Повышение эффективности процесса абсорбционной осушки природного газа гликолями тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Али Али Абдульхабир

• Али Али Абдульхабир
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Али Али Абдульхабир

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Раздел 1. Описание и анализ современного состояния технологии подготовки природного газа к магистральному транспорту

1.1. Общие сведения о процессе абсорбционной осушки природного газа гликолями

1.2.Характеристика показателей добываемого природного газа влияющих на технологические параметры эксплуатации установок абсорбционной осушки гликолями

1.3.Характеристика гликолей применяемых в качестве абсорбента и их влияние на степень осушки природного газа

1.4.Анализ влияния на качество абсорбционной осушки природного газа изменения технологических параметров эксплуатации абсорбера

1.4.1. Анализ влияния на эффективность осушки природного газа гликолями изменения давления в абсорбере

1.4.2. Анализ влияния на эффективность осушки природного газа гликолями изменения температуры контакта газ-гликоль в абсорбере

1.4.3. Анализ влияния на эффективность осушки природного газа гликолями изменения концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте, поступающем в абсорбер

1.4.4. Анализ влияния на эффективность осушки природного газа гликолями изменения кратности циркуляции абсорбента в системе абсорбционной осушки

1.5. Анализ предлагаемого способа оценки эффективности работы абсорбера

1.6. Анализ влияния на процесс абсорбционной осушки природного газа

гликолями применяемых схем регенерации насыщенного водой гликоля

Выводы раздела

Раздел 2. Анализ возможности повышения эффективности процесса абсорбционной осушки природного газа гликолями

2.1. Общий анализ эффективности процесса абсорбционной осушки природного газа гликолями по применяемой в настоящее время технологии и выбор путей совершенствования данного процесса

2.2. Описание зависимости массопередачи паров воды из природного газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера от термобарических параметров процесса

2.3. Описание оценки к.п.д. тарелки абсорбера в зависимости от термобарических условий ее работы

2.4. Описание влияния поверхностных явлений на процесс абсорбционной осушки природного газа гликолями

2.5. Описание влияния поверхностных явлений на процесс регенерации насыщенного водой гликоля

2.6. Выбор поверхностно-активного вещества для использования при интенсифицировании процесса абсорбционной осушки природного газа

гликолями

Выводы раздела

Задачи экспериментальных исследований

Раздел З.Методика проведения экспериментальных исследований

3.1. Методика проведения исследований по изучению влияния изменения технологических параметров эксплуатации абсорбера на качество осушки природного газа гликолями

3.2. Методика проведения исследований по изучению влияния поверхностно-активных веществ на скорость выкипания воды из раствора гликоля

3.3. Методика проведения исследований по рассмотрению влияния присутствия в абсорбенте никелевой соли синтетических жирных кислот на его эксплуатационные свойства

3.3.1.Оценка влияния присутствия в абсорбенте никелевой соли синтетических

жирных кислот на его гигроскопичные свойства

3.3.2 Оценка влияния присутствия в абсорбенте никелевой соли синтетических жирных кислот на его склонность к вспениванию

3.3.3. Оценка влияния присутствия в абсорбенте никелевой соли синтетических жирных кислот на его склонность к испарению

3.3.4. Оценка влияния присутствия в абсорбенте никелевой соли синтетических жирных кислот на его склонность к окислению

3.3.5. Оценка влияния присутствия в абсорбенте никелевой соли синтетических жирных кислот на его коррозионную активность

3.4. Методика проведения опытно-промышленной апробации влияния присутствия в абсорбенте поверхностно-активного вещества на процесс

абсорбционной осушки природного газа

Раздел 4.Результаты проведенных экспериментальных исследований и их обсуждение

4.1. Рассмотрение влияния на качество осушки природного газа гликолями основных технологических параметров эксплуатации абсорбера

4.2. Изучение влияния поверхностно-активных веществ на скорость выкипания воды из раствора гликоля

4.3. Рассмотрение влияния присутствия в абсорбенте никелевой соли синтетических жирных кислот на его эксплуатационные свойства

4.4. Результаты опытно-промышленной апробации влияния поверхностно-активного вещества на процесс абсорбционной осушки природного газа

гликолями

Выводы раздела

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности процесса абсорбционной осушки природного газа гликолями»

ВВЕДЕНИЕ

Мировые запасы природного газа по состоянию на конец 2013 г. составляли 185 трлн м . За десять лет, с 2003 г., они увеличились в 1,25 раза. А за 2013 г. их прирост по отношению к предыдущему году составил 8 трлн м или 4,5%.

Российская Федерация является крупнейшим в мире поставщиком природного газа другим странам по магистральным трубопроводам. В 2013 г. страна направила по трубопроводам в Европу 154,4 млрд м . На втором месте по данному показателю находится Канада - 103,2 млрд м (поставка в США).

В течение последних десятилетий роль и значение природного газа в энергобалансе мировой экономики постоянно возрастает, что обусловлено как его высокой эффективностью в качестве энергетического ресурса и сырья для промышленности, так и повышенной в сравнении с нефтью и углем экологичностью. Эта тенденция продолжится и в будущем, возможно, даже усилится за счет удешевления технологий сжижения природного газа и строительства новых магистральных газопроводов.

Из приведенного выше следует, что эффективность эксплуатации газовых промыслов на территории Российской Федерации представляет важную часть газовой отрасли и мировых рынков природного газа.

Рассматривая систему подготовки природного газа к магистральному транспорту, следует отметить, что ей присуще основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема, сдачи природного газа и продуктов его переработки.

