Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Литературный обзор 7
1.1. Современное состояние процесса аминовой очистки углеводородных газов 7
1.2. Физико - химические основы пенообразования и пеногашения аминовых растворов 18
1.3. Антивспениватели и их краткая характеристика 28
1.4. Выводы по обзору и постановка задачи исследования . 29
Глава 2. Методы проведения исследований 32
2.1. Обследование промышленных установок 32
2.2. Лабораторные исследования процесса аминовой очистки 38
2.2.1. Описание лабораторных установок 38
2.3. Методики проведения анализа сырья и продуктов эксперимента и обработка их результатов 42
2.4. Статистические методы обработки результатов 51
Глава 3. Обобщение показателей работы промышленных установок сероочистки 53
3.1. Особенности технологических схем процесса сероочистки углеводородного газа на Астраханском ГПЗ 53
3.2. Обобщенные показатели работы установок 54
3.3. Антивспениватели 70
3.4. Выводы по разделу 70
Глава 4. Экспериментальное изучение процесса пеногашения наустановках сероочистки углеводородных газов 72
4.1. Влияние различных веществ на вспенивание аминовогораствора 72
4.1.1. Влияние механических примесей 73
4.1.2. Влияние ингибиторов коррозии 75
4.1.3. Влияние жидких углеводородов 77
4.1.4. Пенообразующая способность исходных абсорбентов 79
4.2. Изучение пеногасящих способностей различных антивспенивателей 81
4.2.1. Результаты лабораторных исследований влияния различных антивспенивателей на пеногашение раствораамина 82
4.3. Исследование влияния постоянного магнитного поля на интенсификацию очистки абсорбента от механических примесей 96
4.4. Выводы по разделу 113
Глава 5. Разработка усовершенствованной промышленной технологии процесса пеногашения на установках сероочистки углеводородных газов 115
5.1. Промышленное испытание отечественных антивспенивателей на установках сероочистки Астраханского ГПЗ115
5.1.1. Промышленное испытание антивспенивателяКПГ-200 АВ 115
5.1.2. Промышленное испытание пеногасителя КПГ200 127
5.2. Технологическая схема с пониженным пенообразованием 132
5.3. Технико-экономические показатели процесса 136
5.4. Выводы по разделу 139
Общие выводы 141
Список использованных источников 143
Приложение 1 152
- Физико - химические основы пенообразования и пеногашения аминовых растворов
- Лабораторные исследования процесса аминовой очистки
- Обобщенные показатели работы установок
- Изучение пеногасящих способностей различных антивспенивателей
Введение к работе
В последние годы открыты и освоены новые газовые и газоконденсатные месторождения. К ним относится и Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ), введенное в эксплуатацию в январе 1987 г.
Газ Астраханского месторождения характеризуется высоким содержанием сероводорода (26,00 %), углекислоты (12,60%), сероорганических соединений и представляет собой ценность не только как энергоноситель, но и сырье для химического синтеза и получения элементарной серы высокой чистоты. Опыта очистки и переработки такого газа в нашей стране ранее не было. Примером служил газ Оренбургского и Карачаганакского месторождений с содержанием сероводорода-1,84 % и 3,62%, углекислоты -0,69% и 5,00% соответственно.
Сероводород и другие сернистые соединения должны быть удалены из газа, так как являются сильнодействующими ядами и опасны для здоровья человека. Ограничение выбросов в атмосферу двуокиси серы при использовании газа в качестве топлива также требует очистки его от сернистых соединений.
Более 30 лет в зарубежной и отечественной практике для очистки газа от сероводорода и оксида углерода используется регенеративная технология с применением алканоламинов. Основными достоинствами этой технологии являются: высокая и надежная степень очистки газа независимо от парциального давления сероводорода и углекислоты, низкая вязкость водных поглотительных растворов, низкая абсорбция углеводородов, что гарантирует высокое качество кислых газов, являющихся сырьем для производства серы.
