Совершенствование технологии глубокой осушки природного газа

• Автор: Скосарь, Юлия Генриховна
• Шифр специальности: 05.17.07
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 228 с. : ил.

Содержание
Введение.
Глава 1. Современное состояние технологии адсорбционной осушки природного газа литературный обзор.

1.1. Современные представления о применяемых промышленных адсорбентах

1.2. Анализ зарубежной и отечественной литературы об осушке и очистке природного газа на цеолите.

1.2.1.Закономерности адсорбции и десорбции компонентов природного газа на цеолите.

1.2.2. Накопление кокса в гранулах цеолита

1.2.3. Регенерация цеолита

1.3. Одновременная адсорбционная осушка и очистка природного газа от углеводородов на силикагелях и других адсорбентах.

1.3.1. Регенерация силикагелевого адсорбента

1.4. Отходы газового конденсата.

1.5. Цель и задачи диссертационной работы.
Глава 2. Объекты и методы исследования.
2.1. Объекты исследования.
2.2. Стандартные методы исследования газа, нефти и конденсата.
2.2.1. Лабораторная перегонка отходов газового конденсата.
2.3. Инструментальные методы исследования.
2.3.1. Хроматографический метод анализа газа
2.3.2. Технические требования на качество природного газа и приборы для измерения значения температуры точки росы газа по влаге
2.3.3. Метод хроматомассспектрометрии.
2.4. Описание технологической схемы установки.
2.5. Методика проведения экспериментов по оценке эффективности одновременной работы нескольких адсорбентов в производственных условиях
2.6. Метод определения воды в адсорбенте после адсорбции
Глава 3. Влияние свойств адсорбентов на выход и качество продуктов.
3.1. Анализ результатов мониторинга качества газа, поступающего в систему магистральных газопроводов ООО Пермтрансгаз
и на выходе из нее
3.1.1. Заключение.
3.2. Экспериментальная оценка поведения адсорбентов
3.2.1. Поведение индивидуальных адсорбентов.
3.2.2. Поведение композиций адсорбентов.
3.2.3. Поведение многослойных адсорбентов.
3.2.4. Вывод
Глава 4. Разработка технологии осушки природного газа.
4.1. Промышленные испытания комбинированных адсорбентов.
4.2. Причины низкой эффективности работы системы осушки импульсного газа.
4.3. Предлагаемые пути решения проблемы.
4.3. Материальный баланс циклов адсорбции и регенерации.
4.4. Обоснование выбора технологической схемы регенерации адсорбента.
4.4.1. Выводы и рекомендации
4.5. Разработка технологического регламента.
4.6. Пути использования отходов газового конденсата.
4.7. Экономический эффект от внедрения предложенных разработок регенерации адсорбента, применения комбинированных силикагелей
и использования отходов газоконденсата
Общие выводы
Список литературы


Согласно материальному балансу, в том числе и по количеству дополнительно выделившегося НгЗ, конверсия ЯБН составляет 3 % , а степень десорбции всех компонентов >%. Таблица 1. На рис. ЫаХ поглощенных им компонентов природного сернистого газа. Изменение концентрации каждого компонента при десорбции носит экстремальный характер, максимум которого отвечает определенной температуре: углеводороды С5+ и НгЭ ~°С, ЯБН ~0°С, Н2О ~0°С. С в слое цеолита, обусловленное тепловой компенсацией энергии их адсорбции. Согласно данным рис. С , которая на 0°С выше I °С десорбции ИЗН. Поэтому при термической регенерации цеолита определенная часть адсорбированных ИЗН разлагается (крекируется) с образованием олефинов, Н и диалкилсульфидов (Ягв), на что указывает второй максимум (при ~0°С) на кривой десорбции Н. Указанная в таблице 1. Н установлена по фактическим данным эксплуатации адсорбционных установок на ГПЗ и ограничена как накоплением «кокса» в цеолите, так и конструктивными недостатками адсорберов. Эффективная десорбция воды из цеолита при влажности газа по точке росы ниже минус °С происходит в интервале температур 0-0°С []. Рис. При эксплуатации установок адсорбционной очистки природного газа от сернистых соединений наблюдается постепенное падение адсорбционной емкости цеолитов, вызываемое образованием в нем нерегенерируемых коксовых отложений, образующихся вследствие крекинга веществ, склонных к разложению в условиях регенерации: тяжелых углеводородов (СбИ выше), меркаптанов, этиленгликоля. Закоксовывание цеолита в процессе многоцикловой эксплуатации вызывает значительное снижение его динамической активности. После - месяцев эксплуатации активность может снижаться в 2-2,5 раза. Вследствие этого срок службы цеолитов, применяемых для сероочистки природного газа, составляет не более двух лет []. Учитывая серьезность данной проблемы, на Оренбургском гелиевом заводе проведено исследование двух типов цеолитов: промышленного образца F 9 (NaX) фирмы «TOSOH» и лабораторного образца цеолита NaY []. Каждый образец подвергался циклам «адсорбция-регенерация» на одной из искусственных смесей: гелий-гептан, гелий-пропантиол, при исследовании коксуемости этиленгликоля определенное количество этого вещества наносилось на поверхность цеолита непосредственно. После стадии адсорбции следовала стадия регенерации, которая проводилась горячим гелием при температуре 0-0 °С, давлении адсорбции и регенерации - кгс/см2 в течении 3,5 ч. Наряду с меркаптанами, диэтаноламином и этиленгликолем на процесс коксообразования в процессе многоцикловой эксплуатации значительное влияние оказывают тяжелые углеводороды, содержащиеся в значительных количествах в сырьевом газе, поступающем на очистку. Снижение динамической емкости определяется не только общим содержанием коксовых отложений на цеолите, но и зависит от типа крекируемого вещества. Крекинг ИЗН на цеолите сопровождается катализируемой кислотными центрами цеолита полимеризацией этилена и др. В результате на кислотных центрах цеолита, расположенных в основном в каналах их кристаллов, формируются углеродистые коксоподобные высокомолекулярные вещества (отложения). Наличие этих отложений обнаружено по увеличению массы цеолита, снижению четкости разрешения полос в ИК-спектре и появлению на термограмме цеолита пика при ~0°С, соответствующего экзотермическому эффекту сгорания «кокса» [, , ]. Коксолодобные отложения адсорбционно блокируют кислотные центры цеолита и, тем самым, сокращают емкость цеолита и срок его службы [,, ]. На ГПЗ «коксоотложения» увеличиваются при наличии в газе диэтаноламина (ДЭА) и моноэтиленгликоля (МЭГ), попадающих на адсорбент с установок подготовки природного газа. Соотношение между количеством поглощенного цеолитом С2НН (в, г/г) и содержанием «кокса» в цеолите (Ск,% мае. МЭГ 0 мг/м3 и МЭГ+ДЭА 0 мг/м3 приведено на рис. На процесс «коксобразования» мало влияет незначительное присутствие в регенерирующем газе (например, N2) МЭГ и ДЭА. Но с увеличением количества МЭГ и ДЭА более 0 мг/м3 их участие в «коксобразовании» значительно возрастает.