 2003 г.). Краснодар, 2003 г. С. 183-190.

3. Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Килинник A.B., Шеин А.О. Очистка углеводородной газа от примесей, варианты технологических схем узла промывки водой // Hecj: тяное хозяйство. - 2005. - №1. С. 88-89.

4. Патент РФ № 2224581 Установка подготовки углеводородного газа / Аджие А.Ю., Бойко С.И., Килинник A.B., Шеин А.О. Бюл. №6. 27.02.2004.

5. Патент РФ № 2236891 Способ очистки углеводородного газа / Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Килинник A.B., Шеин А.О. Бюл. №7. 27.09.2004.

6. Шеин А.О., Килинник A.B., Аджиев А.Ю. Применение защитного слоя адсорбентов на установках осушки газа II Материалы ХХШ Всероссийского межотраслевого совещания (Краснодар 12-16 сентября 2005 г.). Краснодар, 2005 г. С. 194-201.

7. Аджиев А.Ю., Шеин А.О. Применение защитного слоя адсорбента на установках осушки газа // Башкирский химический журнал. - 2009. - №1. С. 122-124.

Подписано в печать 27.08.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 186. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Введение.

Глава 1. Аналитический обзор данных литературы.

1.1 Примеси в нефтяных и природных газах и их влияние на работу установок подготовки газа.

1.2 Технологии, применяемые для очистки газа от примесей.

Глава 2. Методики экспериментальных исследований.

2.1 Исследование влияния примесей на динамическую емкость адсорбентов.

2.1.1 Характеристика использованных адсорбентов и химреагентов.

2.1.2 Методика насыщения газа примесями (ПАВ и хлоридами).

2.2 Очистка газа от примесей методом промывки на лабораторной установке.

2.2.1 Характеристика применяемых веществ.

2.2.2 Конструкция лабораторной установки и методика проведения эксперимента.

Глава 3. Результаты исследований.

3.1 Влияние примесей на динамическую емкость адсорбентов.

3.1.1 Результаты опытов по насыщению газа примесями.

3.1.2 Влияние примесей (ОП-Ю и хлорида натрия) на динамическую емкость адсорбента (цеолита СаА).

3.1.3 Математическая модель снижения динамической емкости адсорбента осушки газа.

3.1.4 Проверка математической модели снижения динамической емкости адсорбента в промышленных условиях.

3.1.5 Влияние примесей (ОП-Ю и хлорида натрия) на динамическую емкость адсорбента (цеолита СаА) с защитным слоем (клиноптилолитом).

3.1.6 Математическая модель падения динамической емкости адсорбента осушки газа при использовании защитного слоя.

3.1.7 Экспериментальная проверка математической модели падения динамической емкости адсорбента осушки газа при использовании защитного слоя.

3.1.8 Выводы по результатам проведенных исследований защитного слоя адсорбента.

3.2 Технология очистки газа от агрессивных примесей водным поглотителем.

3.2.1 Математическая модель процесса промывки.

3.2.1.1 Поглощение жидкостью взвешенных частиц в газе при барботаже.

3.2.1.2 Движение пузырька в слое жидкости.

3.2.1.3 Движение взвешенных частиц (твердых и жидких) в пузырьке.

3.2.1.4 Влияние конструкции контактного устройства на поглощение примесей жидкостью.

3.2.2 Результаты экспериментальных исследований процесса промывки газа.

3.2.3 Проверка математической модели промывки в промышленных условиях.

3.2.4 Анализ технологических схем узла промывки газа.

3.2.5 Влияние технологических параметров узла промывки на степень очистки газа от примесей.

3.3 Технология очистки газа от агрессивных примесей путем промывки газа в комбинации с использованием защитного слоя адсорбента.

Глава 4. Экономическая эффективность инвестиций на проведение процессов промывки и применения защитного слоя адсорбента.

4.1 Экономическая эффективность инвестиций на проведение процесса промывки газа перед абсорбционной осушкой или очисткой.

4.2 Экономическая эффективность инвестиций на проведение процессов промывки перед адсорбционной осушкой газа и применения защитного слоя адсорбента.

4.3 Расчет экономической эффективности инвестиций на проведение промывки газа в комбинации с защитным слоем адсорбента.