Качественный и количественный состав сернистых соединений (компонентов) природного газа имеет принципиально важное значение для выбора технологии очистки газа. Первые исследования пластового газа Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) были проведены ВНИИГАЗом совместно с СевКАВНИИгазом и ВПО "Оренбурггазпром" в 1979-1980 г.г. Ана-
5 лиз этих данных показал, что астраханский газ содержит помимо сероводорода и углекислоты меркаптаны, сероокись углерода и др. При этом особое значение имеет высокое содержание сероокиси углерода, так как оно существенно влияет на технологию очистки.
На Астраханском газоперерабатывающем заводе впервые применена новая технология сероочистки французской фирмы "ELF" -так называемая. "СНПА". Она характеризуется высокой степенью насыщения амина кислыми газами (0,8 моль/моль), высокой температурой насыщенного амина (до 94С), двухступенчатой регенерацией амина.
Однако, использование аминовых растворов в сероочистке имеет свои недостатки. Существенным недостатком является интенсивное пенообразова-ние абсорбента. Это приводит к перерасходу абсорбента в результате уноса его с очищенным газом, ухудшает степень очистки от кислых компонентов, снижает производительность установки.
Вспенивание амина - это комплексная проблема, вызываемая присутствием в аминовом растворе поверхностно-активных веществ (ПАВ) различного происхождения, поэтому борьба с ним является актуальной задачей совершенствования процесса сероочистки природного газа.
В диссертации проведено обобщение технологических показателей работы установок очистки природного газа, эксплуатируемых в РФ и странах СНГ, выявлены узкие места в технологии очистки аминовых растворов, изучено влияние на вспенивание механических примесей различного происхождения. Изучены пеногасящие способности различных антивспенивателей как импортного, так и отечественного производства.
На основании проведенных исследований с целью устранения вспенивания абсорбента на установках сероочистки Астраханского газоперерабатывающего завода разработана, исследована и внедрена новая технология пено-гашения с применением отечественного антивспенивателя. Годовой экономический эффект от ее внедрения составил 6298,95 тыс. руб.
Получены основные закономерности влияния магнитного поля на коагуляцию частиц механических примесей, находящихся в аминовом растворе и их осаждения на механическом фильтре. На основе полученных закономерностей разработана и исследована технология фильтрации регенерированного амина, которая значительно повысит технико-экономические показатели процесса.
Автор выражает глубокую благодарность и признательность научному руководителю, доктору технических наук Тараканову Г.В. за постоянное внимание и большую помощь в выполнении диссертационной работы, а также кандидатам наук Пивоваровой Н.А., Велес Парра Р., Лыковой Л.Ф., оказавшим помощь при выполнении экспериментальной части настоящей работы.
Физико - химические основы пенообразования и пеногашения аминовых растворов
Отрицательным явлением при эксплуатации процессов является образование пены, из-за которой нарушается технологический процесс, увеличиваются потери дорогостоящих реагентов, понижается производительность установки.
Пены образуются при диспергировании газа в жидкости в присутствии стабилизаторов пены, так называемых пеноообразователей. Жидкости без пенообразователей, которыми являются поверхностно-активные вещества (ПАВ), устойчивой пены не образуют [76]. Пены представляют собой сравнительно-грубые, высококонцентрированные дисперсии газа в жидкости [32,33,38,45-46,82-83]. Пузырьки газа в таких системах имеют размер порядка миллиметров, а в отдельных случаях и сантиметров. Отдельные пузырьки пены, благодаря избытку газовой фазы и взаимному сдавливанию, теряют сферическую форму и представляют собой полиэдрические ячейки, стенки которой состоят из тонких пленок дисперсной среды.
В результате того, что вся пена состоит из полиэдрических ячеек, она имеет сотообразную структуру. Плато установил, что в соответствии с требованием минимума свободной энергии в пене на одном жидком ребре всегда сходятся три пленки, образующие между собой равные углы в 120С, и что в одной точке могут сходится лишь четыре ребра. Размер отдельных газовых пузырьков и тесное расположение их в пене исключают в этих системах возможность броуновского движения [45,72,74,84].
Авторами [33,45,74] отмечается, что в колоннах пенообразование возникает скачкообразно при достижении определенной скорости газа относительно жидкости.