Как известно добываемый природный газ содержит пары воды, которые при изменении термобарических параметров в системе магистрального транспорта приведут к образованию свободной воды, льда или гидратов. Это в свою очередь вызовет проблемы с магистральным транспортом добываемого природ-

ного газа связанные с накоплением жидкости в прямолинейной части трубопроводов, ее коррозией, образованием гидратных пробок и выходом из строя газоперекачивающих агрегатов. Поэтому добываемый природный газ перед магистральным транспортом проходит подготовку, основной целью которой является удаление из его состава содержащейся влаги до определенного количества. Наиболее распространенным способом подготовки природного газа к магистральному транспорту на территории Российской Федерации является процесс его абсорбционной осушки гликолями (диэтиленгликолем или триэтиленгликолем). При увеличении времени разработки газового месторождения происходит падение пластового давления и повышение влагосодержания добываемого природного газа. Это приводит к возникновению проблем в процессе его подготовки методом абсорбционной осушки гликолями, которые связаны с ухудшением качества подготавливаемого газа вследствие снижения эффективности массопереда-чи молекул воды из добываемого флюида в фазу гликоля на тарелках абсорбера и сокращения извлечения воды из насыщенного абсорбента в блоке его регенерации.

На основании сказанного выше видно, что в целях обеспечения стратегических и экономических интересов страны необходимо развивать технологический процесс абсорбционной осушки природного газа гликолями. Поэтому представленная работа посвящена формулированию проблем возникающих в процессе абсорбционной осушки природного газа гликолями и предложений по совершенствованию технологии рассматриваемого процесса.

Актуальность работы. В настоящее время большая часть разрабатываемых газовых месторождений на территории Российской Федерации находится в периоде падающей добычи или на приближении к поздней стадии разработки. Добываемый на данных месторождениях природный газ имеет значительно сниженное давление и повышенное влагосодержание относительно первоначальных (проектных) значений. Вследствие этого, при достижении требуемой степени осушки природного газа по точке росе по воде в эксплуатации установок его абсорбционной осушки гликолями наблюдается следующий ряд проблем: повыша-

ется кратность циркуляции абсорбента в системе; постоянно увеличивается содержание продуктов термодеструкции и минерализация абсорбента; повышается капельный унос абсорбента с осушенным газом в систему магистрального транспорта; усиливается коррозия оборудования; повышается потеря абсорбента вследствие испарения; сокращается время замены абсорбента; увеличивается энергопотребление на проведение процесса.

Перечисленные проблемы в эксплуатации установок абсорбционной осушки природного газа гликолями связаны с ухудшающейся эффективностью массо-передачи молекул воды из добываемого газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера и снижающейся степенью регенерации насыщенного водой абсорбента в де-сорбционной колонне.

Улучшение технико-экономических показателей эксплуатации газовых промыслов и сокращение ранее перечисленных негативных факторов может быть достигнуто получением регенерированного абсорбента с остаточным содержанием воды на уровне не более 0.5 % при эксплуатации десорбционной колонны с значением температуры низа не приближающимся к температуре термодеструкции применяемого гликоля. Это может быть обеспечено переводом блоков регенерации абсорбента на схему работы с использованием азеотропной перегонки. Однако, данный вопрос является слабо изученным в существующей научно-технической литературе по рассматриваемому процессу и эксплуатируемые установки не имеют возможности перевода блоков регенерации абсорбента на работу с использованием азеотропной перегонки. Проработка данного вопроса требует значительных временных и капитальных затрат.

В связи с этим являются актуальными проведение научных исследований, направленных на разработку альтернативных способов повышения эффективности процессов массопередачи молекул воды из добываемого пластового газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера и выкипания воды из насыщенного объема абсорбента в блоке его регенерации.

Цель работы. Совершенствование процесса абсорбционной осушки природного газа гликолями путем повышение эффективности процессов массопере-

дачи молекул воды из добываемого пластового газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера и выкипания воды из насыщенного объема абсорбента в блоке его регенерации.

Объект исследования. Процесс абсорбционной осушки природного газа гликолями, осуществляемый на газовых промыслах.

Основные задачи исследований:

• изучить влияние рабочих параметров эксплуатации абсорбера на эффективность массопередачи молекул воды из добываемого природного газа в фазу гликоля на его тарелках;

• исследовать влияние поверхностно-активных веществ на эффективность массопередачи молекул воды из добываемого природного газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера;

• исследовать влияние поверхностно-активных веществ на динамику процесса выкипания воды из объема насыщенного абсорбента;

• провести работу по выбору поверхностно-активного вещества, которое может использоваться в процессе абсорбционной осушки природного газа гликолями;

• изучить влияние подобранного поверхностно-активного вещества для использования в процессе абсорбционной осушки природного газа на эксплуатационные свойства используемого гликоля.

Научная новизна работы:

• доказано, что эффективность извлечения молекул воды из добываемого природного газа в абсорбере зависит от рабочего давления в аппарате и величины поверхности контакта газ-гликоль на его тарелках;

• установлено, что при снижении рабочего давления в абсорбере эффективность извлечения воды из добываемого природного газа может быть улучшена увеличением поверхности раздела между фазами газ-гликоль на тарелках аппарата;

• обосновано, что скорость выкипания воды из насыщенного объема гликоля в блоке регенерации зависит от значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз газ-гликоль.