Глава 5. Внедрение технологического процесса промывки в производство.

5.1 Проектирование узла промывки при разработке проекта установки переработки газа №1 Губкинского ГПК.

5.2 Проектирование узла промывки на Муравленковском ГПЗ.

5.2 Проектирование узла промывки на УКПГ Кошехабльского газоконденсатного месторождения.

Выводы.

Одной из проблем при подготовке и переработке попутного нефтяного газа является повышенный износ оборудования и старение сорбентов, обусловленные воздействием агрессивных примесей, поступающих с сырьем на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).

К агрессивным примесям, присутствующим в нефтяном газе, относятся нефть, мех-примеси, поверхностно-активные вещества (ПАВ), ингибиторы коррозии, соли щелочных и щелочноземельных металлов (в основном хлориды), содержащиеся в пластовой воде. Перечисленные примеси поступают на ГПЗ в виде капельных взвесей и аэрозолей. В том или ином количестве в газе на входе ГПЗ содержатся все виды аэрозольных примесей, поступающих из скважин или образующихся в результате коррозии трубопроводов. Поэтому проблема защиты оборудования и реагентов от агрессивных примесей является для газоперерабатывающей подотрасли важной и актуальной.

В данной работе рассматриваются вопросы защиты от агрессивных примесей технологического оборудования компрессорных станций, сорбентов установок очистки и осушки нефтяных газов:

- методом промывки газа;

- применением защитного слоя для адсорбентов осушки.

Целью исследований является разработка технологий по защите оборудования и сорбентов от агрессивных примесей, присутствующих во взвешенных частицах (твердых и жидких), содержащихся в нефтяном газе, и изучение влияния данных технологий на эффективность работы установок подготовки нефтяного газа к транспорту и переработке.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- провести экспериментальные исследования влияния защитного слоя на динамику снижения емкости основного слоя адсорбентов осушки газа;

- провести экспериментальные исследования процесса промывки газа от агрессивных примесей;

- разработать математическую модель процесса промывки газа, насыщенного примесями (хлориды, ПАВ, тяжелые углеводороды);

- разработать математическую модель изменения динамической емкости адсорбента при осушке газа, насыщенного примесями;

Решение поставленных задач привело к следующим результатам:

1. Исследована динамика падения адсорбционной емкости цеолита СаА под воздействием капельной влаги, содержащей хлорид натрия, и ПАВ (ОП-Ю). Данное исследование проводилось с двумя вариантами загрузки адсорбера: только цеолит СаА или цеолит СаА с защитным слоем (клиноптилолитом). Результаты эксперимента показали, что при загрузке цеолита с защитным слоем скорость падения его адсорбционной емкости значительно меньше, чем без защитного слоя. Исходя из полученных результатов, сделан вывод о более высокой эффективности осушки газа адсорбентом с защитным слоем.

2. Разработана математическая модель падения динамической емкости адсорбента (с защитным слоем - клиноптилолитом и без него) под воздействием примесей газа (ПАВ - ОП-Ю и капельной влаги, содержащей хлорид-ионы).

3. Исследован способ очистки газа от агрессивных примесей - промывка газа. Рассмотрены возможные поглотители для промывки газа. Сделан вывод о том, что в большинстве случаев оптимальным поглотителем будет подготовленная техническая вода.

4. Разработана и запатентована технологическая схема промывки газа с перегонкой (для очистки) части циркулирующего поглотителя. Данная технологическая схема потребляет меньше свежего поглотителя на подпитку, чем другие рассмотренные схемы, так как содержит узел частичной регенерации циркулирующей воды.

5. Разработана математическая модель очистки газа методом промывки в тарельчатом скруббере. Приведены зависимости содержания примесей в очищенном газе от различных параметров. Описан принцип выбора оптимальных параметров работы узла промывки газа и конструкции скруббера.

6. Результаты работы использованы в проектах реконструкции Губкинского и Юж-но-Балыкского ГПК и в исходных данных для проектирования узла промывки на Муравленковском ГПЗ, в проекте строительства УКПГ Кошехабльского газокон-денсатного месторождения.