Различают также четыре вида гидродинамического режима пенообразо-вания в абсорбционной колонне: пленочный, режим подвисания, эмульгирования и захлебывания. Пленочный режим возникает при небольших скоростях газа и жидкости. В этом случае жидкость протекает от одного элемента насадки к другому в виде пленки и капель, а газ контактирует через ее пленку. Режим подвисания возникает при такой скорости газа, когда он поднимает струйки и пленки жидкости вверх. Режим эмульгирования возникает когда в наса-дочной колонне происходит смешение фаз с образованием газовой эмульсии и пены. Режим захлебывания наступает когда высота газовой эмульсии становится выше насадки т.е., когда пена выходит из насадочного объема.
Абсорбционные процессы очистки газа от сероводорода ведут в режиме близком к эмульгированию и скорость потока выбирают по формуле: где \узахл- - это скорость захлебывания,
В работе [76] проведены исследования по определению скорости захлебывания в системе газ-водный раствор этаноламина. Установлено, что скорость захлебывания для растворов ДЭА и МДЭА существенно ниже, чем для воды.
Как было сказано выше, чистые жидкости без ПАВ не образуют пены [47,52,75,84-85]. Молекулы ПАВ адсорбируются на поверхности пены и образуют адсорбционную пленку. Количество адсорбционного вещества (Г) определяется адсорбционным уравнением Гиббса:
Чем больше значение (дЬ/д С), тем более активным является ПАВ.
Строение и свойства поверхностных слоев ПАВ имеет важное значение для стабилизации пен и для выбора пеногасителей. Различают четыре типа поверхностных пленок:а) газообразные пленки;б) жидкорастянутые пленки;в) жидкие пленки;г) твердые пленки.
Поверхностно активные вещества делят на следующие группы [45,70]:1. Анионоактивные. Поверхностная активность этих веществ в растворах обусловлена анионами. К их числу относятся щелочные соли жирных кислот (мыла), алкилсульфаты и алкиларилсульфаты щелочных металлов и др.2. Катионоактивные. Поверхностная активность этих веществ определяется катионами. Сюда входят соли аминов, четвертичные амониевые соли и др. 3. Неионогенные. В водных растворах эти вещества не диссоциируются на ионы. К ним относятся оксиэтилированные жирные спирты и кислоты, оксиэтилированные амины и др.4. Амфотерные или амфолитные. Эти вещества в зависимости от рН раствора могут проявлять анионоактивные свойства (щелочная среда) или катионоактивные (кислая среда). К ним относятся алкиламинокислоты и другие вещества.
Важными характеристиками пены являются стабильность или устойчивость пены и время ее разрушения.
Стабильность пены зависит от природы и структуры пенообразующего ПАВ. Для аминовой водной среды, которая имеет место на установках сероочистка газа, характерны ПАВ всех четырех групп, приведенных выше.Стабильность или устойчивость пены характеризуется временем существования всего объема пены или определенной ее доли (например, половины объема). Для количественной оценки устойчивости пены часто используют метод измерения продолжительности «жизни» отдельного пузырька или пленки.
Первым опытом изучения стабильности пены можно считать работу Харди в 1925 г. по исследованию устойчивости отдельных пузырьков [6,45,47,52]. Позже появились работы отечественных авторов. Ими было доказано, что стабильность пены определяется химической природой пенообразующего вещества. При увеличении концентрации ПАВ в растворе стабильность пены увеличивается, достигая максимального значения при критической концентрации мицеллообразования (ККМ), далее стабильность падает [45].
Влияние температуры на устойчивость пены сложно и связано с протеканием многих конкурирующих процессов [1]. Так при повышении температуры увеличивается испарение растворителя и пенообразующего вещества и в зависимости от концентрации пенообразователя и его строения может происходить увеличение или снижение устойчивости пены. Одновременно при увеличении температуры улучшается растворимость пенообразователя, что может сказаться на режиме работы технологического процесса.
Механизм и кинетика самопроизвольного разрушения пены достаточно сложны и изучены многими учеными.
Пена разрушается самопроизвольно в результате утончения пленок до критической толщины и появления дырки или трещины при одновременном протекании процессов истечения жидкости и истечения газа. Общей количест-венной теории разрушения пены не существует.