Практическая значимость работы. Эффективность массопередачи молекул воды из добываемого природного газа в фазу гликоля на тарелках абсорбера и глубина регенерации насыщенного водой абсорбента могут быть повышены в присутствие поверхностно-активного вещества №^СОО)2 (где R = С9 - С15) в циркулирующем в системе абсорбенте при концентрации 25 ррт.

При этом обеспечивается снижение точки росы по воде осушенного газа на 10 ОС при неизменном режиме эксплуатации блока абсорбционной осушки. Достигается степень регенерации насыщенного водой абсорбента до содержания гликоля не менее 99.5 % при температуре низа десорбционной колонны на уровне 145 ОС.

Присутствие в циркулирующем абсорбенте №^СОО)2 при концентрации 25 ррт обеспечивает полное подавление пенообразования, сокращает скорость коррозии в среднем в 8 - 10 раз, снижает склонность к испарению в 2 - 3 раза.

Защищаемые положения:

• влияние рабочих параметров эксплуатации абсорбера на эффективность массопередачи молекул воды из добываемого природного газа в фазу гликоля на его тарелках;

• влияние поверхностно-активных веществ на эффективность массопередачи молекул воды из добываемого природного газа в фазу гликоля на его тарелках;

• влияние поверхностно-активных веществ на скорость выкипания воды из насыщенного объема гликоля в блоке регенерации.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на: заседаниях ученого совета кафедры «Переработка нефти и газа» Тюменского государственного нефтегазового университета г. Тюмень в 2013 и 2014 годах; секции «Переработка нефти и газа» международной конференции «EnergyQuest 2014», проводимой Вессекским технологическим институтом (Великобритания) в г. Екатеринбург,

2014г.; заочной международной научно-практической конференции «Система управления экологической безопасностью» г. Екатеринбург, 2012г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 научных статей из них 4 в журналах входящем в список ВАК России, подана1заявкана получение патента на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, списка использованной литературы насчитывающего 93 наименований. Работа изложена на 157 страницах, включая 14 рисунков, 25 таблиц.

11

Раздел 1

Описание и анализ современного состояния технологии подготовки природного газа к магистральному транспорту

1.1 Общие сведения о процессе абсорбционной осушки природного газа

гликолями

Сущность процесса абсорбционной осушки природного газа заключается в удалении воды из добываемого флюида вследствие его контакта с абсорбентом [14-18, 20, 27, 31, 39, 43, 44, 48, 49, 53, 69]. В процессе абсорбционной осушки абсорбент насыщается водой. После чего осуществляется его регенерация в процессе десорбции воды из насыщенного абсорбента до определенной степени и циркуляционная подача обратно в процесс абсорбции.

В качестве абсорбента в данном процессе используются гликоли - диэти-ленгликоль и триэтиленгликоль [20, 31].

При использовании метода абсорбционной осушки природных газов глико-лями для подготовки к магистральному транспорту предъявляются следующие основные требования к компонентно-фракционному составу:

- содержание метана должно быть не менее 97 %;

- содержание углеводородов С5Н12+ВЫСШИЕ не более 0.2 %;

- содержание сернистых соединений должно отсутствовать или быть в следовом количестве [27].

В различных странах отраслевые ведомства устанавливают различные нормы влагосодержания природного газа перед подачей в магистральные газопроводы [45]. В США это 112 мг воды на стандартный м осушенного газа

33

(мг/ст.м газа) [44, 45]. В Канаде - 64 мг/ст.м газа [44]. В Российской Федерации требования по содержанию влаги в осушенном газе, подаваемом в магистральные газопроводы, регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51.40-93, в котором основным показателем подготовки газа является точка росы по воде [15, 20, 27]. Данный показатель при давлении в магистральном газопроводе равном 5.5 МПа

должен быть в холодный период года не выше минус 20 ОС, а в теплый период года не выше минус 10 ОС [9, 18, 20, 27]. Это соответствует влагосодержанию

33

30мг/ст.м газа и 65 мг/ст.м газа [9, 20, 45, 48].

В основной научно-технической литературе по процессу абсорбционной осушки природного газа гликолями [15, 20, 27, 31, 43, 44, 79, 81, 82] не приводится теоретического описания процесса абсорбции применительно к рассматриваемому случаю. Теоретическая база абсорбционной осушки основывается на общих положениях процесса абсорбции, которых описываются в литературе по массо-обменным процессам [10, 23, 38, 41, 52, 59, 63].

Описание используемых установок для абсорбционной осушки природного газа гликолями представлено и подробно рассмотрено в основной научно-технической литературе по данному процессу [15, 20, 27, 31, 32, 43, 44, 79, 81, 82] .В состав установок абсорбционной осушки природного газа гликолями входит два основных блока:

- блок абсорбционной осушки;

- блок регенерации насыщенного водой абсорбента.

Основными аппаратами установки абсорбционной осушки природного газа гликолями являются абсорбер и десорбционная колонна насыщенного водой абсорбента [20, 31, 39, 48, 80].

Абсорбер представляет собой многофункциональный аппарат, который в настоящее время состоит из трех основных секций: сепарационной, массообмен-ной и фильтрационной [9, 15, 20, 27, 31, 39, 82]. Сепарационная секция предназначена для улавливания капельной воды, поступающей с потоком добываемого природного газа [27, 39, 48]. В массообменной секции осуществляется извлечение воды, находящейся в газовом состоянии с поступающим потоком флюида, вследствие абсорбции гликолем [39, 48]. Фильтрационная секция предназначена для улавливания абсорбента, уносимого в капельном виде с потоком осушенного газа из массообменной секции [27, 39, 48].