выводы

1. Проведены экспериментальные исследования по определению влияния вредных примесей, имеющихся в углеводородных газах, на снижение динамической емкости адсорбента в процессе осушки газа:

- без использования защитного слоя;

- с защитным слоем (природным цеолитом).

2. Разработана математическая модель изменения динамической емкости адсорбента при осушке газа, насыщенного примесями (хлориды, ПАВ, тяжелые углеводороды). Использование математической модели позволяет спрогнозировать требуемое количество защитного слоя при заданном сроке службы адсорбента, при проектировании новых объектов.

3. Внедрение защитного слоя на действующих объектах позволит увеличить срок службы цеолитов, как минимум, на 1 год.

4. Разработана математическая модель очистки газа методом промывки в тарельчатом скруббере. Установлены основные технологические параметры, влияющие на эффективность очистки газа. Использование математической модели позволяет проводить проектный и поверочный расчеты узла промывки газа.

5. Проведены экспериментальные исследования очистки углеводородных газов от вредных примесей методом водной промывки. Результаты экспериментальных исследований и промышленных испытаний узла промывки газа подтверждают адекватность математической модели процесса промывки газа.

6. Разработаны и приняты к проектированию технические решения по созданию узлов промывки газа на двух действующих ГПЗ Западной Сибири.

7. Проведена оценка экономической эффективности использования процесса промывки газа и защитного слоя адсорбента. Установлено, что совместное использование промывки газа и защитного слоя адсорбента позволяют получить наибольший эффект, по защите оборудования, адсорбентов и абсорбентов при высокой экономической эффективности.

1. Карелин И.Н. Повышение эксплуатационной стойкости запорно-регулирующей трубопроводной арматуры // Химическое и нефтехимическое машиностроение. 1999. №4. с 28 29.

2. Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Очистка абсорбента на УКПГ Уренгойского ГНКМ. // Обз. инф. сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. - М: ИРЦ Газпром, 2003. 40 с.

3. Монахов Н.В. Исследование и разработка технологии получения полисульфидных ингибиторов коррозии и адсорбционной очистки этаноламиновых растворов в процессах сероочистки газов: Дис. Канд. техн. наук. Краснодар, 2004. - 168 с.

4. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М: Химия, 1987. - 253 с.

5. Кочергина Д.Г., Горелик A.A. // Коррозия и защита. М: ВНИИОЭНГ. 1972. №6. с. 1214.

6. Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В., Шакрисламов А.Г. Применение вспененных инги-бирующих композиций при борьбе с осложнениями в скважинах Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2009. №1. с. 66-68.

7. Перейма A.A., Суковицын В.А., Черкасова В.Е., и др. Пеноэмульсии с наполнителями растительного происхождения для ремонтно-востановительных работ в скважинах с АНПД // Газовая промышленность. 2008. №4. с. 66-68.

8. Солнышкин Д.Г., Башмакова А.Н., Сыров Л.Г. и др. Цеолитсодержащий трепел Хо-тынецкого месторождения как облегчающая добавка при креплении обсадных колонн // Газовая промышленность. 2008. №4. с. 68 -88.

9. Bolding J.L., Szymczak S.J., Hartman L.E. и др. Новая система подачи пенообразователя восстанавливает добычу в морских газовых скважинах // Нефтегазовые технологии. 2008. №9. с. 25-31.

10. Collins P.M., Dusseault М.В., Dorscher. D. и др. Оптимизация процесса "Холодной" добычи тяжелой нефти вместе с песком // Нефтегазовые технологии. 2009. №1. с. 3645.

11. Саркаров P.A. Использование попутных пластовых вод Оренбургского НГКМ в качестве гидроминерального сырья // Газовая промышленность. 2007. №6. с. 21-23.

12. Болотов A.A., Лазарев Г.А., Студнев В.П. Импульсно-волновая технология предупреждения солеотложений в теплообменных аппаратах // Газовая промышленность. 2006. №12. с. 83-85.

13. Голицына M.Г. Изменение давления при закупорке газопровода // Газовая промышленность. 1998. №4. с. 48.

14. Набоков C.B., Шкляр P.J1. Фильтрация на установках аминовой сероочистки // Газовая промышленность. 1998. №12. с. 24 25.

15. Кэслер. X. Осушка природного газа // Газовая промышленность. 2001. №7. с 48-50.