Для уменьшения пенообразования в промышленных процессах, где этот факт нежелателен, применяют различные способы: физические, механические, технологические и химические способы разрушения пены [33].
К физическим способам разрушения пены относят разрушение пены термическими воздействиями (нагревание), акустическими волнами (в основном ультразвуком), вибрацией, созданием высокого капиллярного давления в пене и др. [46-48,74-75].
К технологическим методам разрушения пены относится изменение режима технологического процесса (уменьшение производительности процесса, уменьшение скорости подачи газа и т.д.).
Механические способы разрушения пены осуществляются путем применения вращающихся устройств (центрифуги, мешалки, диски и др.)
Химический способ разрушения пены - это самый распространенный способ борьбы с пенообразованием в нефтегазопереработке. Этот способ осуществляется при помощи специальных химических веществ, которые называют антипенными присадками, антивспенивателями, ингибиторами пенообразования или пеногасителями.
Химический способ разрушения пены заключается в перестройке стабилизационной оболочки (сольватного или двойного электрического слоя) путем введения в пену или в пенообразующий раствор добавок веществ, дезактивирующих поверхностно-активное действие стабилизаторов пены.
Лабораторные исследования процесса аминовой очистки
Для определения количества механических примесей в растворе ДЭА использовалась методика МИ-69, разработанная и утвержденная на Астраханском ГПЗ. Суть методики заключается в фильтрации аминового раствора через фильтр "Синяя лента" ТУ 6-09-1678-86. Для этого бумажный фильтр промывают дистиллированной водой и помещают в бюкс для взвешивания. Бюкс вместе с фильтром доводят до постоянного веса в сушильном шкафу (расхождение не более 0,0004 г.) Далее пробу аминового раствора фильтруют через подготовленный фильтр, помещенный в стекляную воронку. Фильтр промывают от ДЭА до отсутствия розового окрашивания фильтрата по фенолфталеину. Далее бюкс с фильтром высушивают в сушильном шкафу до постоянного веса.
Содержание механических примесей в аминовом растворе определяли поформуле:a - масса бюкса с бумажным фильтром и механическими примесями, г;в - масса бюкса с чистым фильтром, г;у - объем пробы, взятой на анализ (100 CMJ).
За результат принимаем среднее арифметическое результатов 2-х параллельных определений.
Определение содержания ингибиторов коррозии в аминовом растворе проводилось по СП 51-5780916-052-96, разработанным в Астраханском НИПИ-газе. Настоящий стандарт устанавливает порядок проведения технологических операций при определении содержания ингибиторов коррозии "Секангаз -9Б", "Виско-904 NIK", "Сепакорр 5478 AM", "Додиген 4482-1" в углеводородах, включая газовый конденсат, а также в пластовой воде и водных растворах ДЭА.
Сущность метода заключается в свойстве ингибиторов коррозии образовывать с индикатором метиловым оранжевым окрашенный комплекс. Образование окрашенного комплекса происходит в водной среде с рН = 4,0.
Ингибиторы коррозии, используемые на Астраханском ГКМ, получают в результате синтеза жирных кислот (Сп - С20) с аминами. Продуктом реакции синтеза являются амиды. В водном растворе с рН 7,0 происходит протониро-вание. Между протонированной молекулой ингибитора и ионом метилоранжа образуются ионные ассоциации типа IndSOY Образовавшийся комплекс обладает за счет радикала жирной кислоты (Сп - С20) гидрофобными свойствами и хорошо экстрагируются хлороформом.
За счет перехода такого комплекса в хлороформ последний окрашивается и имеет максимум поглощения в желтой области спектра фотоколориметра при длине волны 420 нм.
Концентрация ингибитора коррозии С в мг/л в пробе определялась по формуле: V- объем пробы, взятой на анализ, л. Определение компонентного состава аминового раствора, отобранного на установках сероочистки АГПЗ проводилось хроматографическим анализом по "Методике определения компонентного состава абсорбента" ПР 51-31323949-47-2000, разработанной ООО "ВНИИГАЗ".
Методика основана на использовании метода газовой хроматографии [7,11,51,43-44,71] и титрометрического метода определения алканоламинов [31].