Десорбционная колонна представляет собой полную колонну тарельчатого типа, с числом контактных устройств порядка 15 [20, 27, 39, 48, 82].

Вопросу рассмотрения совершенствования конструкции основных технологических аппаратов процесса абсорбционной осушки природного газа гликолями в научно-технической литературе уделено достаточно внимания [15, 20, 27, 31, 32, 43, 44, 79, 81, 82]. На основании этого в представленной работе данный вопрос рассматриваться не будет.

Общие представления о технологическом режиме эксплуатации установок абсорбционной осушки природного газа гликолями описываются технологическими режимами работы абсорбера и десорбционной колонны [20, 27, 31, 48, 49]. В качестве примера в таблице 1.1 приведены диапазоны изменения основных параметров работы данных аппаратов на основе литературных данных [27, 48].

Эффективность извлечения влаги из добываемого природного газа во время процесса абсорбционной осушки характеризуется разностью между точкой росы осушенного газа и температурой контакта в абсорбере (депрессией по точке росы по воде газа) [27].

Таблица 1.1

Диапазоны изменения основных параметров работы абсорбера и десорбционной

колонны на основе литературных данных [27]

н/п Наименование показателя Диапазон изменения данного показателя

Абсорбер

1 Температура контакта газ-гликоль, ОС 10-40

2 Давление в аппарате, МПа 3.5-7.5

3 Кратность циркуляции абсорбента, л/кг извлекаемой влаги 10-35

4 Концентрация гликоля в регенерированном абсорбенте, % масс. 95.00-99.99

Десорбционная колонна

5 Температура верха, ОС не более 80

6 Температура ввода насыщенного водой абсорбента, ОС 130-150

7 Температура низа, ОС 145-200

8 Давление в аппарате, МПа 0.06-0.11

Степень извлечения воды из добываемого пластового природного газа в абсорбере установок абсорбционной осушки в основном зависит от следующего:

- потенциального содержания воды в добываемом природном газе;

- технологического режима эксплуатации абсорбера;

- типа гликоля используемого в качестве абсорбента;

- эксплуатационных свойств применяемого абсорбента;

- применяемой технологической схемы регенерации абсорбента [20, 31, 39, 43, 46, 79, 83].

Эффективность работы установок абсорбционной осушки природного газа гликолями в основном характеризуется следующими показателями:

- точкой росы по воде осушенного газа;

- величиной безвозвратных потерь абсорбента [20, 31, 39, 43, 46, 79, 83]. Статьи потерь абсорбента условно в научно-технической литературе [27, 44,

48, 49] разделены на следующие:

- потери в капельном виде с осушенным газом (66 %);

- потери при проведении технологических мероприятий по замене абсорбента и вследствие аварий (22 %);

- потери вследствие испарения (12 %).

Потери абсорбента в основном связаны с технологией проведения процесса [20, 31, 48], поэтому отдельно рассмотрение этого вопроса проводится в представленной работе не будет.

Далее в представленном разделе будут подробно рассмотрены и проанализированы основные моменты технологии абсорбционной осушки гликолями при подготовки добываемого природного газа к магистральному транспорту.

1.2 Характеристика показателей добываемого природного газа влияющих на технологические параметры эксплуатации установок абсорбционной

осушки гликолями

Добываемый из недр природный газ имеет в своем составе в основном предельные углеводороды метанового ряда (СпН2п+2) [9, 20, 31, 48]. В преобладающем большинстве это углеводороды метан и этан [27, 31]. Также он может содержать

другие углеводороды, такие как пропан, бутан, пентан и гексан [9, 31, 48, 49]. В дополнение к углероду (С), водороду (Н), добываемый природный газ содержит неуглеводородные компоненты: кислород (О), серу азот (К), углекислый газ, сероводород, благородные газы (гелий и аргон) и пары воды [9, 20, 31].

Наиболее крупные месторождения природного газа сосредоточены на территории полуострова Ямал в Западной и Восточной Сибири [27, 48]. Поэтому в качестве примера, для рассмотрения составов добываемого природного газа в таблице 1.2 представлены данные по месторождениям указанного региона [27].

Данные таблицы 1.2 показывают, что компонентный состав добываемого природного газа удовлетворяет требованиям применения для их подготовки к магистральному транспорту технологии абсорбционной осушки гликолями [15, 20, 27, 31, 48]. Следовательно, компонентный состав добываемого природного газа не должен оказывать специфического влияния на рассматриваемую технологию его подготовки.

Таблица 1.2

Составы добываемого природного газа крупных месторождений полуострова

Ямал в Западной и Восточной Сибири [27]

Наименование га- Содержание компонентов, % мол.

зового месторож- СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ N2 СО2 H2S

дения

Медвежье 98.56 0.09 - - - 1.00 0.35 -

Уренгойское 98.33 0.15 0.002 0.001 0.001 1.16 0.35 сл.

Заполярное 98.68 0.15 0.030 - - 0.86 0.28 -

Мессояхское 99.00 0.05 0.010 0.003 0.001 0.40 0.50 -

Зимнее 97.30 1.00 0.020 0.010 0.010 1.50 0.20 -

Юбилейное 98.20 0.79 0.790 сл. сл. 0.20 0.20 -

Ямсовейское 98.17 0.13 сл. сл. сл. 1.49 0.21 -

Североставропольское 99.80 0.15 0.040 0.010 - - - -

Комсомольское 97.60 0.14 - - - 1.60 0.60 -

Русское 99.17 0.01 - - - 0.21 0.59 -

Однако, в таблице 1.2 не представлены сведения о содержании воды. Также в научно-технической литературе слабо приводятся данные о изменении пласто-

вого давления и температуры добываемого природного газа со временем эксплуатации месторождения.