16. Толстов В.А. Улучшение эксплуатационных показателей установок абсорбционной осушки газа // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. №11. с. 20-21.

17. Кемпбелл Д.М. Очистка и переработка природных газов, пер. с англ. под ред. С.Ф. Гудкова. М: Недра, 1977, 229 с.

18. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. -М: Недра. 1980.-293 с.

19. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. М: Недра, 1980, 161 с.

20. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожков A.M. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность диэтеленгликоля. // Химия и технология топлив и масел. 1976, № 9. с. 35.

21. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожков A.M. и др. К вопросу о смолообразовании и ухудшении массообмена в экстракторе при извлечении ароматических углеводородов диэтеленгликолем. //Химия и технология топлив и масел. 1975, № 12. с. 23.

22. Бекиров И.И., Брагин В.В., Тюрина В.В., Цыбулькина B.C., Кузьмина A.C. Современное состояние проблемы очистки гликолей от примесей. М. ИРЦ Газпром, 1997. 57 с.

23. Экологически чистый газоперерабатывающий комплекс по транспорту и переработке нефтяных газов Западной Сибири при повышенных давлениях с применением мембранной технологии НИПИгазпереработка, А.Ю. Аджиев, А.И. Цинман, Е.М. Бре-щенко. НИР 1991. 33 с.

24. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. М.: Недра, 2000 227 с.

25. Истомин В.А. Предупреждение образования газовых гидратов // Газовая промышленность. 1998. №8. с. 52 54.

26. Настека В.И. Новые технологии очистки высокосернистых природных газов и газовых конденсатов. М: Недра, 1996. с. 36.

27. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М: Недра, 1999. 596 с.

28. Арешидзе Х.М., Гаджиев М.К. Каталитические превращения сероорганических соединений на алюмосиликатах. Тбилиси: Мецниереба, 1974. - 124 с.

29. Овчинников И.И., Феоктистов A.B. Накопление повреждений в армированной плите проезжей части мостов в условиях хлоридной агрессии // Вестник Саратовского государственного технического университета. Саратов. СГТУ 2006. №4, выпуск 1., с. 86-90.

30. Наумова Г.А., Овчинников И.И., Феоктистов A.B. Оценка долговечности железобетонных пластин в условиях хлоридной коррозии // Информационный научно-технический журнал Технологии бетонов, №1.

31. Овчинников И.И., Согоцьян Л.С. Модель деформирования и разрушения армированной изгибаемой балки в условиях хлоридной коррозии // Актуальные вопросы строительства: материалы Всерос. науч. техн. конф.

32. Овчинников И.И. Длительная прочность прямоугольной армированной пластины в условиях хлоридной агрессии // Проблемы прочности элементов конструкций под действием нагрузок и рабочих сред. Межвуз. науч. сб. 2007. Саратов. СГТУ, с. 89-93.

33. Овчинников И.И. Влияние хлоридной коррозии на кинетику образования и развития коррозионных трещин в армированных конструкциях // Проблемы прочности элементов конструкций под действием нагрузок и рабочих сред. Саратов. Изд-во СГТУ. 2008. с.57-64.

34. Кершоу С.Ф. Очистительные устройства с усиленным воздействием на внутренние стенки трубопроводов // Нефтегазовые технологии. 1998. №3. с 76-78.

35. Макаренко В.Д., Лебедев П.А., Палий Р.В., Берман A.B., Галиченко E.H. Повышение коррозионной стойкости промысловых трубопроводов Самотлорского месторождения //Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2002. №6. с. 46-49.

36. Кулиев Л.М., Багиров P.A., Апи-Заде Э.М. Исследование физико-химических свойств природных адсорбентов. Клиноптилолит. «Труды симпозиума по вопросам исследования клиноптилолита». Тбилиси. 1974. 2 4 ноября, издательство «Мецниереба» 1977.

37. Ефимов A.A., Гусев Б.А., Пыхтеев О.Ю., Мартынов В.В., Орленков И.С., Мирошно-ченко И.В. Локальная коррозия нефтепромыслового оборудования // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2002. №6. с. 44 45.

38. Павлов H.H. Неорганическая химия. М: Высшая школа, 1986. 336 с.51.