Она включает два этапа:- определение компонентного состава абсорбента без учета воды в абсорбенте (далее - "безводный" абсорбент) хроматографическим методом с использованием хроматографа с пламенно-ионизационным детектором и с капиллярной колонкой;- определение суммарной концентрации алканоламинов прямым титрованием соляной кислотой и пересчет компонентного состава на водный абсорбент.
Определение компонентного состава проводили на газовом хроматографе HP 5890 SERIES II с программным обеспечением HP 3365 с пламенно-ионизационным детектором и испарителем, на котором устанавливают кварцевые капиллярные колонки. Испаритель снабжен делителем потока газа-носителя перед вводом в аналитическую колонку. Капиллярная колонка кварцевая НР-1 № 19095S-100, длиной - 5 м и диаметром - 0,53 мм, с нанесенной фазой - полидиметилсилоксан, с толщиной пленки - 2,65 мкм. Для ввода пробы использовали микрошприц фирмы HAMILTON вместимостью: 1 мкл-№ 7101N; 10мкл-№70Ш.
Для количественной расшифровки хроматограм применяли метод нормализации [7,43,51] с относительными калибровочными коэффициентами.
Относительный калибровочный коэффициент для і-го компонента смеси За значение относительного калибровочного коэффициента і-го компонента принимали среднее арифметическое значение трех последовательных определений, расхождение между которыми не превышает + 5%.
Относительное время удерживания компонентов абсорбента (относительно диэтаноламина) приведено в табл. 2.3.Площади пиков рассчитывали с помощью программы по обработке результатов хроматографического анализа HP 3365 Series II Chemstation.
Определение суммарной концентрации аминов в растворе абсорбента определяли титрометрическим методом [31]. Пробу абсорбента в количестве от 0,5000 до 1,0000 г растворяли в 50 мл дистиллированной воды в конической колбе вместимостью 250 мл, добавляли 2-3 капли смешанного индикатора, и титровали раствором соляной кислоты до перехода зеленой окраски в красно-фиолетовую. Суммарное содержание алканоламинов в растворе С , % масс.вычисляли по формуле:где V - объем раствора соляной кислоты, израсходованный на титрование пробы абсорбента, мл;с- молярная концентрация раствора соляной кислоты -0,1 моль/л;Кнсі - поправочный коэффициент -по ГОСТ 25794.1;0,001 -Ммсм. - масса смеси алканоламинов, соответствующая 1 мл соляной кислоты млярной концентрации точно 0,1 моль/л, г;а - масса пробы абсорбента. Определение поверхностного натяжения проводилось стологмометричес ким методом [25,64,67]. Этот метод определения поверхностного натяжения основан на измерении объема капли, образующейся при выдавливании из капилляра одной жидкости в другую, в данном случае капли керосина в водный раствор диэтаноламина, содержащий ПАВ.
Определение поверхностного натяжения осуществляли на приборе, сконструированном в Институте Проблем Нефтехимпереработки Академии Наук
Обобщенные показатели работы установок
Технологические параметры работы основных аппаратов установок сероочистки природного газа от кислых компонентов, предусмотренные действующим технологическим регламентом, приведены в табл. 3.1.В табл. 3.2 приведены требования к качеству сырья и готовой продукции по проекту, технологическому регламенту, а для очищенного газа и по ГОСТ 5542-87 "Газы природные топливные для коммунально-бытового назначения".
В табл. 3.3 приведены основные показатели качества абсорбентов ДЭА и МДЭА, изложенные в литературе [26], а в табл. 3.4 - основные показатели качества этих же абсорбентов, применяемых непосредственно на установках сероочистки АГПЗ.Из данных табл. 3.4 следует, что применяемые на установке сероочистки абсорбенты имели показатели качества, соответствующие требованиям регламента и технических условий.