Добываемый из недр природный газ насыщен водяными парами, содержание которых определяется пластовых давлением, температурой и его химическим составом [20, 27, 31, 48, 82]. В качестве примера на рисунке 1.1 графически приведено изменение влагосодержания добываемого природного газа от пластового давления и температуры [20].

Со временем эксплуатации газового месторождения происходит постоянное падение пластового давления и соответственно повышение влагосодержания в добываемом природном газе, поступающем на установку абсорбционной осушки гликолями [15, 20, 31, 43, 48, 82]. Это подтверждается информацией приведенной на рисунке 1.1.

Температура?С

Рисунок 1.1. Равновесное влагосодержание природного газа при различных температурах и давлениях [20].

Следовательно, снижение пластового давления и повышение влагосодержа-ния добываемого природного газа являются основными факторами, которые приводят к постоянному изменению технологических параметров эксплуатации установок абсорбционной осушки гликолями [15, 20,27, 31, 48].

1.3 Характеристика гликолей применяемых в качестве абсорбента и их влияние на степень осушки природного газа

Согласно сведений, приведенных в основной научно-технической литературе по процессу абсорбционной осушки природного газа [15, 20, 27, 31, 32, 43, 44, 79, 81, 82], абсорбент должен обладать следующими основными свойствами:

- высокая гигроскопичность воды из потока добываемого природного газа;

- слабая взаимная растворимость абсорбента и углеводородных компонентов

природного газа;

- низкое давление насыщенных паров;

- легкость регенерации до высоких концентраций;

- низкая вязкость при условиях эксплуатации абсорбера;

- высокая стойкость к термическому разложению и окислению;

- малая коррозионная активность при условиях эксплуатации;

- малая склонность к пенообразованию;

- не вступление в химические реакции с природным газом и его примесями.

Всем выше перечисленным требованиям в оптимальной мере отвечают гли-

коли [20, 27, 29, 31, 36, 39, 43, 45, 48, 53, 79, 80]. Они обладают высокой гигроскопичность по отношению к воде, имеют небольшую упругость паров, легко регенерируются до высоких концентраций при нагреве, не вступают в химические реакции с компонентами природного газа и его примесями, их чистые растворы имеют низкую вероятность вспенивания [20, 27, 29, 31, 36, 39, 43, 45, 53, 67, 80, 83].

В настоящее время в процессе абсорбционной осушки природного газа в качестве абсорбента используются гликоли, а именно, диэтиленгликоль и триэти-ленгликоль [20, 27, 31, 48, 49, 80, 82]. В Российской Федерации в большинстве

случаев нашел применение диэтиленгликоль [31, 48]. В зарубежной практике в основном применяется триэтиленгликоль [44, 45, 53, 67, 79-83]. Основной причиной этого является наличие промышленной базы на химических предприятиях для его производства [20, 31, 48]. Также следует отметить, что стоимость диэти-ленгликоля ниже стоимости триэтиленгликоля [27, 48, 67]. Это тоже повлияло на выбор абсорбента на газовых промыслах Российской Федерации [27, 48]. В момент начала эксплуатации установок абсорбционной осушки природного газа гликолями происходила частая замена абсорбента вследствие его большого уноса с осушенным газом.

В существующей научно-технической литературе подробно рассмотрены физико-химические свойства гликолей (диэтиленгликоля и триэтиленгликоля) [20, 29, 31, 43-45, 48, 79-83]. В таблице 1.3 приведены общие физико-химические свойства диэтиленгликоля и триэтиленгликоля.

Таблица 1.3

Общие физико-химические свойства

диэтиленгликоля и триэтиленгликоля [29]

Значение показателя для соответствую-

Наименование показателя щего гликоля

диэтиленгликоль (ДЭГ) триэтиленгликоль (ТЭГ)

Молекулярная масса, кг/кмоль 106.12 150.18

Относительная плотность, единицы 1.1180 1.1274

Давление насыщенных паров при 20 ОС, МПа 0.01 0.01

Температура, ОС

замерзания -8.0 -7.2

кипения 244.8 278.3

разложения 164 206

вспышки (в открытом тигле) 143.3 165.5

Скрытая теплота парообразования, ккал/кг 150 99.4

Вязкость (абсолютная) при 20 ОС, МПа*с 35.7 47.8

Коэффициент преломления, единицы 1.4472 1.4531

Поверхностное натяжение при 20 ОС, мН/м 48.3 45.2

Удельная теплоемкость, кДж/(кг*К) 2.09 2.20

Электропроводимость при 25 ОС, Ом"1*см"1 3.1*10-8 8.4*10-8

Дипольный момент при 30 ОС 2.69 3.00

Критическая температура, ОС 410 440

Критическое давление, МПа 5.10 3.72

Данные таблицы 1.3 показывают, что основные физико-химические свойства диэтиленгликоля и триэтиленгликоля относительно сопоставимы между собой. Основные значимые различия для процесса абсорбционной осушки природного газа заключаются в различии значений для диэтиленгликоля и триэтиленгликоля вязкости, температуры разложения. Эти параметры существенно влияет на технологические параметры работы абсорбера и десорбера [20, 27, 31, 43, 48, 79, 81]. Вязкость гликолей определяет температурный режим работы абсорбера для обеспечения требуемой гигроскопичности гликоля [20, 31, 48, 82]. Температура деструкции гликолей вносит ограничения по температуре их нагрева в нижней части десорбционной колонны, следовательно, этот параметр влияет на степень регенерации абсорбента. Взаимосвязь показателей физико-химических свойств гликолей и технологических параметров эксплуатации соответствующего технологического оборудования будет рассмотрена позднее.