В табл. 3.5 приведены показатели качества рабочих растворов абсорбента установок сероочистки. Из табл. 3.5 видно, что в рабочих растворах абсорбента на разных технологических потоках имеются до 1% масс, механических примесей, до 15 мг/л ингибиторов коррозии, а также до 21 мг/л железа. Этим объясняется повышенная вспениваемость аминового раствора (высота пены достигает до 92 мм). Типичная хроматограмма регенерированного раствора амина на установке сероочистки приведена на рис. 3.1, результаты хроматографического анализа сведены в табл. 3.6. Результаты хроматографического анализа регенерированного амина показали наличие в исследуемых образцах продуктов его деструкции и примесей от 10 до 15 % масс.
Для оценки химического состава продуктов деструкции амина, совместно с инженером Подлегаевым Н.И. (ВНИИГАЗ), были проведены специальные опыты с ДЭА, МДЭА и их смесью: автоклавное термостатирование растворов амина при температуре от 90-150С при условиях приближенных к производственным.
Для анализа проб использовали метод хроматографии на содержание амина. Сравнительные хроматограммы раствора ДЭА с продуктами термической деструкции, регенерированного амина с установки, смеси регенерированного амина с установки и раствора ДЭА с продуктами термической деструкции представлена на рис. 3.2.
Проведенные анализы показывают, что в регенерированном амине имеются такие продукты деструкции амина, как гидроксилэтил-оксазолидон (НЕ-OZD), диэтанол-пиперазин (DEP), тригидроксиэтил-этилендиамин (THEED), бис-гидроксиэтил-имидазолидон (BHEI) и ряд не идентифицированных продуктов.
Основные обобщенные технологические показатели работы установок сероочистки Астраханского ГПЗ систематизированы и приведены в табл. 3.7-3.9. Часть режимных данных взята из базы данных ЭВМ Астраханского ГПЗ. Данные по удельному орошению и степени насыщения амина кислыми газами получены расчетным путем, исходя из количества и состава аминов, подаваемых в абсорбер, количества обессеренного газа и состава сырого газа.Анализ данных показывает, что основные технологические параметры работы установок сероочистки соответствуют требованиям регламента.
Обращает на себя внимание повышенная температура регенерированного, полурегенерированного и насыщенного аминов, что объясняется неэффективной работой воздушных холодильников.
Анализ этих показателей за более длительный период с 1988-2000 г.г. (табл. 3.9) указывает, что эта тенденция возникает с 1995 г и присуща на данный период времени. Аминовый процесс очистки природного газа от кислых компонентов часто сопровождается вспениванием абсорбента. Вспенивание нежелательно, так как приводит к нарушению технологического режима работы установки.
Для борьбы с пенообразованием и гашением пены технологией предусмотрена подача химических антивспенивателя.На Астраханском ГПЗ предусмотрена непрерывная подача при низком расходе антивспенивателя по линии регенерированного амина на выходе из резервуара хранения. Кроме того, предусмотрена быстрая подача антивспенивателя в большом количестве, но в течение ограниченного периода времени, в случае значительного вспенивания в абсорбере.
На установках сероочистки Астраханского ГПЗ до внедрения результатов данной работы, применяли импортные, в основном, силиконовые антивспениватели. Ими были Пронал-Е, Родорсил 411, DB-31, DB-310. В среднем на одну установку сероочистки Астраханского ГПЗ использовали до 200 - 400 литров импортного антивспенивателя [61,71].
С 1989 по 1999 г.г. на установках сероочистки Астраханского ГПЗ проводили промышленные испытания ряда отечественных антивспенивателей (серия антивспенивателей "ВНИПИГАЗ-1-10", МИНГ-4), а также ингибиторов коррозии в качестве антивспенивателей. Таким, в частности, являлся ингибитор коррозии ИФХАНГАЗ-1 [3,5,21,55,57].
Характеристики всех вышеназванных антивспенивателей приведены в Приложении 1.1. В результате обследования выявленны недостатки данного процесса, а именно: большие энергозатраты (греющий пар, электроэнергия); химическая и термическая деструкция аминов и его потери; высокая загрязненность амино-вого раствора механическими примесями различного происхождения, а также термостабильными солями. Как следствие загрязненности абсорбента его частое и сильное вспенивание, использование большого количества импортного антивспенивателя, что в свою очередь, является дополнительным загрязнением абсорбента.2. Отмечено превышение норм технологического режима по температуре всех технологических потоков абсорбента и насыщению кислыми газами насыщенного амина (табл.3.8). Нарушение температурного режима процесса приводит к заметной коррозии металла. Содержание железа в регенерированном амине до 21мг/л (табл.3.5).
Таким образом, на Астраханском ГПЗ работает 7 установок очистки природного газа от кислых компонентов водным раствором ДЭА. Установки работают, как правило, удовлетворительно, обеспечивая регламентное содержание H2S и СО2 в очищенном газе и допустимое содержание углеводородов в кислом газе, поступающем на установку получения серы.
Однако, недостатки, присущие процессу аминовой очистки, проявляются и при переработке сырья Астраханского газоконденсатного месторождения. Эти недостатки невозможно устранить, не изменяя коренным образом технологию процесса.
Изучение пеногасящих способностей различных антивспенивателей
Испытание эффективности антивспенивателей проводилось по методике Р51-00158623-95. Исследования проводились при рабочей концентрации раствора абсорбента, равной 36% об. В качестве пенообразователя использовали 1% -ный раствор ПАВ. Исследуемый антивспениватель добавляли в раствор абсорбента в количестве от 10 до 500 мг/л. Холостой (без добавки анти вспенивателя) опыт проводился с добавлением 1 мл ПАВ. Максимальная высота пены холостого опыта равнялась 250 мм.
В лабораторных условиях испытывали как импортные, так и отечественные образцы антивспенивателей. Ими являлись: антивспениватели DB-31, Ро-дорсил 411, антивспенивающая жидкость № 07/4-97, КПГ- 200 АВ, пеногаси-тель КПГ-200, ингибиторы коррозии ИФХАНГАЗ-1,КРЦ-ЗГ, Ремогаз И-1, Лиман-1679, Олазол 1659А, Олазол -16698. Характеристики применяемых в исследованиях реагентов приведены в приложении 1.
Оценка пеногасящих способностей приведенных выше реагентов проводилась по описанной выше методике (см. главу 2). Данные исследования представлены в табл. 4.8-4.12 и на рис. 4.2-4.9.Данные исследований антивспенивателя DB-31 представлены в табл.4.8 и нарис. 4.2.Анализируя полученные выше результаты, сделан вывод, что антивспе-ниватель DB-31 (производство Бельгия) при концентрации от 10 до 200 мг/л гасит пену за 1 мин. на 30-50 %, но через 15 мин от начала подачи его в рабочий раствор пена возобновляется. Самая эффективная концентрация антивспенивателя DB-31 - 400-1000 мг/л (рис. 4.2).Данные исследования пеногасящих способностей антивспенивателя Ро-дорсил 411 приведены в табл. 4.9 и на рис. 4.3.
Из полученных данных следует, что антивспениватель Родорсил 411 (производство Франция) гасит пену при концентрации 100-1000 мг/л (рис. 4.3.). Существенным недостатком данного реагента является то, что его рабочий раствор готовят на стабильном бензине. Вследствие этого накапливание антивспенивателя в системе аминовой очистки газа приводит к обратному процессу - вспениванию абсорбента.
Исследования влияния концентрации ингибитора ИФХАНГАЗ-1, содержащегося в 36% -ном растворе ДЭА, на его пеногасящие свойства показали, что он эффективно действует при минимальной концентрации 100 мг/л. Увеличение концентрации ингибитора в растворе ДЭА до 1000 мг/л не влияет отрицательно на его пеногасящие свойства (рис. 4.4), наблюдается почти полное гашение пены.
Исследование ингибитора коррозии КРЦ-ЗГ в качестве антивспенивателя на пеногасящие способности проводили при подаче реагента на определенный столб пены (150мм) и в сравнении с реагентами Родорсил 411 и ИФХАНГАЗ-1. Данные исследования представлены на рис. 4.5. Как видно из рис. 4.5 (кривая I), данный антивспениватель обладает хорошими пеногасящими свойствами и при концентрации 100 мг/л мгновенно гасит пену высотой 150 мм. Тогда как другие антивспениватели, такие как Родорсил 411 и ИФХАНГАЗ -1 (кривые IIи III), пену гасят очень медленно (около 15 мин. и больше). Но по истечении 30 мин. наблюдается тенденция к увеличению высоты пены.