Анализ суммарных потерь гликолей в процессе абсорбционной осушки природного газа, приведенный в работе [27, 48, 67, 82], показал, что при сопоставимых технологических параметров эксплуатации установки потери триэтиленг-ликоля в 2.0-2.5 раза ниже чем диэтиленгликоля. Существенным недостатком триэтиленгликоля, как абсорбента в процессе абсорбционной осушки природного газа, является его склонность к поглощению в небольшом количестве тяжелых и ароматических углеводородов [48, 67].

В настоящее время осуществлены работы, описанные в [27, 48, 67], по рассмотрению возможности перевода установок абсорбционной осушки природного газа с применения в качестве абсорбента диэтиленгликоля на триэтиленгликоль, но широкого практического применения это не получило. Причиной является то, что установки абсорбционной осушки природного газа гликолями в основном находятся на территории крайнего севера [27, 48]. В таких условиях предпочтительнее является абсорбент, имеющий меньшую вязкость [27, 48].

На основании описанного выше в настоящее время в процессе абсорбционной осушки природного газа гликолями однозначно не отдано предпочтение ни диэтиленгликоля ни триэтиленгликолю [27, 48].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Али Али Абдульхабир, 2016 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамзон А.А., Зайченко Л.П., Файнгольд С.И. Поверхностно-активные

вещества. Синтез, анализ, свойства, применение: Учебное пособие для вузов. - Л.: Химия, 1988. - 200с.

2. Александров И.А. Массопередача при ректификации и абсорбции много-

компонентных смесей. - Л.: Химия, 1975. - 320 с.

3. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. -М:

Химия, 1981. - 352 с.

4. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. Мето-

ды расчета и основы конструирования. - 3-е изд., перераб. - М: Химия, 1978. - 280 с.

5. Али А.А., Рогалев М.С., Магарил Р.З. Способ повышения эффективности

процесса абсорбционной осушки природного и попутного нефтяного газа гликолями. Влияние давления. Сообщение 1 // Известия вузов. Нефть и газ, 2012. - № 3. - С. 97-100.

6. Али А.А., Рогалев М.С., Магарил Р.З. Способ повышения эффективности

процесса абсорбционной осушки природного и попутного нефтяного газа гликолями. Влияние поверхностных явлений. Сообщение 2 // Известия вузов. Нефть и газ, 2012. - № 4. - С. 108-110.

7. Али А.А., Рогалев М.С., Магарил Р.З. Возможность и оценки повышения

эффективности абсорбционной осушки природного газа гликолями // Известия вузов. Нефть и газ, 2013. - № 3. - С. 74-76.

8. Али А.А., Маслов В.Н., Рогалев М.С., Скворцова Е.Н. Закономерности

кипения жидкостей и их применение в процессах переработки нефти и газа // Известия вузов. Нефть и газ, 2013. - №6. - С. 70 - 75.

9. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г., Юфин В.Л., Яковлев Г.И. Тру-

бопроводный транспорт нефти и газа. Учебник для ВУЗов, 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368 с.

10. Багатуров С.А. Курс теории перегонки и ректификации. - М.: Гостоптех-

издат. 1954. - 478 с.

11. Багатуров С.А. Основы теории и расчета перегонки и ректификации. Изд.

3-е, перераб. - М.: «Химия», 1974. - 440 с.

12. Бахшиян Д.Ц., Александров И.А., Туревский Е.Н. Тезисы докладов IV

Всесоюзной конференции по ректификации. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1978. - С. 37 - 40.

13. Бахшиян Д.Ц., Туревский Е.Н. Тезисы докладов V Всесоюзной конфе-

ренции по ректификации. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1979. - С. 32 - 38.

14. Бекиров Т.М., Шаповалов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природ-

ных газов.- М.: Недра, 1986. - 261 с.

15. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. -

М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 596 с.

16. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. - М.: Химия,

1987, - 256 с.

17. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтя-

ных газов. - М.: Недра, 1980, - 193 с.

18. Бекиров Т.М., Шкоряпкин А.И., Черномырдин В.Н. Особенности экс-

плуатации установок и стабилизации конденсата на ОГПЗ // Особенности разработки и эксплуатации газовых месторождений прикаспийской впадины. - М. :ВНИИГАЗ, 1982, - С. 126 - 136.

19.Белянин Б.В., Эрих В.Н. Технический анализ нефтепродуктов и газа. - Л.: Химия, 1975. - 336с.

20. Берлин М.А., Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных и

природных газов. - М.: Химия, 1981. - 472 с.

21. Бирилло И.Н., Яковлев А.Я., Теплинский Ю.А., Быков И.Ю., Воронин

В.Н. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями. - М.: Издатедбство «ЦентрЛитНефтеГаз», 2008. -168 с.

22.Варгавтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: Наука, 1972. - 720с.

23. Владимиров А.И., Щелкунов В.А., Круглов С.А. Основные процессы и

аппараты нефтегазопереработки. - М.: Нефть и газ, 1996. - 155 с.