При изучении ингибиторов коррозии Ремогаз И-1, Лиман-16798, Олазол -16598 А и Олазол -16698 были выдержанны те же условия проведения испытаний, как и при изучении выше приведенных ингибиторов коррозии. Концентрация ингибитора составляла 100 мг/л (рекомендуемая разработчиками). Данные исследований приведены в табл. 4.10.
Как видно из табл. 4.10, рекомендуемые в качестве антивспенивателя ингибиторы коррозии Ремогаз И-1, Лиман-16798, Олазол -16598 А и Олазол -16698 не эффективны. Более высокие концентрации ингибиторов коррозии в рабочем растворе ДЭА не изучали. Следует отметить также, что названные ингибиторы коррозии остаются на стенках цилиндра в виде трудносмываемои масляной пленки.Особый интерес для исследования пеногасящих способностей представляли антивспениватели серии КПГ. Это антивспенивающая жидкость № 07/ 4-97, антивспениватель КПГ-200 АВ и пеногаситель КПГ200.
По рекомендации изготовителя антивспенивающей жидкости № 07/ 4-97в качестве его растворителя использовали чистый ДЭА. Для исследования былприготовлен 1% раствор антивспенивателя в 100% ДЭА. Расчет производилсяиз вышеуказанной концентрации. Данные исследований приведены в табл. 4.11и нарис. 4.6. Применение: - пена рыхлая, пузырьковая
Из данных видно, что антивспенивающая жидкость № 07/4-97 при маленьких концентрациях действует как разрыхлитель пены. Высота пены не уменьшается, а изменяется ее структура. Рекомендованная производителями, концентрация 300-500 мг/л подтверждается экспериментальными данными. Из рис. 4.6. видно, что самая эффективная концентрация данного антивспенивателя 400-500 мг/л.
Для изучения антипенных характеристик антивспенивателя КПГ-200 АВ был взят концентрат реагента. Чтобы его использовать традиционно, путем введения в систему рабочего раствора амина в период вспенивания для гаше ния, было рекомендовано производителями приготовить водорастворимую эмульсию 6-10% КПГ-200 АВ в 2-10%-ном водном растворе поливинилового спирта. Эмульсия должна готовиться с помощью высокоскоростных мешалок. Такая эмульсия способна гасить пену в случае экстренной необходимости. Однако, из-за отсутствия возможности приготовления такой эмульсии, были проведены исследования пеногасящих свойств КПГ-200 АВ путем предварительного его ввода в раствор амина с пенообразователем. Как показали лабораторные исследования, целесобразно использовать концентрат КПГ-200.
Результаты исследования приведены на рис. 4.7.Как показано на рис. 4.7, добавление к раствору амина пенообразователя в количестве 1 мл приводит к резкому увеличению высоты пены до 150 мм и не наблюдается ее падения. Введение в указанный раствор концентрата анти-вспенивателя КПГ-200 АВ в количестве 40 мг/л (рис. 4.7, кривая I) позволило снизить пену со 150 мм до 15 мм за 10 мин. На этом уровне она держалась 20 мин., а затем наблюдалось снижение пены до 7 мм.
Антивспениватель КПГ-200 АВ сохраняет свои пеногасящие способности даже при увеличении количества пенообразователя (ПАВ). Как видно из рис. 4.7 (кривая IV), при увеличении количества пенообразователя до 3 мл (концентрация пеногасителя осталась прежняя 40 мг/л), высота пены падает от 150 мм до 25мм через 60 мин.
Были также проведены исследования на длительность работоспособности данного антивспенивателя. Опыт проводился на протяжении 2-16 часов, пе-нообразование не наблюдалось.
Полученные пеногасящие характеристики антивспенивателя КПГ-200АВ сравнивались с такими реагентами, как Родорсил 411 и DB-31 которые в тот момент применялись на АГПЗ.Данные исследования пеногасящих характеристик антивспенивателей Родорсил 411 и DB-31 показаны на рис. 4.7 (кривые II и III).