24. Гельперин Н.И. Основные процессы и аппараты химической технологии:

В 2 кн. - М.: Химия, 1981. - 812 с.

25. Грабовский Р.И. Курс физики. - М.: Высшая школа, 1974. - 552с.

26. Грирогов О.Н., Карпова И.Ф., Козьмина З.П., Тихомолова К.П., Фрид-

рихсберг Д.А., Чернобережских Ю.М. Руководство к практическим работам по коллоидной химии. - М.: Химия, 1964. - 332с.

27. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и

промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. -М.: Недра, 1999. - 473с.

28. Давлетов К.М., Глухенький А.Г. Совершенствование процессов охлажде-

ния сырого газа в аппаратах воздушного охлаждения на газовых промыслах. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. - 83 с.

29. Дымент О.Н., Казанский К.С., Мирошников А.М. Гликоли и другие про-

изводные окиси этилена и пропилена. - М.: Химия, 1976. - 376 с.

30. Джанколи Д. Физика: в 2-х томах. Т. 1. Пер. с англ. - М.: Мир, 1989. -

656 с.

31. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. - М.: Химия,

1984. - 189 с.

32. Жаров В.Т., Серафимов Л.А. Физико-химические основы дистилляции и

ректификации - Л.: Химия, 1975. - 240 с. 33.Заявка 2013159308 РФ, МПК8С^ 7/00. Способ улучшения четкости разделения компонентов в отгонной части ректификационной колонны / А.А. Али, М.С. Рогалев, Р.З. Магарил; заявитель ТюмГНГУ; заявл. 30.12.2013.

35. Иканин С.А., Магарил Р.З. Совершенствование процесса осушки природ-

ного газа // Известия вузов. Нефть и газ, 2005.- №.4 - С. 86 - 90.

36. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. -

М.: Недра, 1992. - 236 с.

37. Касаткин А.Г., Плановский А.Н., Чехов О.С. Расчет тарельчатых ректи-

фикационных и абсорбционных аппаратов. - М.: Стандартгиз, 1961. -488 с.

38. Кафаров В.В. Основы массопередачи. - М.: Высшая школа, 1972. - 655 с.

39. Катц Д.Л. Руководство по добыче и переработке природного газа. - М.:

Недра, 1965. - 676 с.

40. Кикоин А.К., Кикоин И.К. Молекулярная физика. - М.: Наука, 1976. -

480 с.

41. Коган В.Б. Азеотропная и экстрактивная ректификация. Изд. 2-е доп. и

пер. - Л.: Химия, 1971. - 432 с.

42. Коротаева Ю.П., Пономарева Г.В. Руководство по добыче, транспорту и

переработке природного газа. - М.: Недра, 1965 - 677 с.

43. Коуль А.Л., Ризенфельд Ф.С. Очистка газа. - М.: Недра, 1986. - 535 с.

44. Кэмпбелл Д.М. Очистка и переработка природных газов. - М. Недра,

1977. - 360 с.

45. Кэрролл Д. Гидраты природного газа. Пер. с англ. - М.: ЗАО «Премиум

Инжиниринг», 2007 - 316 с.

46. Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и ап-

паратов нефтеперерабатывающей промышленности. Л.: Химия, 1974. -340 с.

47. Кухлинг Х. Справочник по физике. / Перевод с нем. - М.: Мир, 1985. -

520с.

48. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы

подготовки природного газа и методы расчета оборудования. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 279 с.

49. Лапидус А.Л. Первичная переработка углеводородных газов. Ч. 1. - M.:

Недра, 2004. - 246 с.

50. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. 2-е изд. перер. и доп.: -

М. Государственное издательство физико-математической литературы, 1959. - 699с.

51. Львов С.В. Некоторые вопросы ректификации бинарных и многокомпо-

нентных смесей. - М.: АН СССР, 1960. - 166с.

52. Марушкин Б.К. Технология нефти и газа. Вопросы фракционирования. -

Уфа: УФНИ, 1971. - 405 с.

53. Николаев В.В., Бусыгина Н.В., Бусыгин И.Г. Основные процессы физи-

ческой и физико-химической переработки газа. - М.: Мир, 1993. - 180 с.

54. Патент Arnold J.L., Pearce R.L., Schlten L.G. Gas drying process. U.S. patent

3,349,544, Oct. 1967.

55.Патент Benoit L., Amande J.-C. Method for dehydrating a wet gas using a liquid dessicant, with advanced regeneration of said dessicant. U.S. patent 6,461,413, Nov. 1998.

56.Патент Robbins L.A., Weaver D.R. Gas drying process. European patent 0211659, Aug. 1986.

57.Патент Smith R.S. Dehydration of gases with liquid dessicants. U.S. patent 5,766,423, Sep. 1996.

58. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник

/ Под ред. Судакова Е.Н. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. -568 с.

59. Рамм В.М. Абсорбция газов. Изд.2-е, переработ. и доц. - М.: Химия,

1976. - 656 с.

60. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Определение и корреля-

ция. - Л.: Химия, 1971. - 581с.

62. Рогалев М.С., Магарил Р.З. Способ интенсификации процесса первичной

перегонки нефти. / // Известия вузов. Нефть и газ, 2008. - №5. - С. 90 -93.

63. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. Про-

цессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. 3-е изд. перер. и доп. - М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2000. - 677с.

64. Скобло А.И., Трегубова И.А., Егоров Н.Н. Процессы и аппараты нефте-

перерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Гостоп-техиздат. 1962. - 585с.

65. Стабников В.Н. Расчет и конструирование контактных устройств ректификационных и абсорбционных аппаратов. - Киев: Техника, 1970. -207с.

66. Таранова Л.В. Методические указания по расчету ректификационных ко-

лонн: Учебное пособие.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 58 с.

67. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. -М.:

Недра,1999. - 659 с.

68. Трегубов А.М. Теория перегонки и ректификации. Изд. 3-е. - Баку: Гос-

топтехиздат, 1958. - 400 с.

69. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник. Ч. 1.

- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 517 с.

70. Фазовые равновесия легких углеводородов (сборник переводов). - М.:

Гостоптехиздат, 1958. - 161 с.

71. Фархан М.М., Корзун Н.В. Сокращение потерь легких углеводородов из

нефти и бензина // Известия вузов. Нефть и газ, 2011. - №6. - С. 95 - 98.

72. Франк-Каменецкий Д.А. Диффузия и теплопередача в химической кине-

тике. - М.: Наука, 1987. - 502 с.

73. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. - Л.: Химия, 1984. - 368с.

74. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дис-

персные системы. - М.: Химия, 1988. - 464с.

75. Химическая энциклопедия. / Под ред. Клунянц И.Л. - М.: Советская эн-

циклопедия, 1988. - 787с.

76. Эмирджанов Р.Т. Основы технологических расчетов в нефтепереработке.

- М.: Химия, 1965. - 544 с.

77.AliA.A., RogalevM.S., MagarrilR.Z. Method of improvement the resourcean-denergy conservation for the preparation of natural gas for transport byusing absorption dryer. Сборник трудов Шестой заочной международной научно-практической конференции, Екатеринбург УрФУ, Том 2, 30-31 мая 2012. С 9-13.

78.Ali A.A., Rogalev M.S., Magarril R.Z.Energy and resource savings in the process of absorption drying of natural gas by glycols.// Energy Production and Management in the 21st Century. The Quest for Sustainable Energy.Eds. C.A. Brebbia, E.R. Magaril&M.Y. Khodorovsky. V. 2. - WIT Press: Southampton, 2014.867 - 878 P.

79. A.S.Bin Mohamad. Natural Gas Dehydration using Triethylene Glycool(TEG).

Faculty of Chemical & Natural Resources Engineering, University Malaysia Pahang, Submitted to the Faculty of Chemical & Natural Resources Engineering in partial fulfillment of the requirements for the degree of Bachelor of Chemical Engineering (Gas Technology) 2009.

80. Arthur J. Kidnay, William R. Parrish, Daniel G. McCartney, Fundamentals of

Natural Gas Processing, CRC Press publishing, 2ed,2012. 574 p.

81. Campbell J. M., Hubbard R. A. Gas conditioning and processing. Vol.2, 8th

ed., John M. Campbell and Company, 2004, 480 p.

82. Carroll J. Natural Gas Hydrates. A guide for engineer, 2nd edition, Elsevier

Inc. 2009, 276 p.

83. Englezos P., Kalogerakis N., Dholabhai P.D., Bishnoi P.R. Kinetics of forma-

tion of methane and ethane gas hydrates. // Chem.Eng.Sci. 1987. V.42 2647 -2658 P.

84. Francis S. Manning, Richard E. Thompson (Ph.D.). Oil field Processing of Pe-

troleum: Natural gas. PennWell Books, USA. 1991. 408 p.

85. Haiqing Lin, Scott M. Thompson, Adrian Serbanescu-Martin, Johannes G. Wi-jmans, Karl D. Amo, Kaaeid A. Lokhandwala, Timothy C. Merkel Dehydration of natural gas using membranes. Part I: Composite membranes, Journal of Membrane Science Volumes 413-414, USA, 2012, 70-81 P.

86. Hassan A.A. Faraga, Mustafa Mohamed Ezzatb, Hoda Amerb, Adel William

Nashed. Natural gas dehydration by desiccant materials. Alexandria Engineering Journal Volume 50, Issue 4, 2011, Egypt, 431-439 P.

87. Hisham Khatib. Oil and natural gas prospects: Middle East and North Africa.

World Energy Council, Jordan. Energy Policy 64 - 2014, 71-77 P.

88. Huffmaster M.A. Gas Dehydration Fundamentals Introduction. Laurance Reid

Gas Conditioning Conference. 2004.

89. Kohl A. L., Nielsen R. B. Gas purification. - 5th ed., USA, Gulf Publishing

Company, 1997, 1439 p.

90. Muhammad Aimen Isa, Usama Eldemerdash, Khashayar Nasrifar. Evaluation

of potassium formate as a potential modifier of TEG for high performance natural gas dehydration process. Malaysia. Chemical engineering research and design. Volume 91,Issue 9, 2013, 1731-1738 P.

91. Pezhman Kazemi, Roya Hamidi. Sensitivity analysis of a natural gas Triethyl-

ene glycol dehydration plant in Persian Gulf region. Petroleum & Coal, Iran.Vol.53 Issue 1, 2011 71 - 77 P.

92. Romo F., Tomasgard A., Hellemo L., Fodstad M., Eidesen B.H., Pedersen B.

Optimizing the Norwegian natural gas production and transport. Interfaces, Volume 39, Issue 1. 2009. 46 - 56 P.

93. Yegorov Y. & Wirl F. Energy relations between Russia and EU with emphasis

on natural gas", OPEC Energy Review, Volume 32, Issue 4, 2008. 301 - 322 P.