WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

62, 1

В прямогонных фракциях растворимость отложений имеет нелинейный характер. Фракция 30-120 0С, смесь низкомолекулярных жидких углеводородов, обладает большей растворяющей способностью к парафинам, но в то же время содержит значительное количество H2S. Растворимость АСПО во фракции 150-2000С больше чем во фракции 60-1800С. Данный факт связан с содержанием в прямогонной фракции в смеси с другими углеводородами аренов С9-С10, которые являются характерными растворителями для асфальтенов. Фракция 150-2000С выбрана в качестве базового растворителя.

В ходе исследований изучены диспергирующая способность, влияние температуры, соотношения АСПО к растворителю фракции 150-2000С. При повышении температуры с 30 до 70 0С почти в 2 раза увеличилась растворимость АСПО. Рациональное соотношение АСПО к растворителю 1:50. Для оценки растворяющей способности АСПО на основе фракции 150-2000С (таблица 5) созданы композиции растворителей с добавкой удалителя «Газпар-02» (смесь ПАВ в растворителе с органическими добавками). Установлено, что добавка реагента увеличивает растворимость и диспергируемость АСПО до 10 %, за счет проявления ПАВ «расклинивающего» эффекта. Оптимальное массовое содержание растворителя, при котором увеличиваются и стабилизируются равновесная растворимость и диспергируемость 20 % от общей массы.

Таблица 5 – Растворимость АСПО парафинового типа в композиционных растворителях

Растворимость АСПО, %

Растворяющий агент

Входные сепараторы установки стабилизации конденсата

С резервуара хранения ста-

В01 В

В01 С

бильного конденсата

Фракция 150-200 0С : Газпар 02

(10 %-ный раствор)

52,8

44,5

44,3

Фракция 150-200 0С : Газпар 02

(20 %-ный раствор)

53,0

47,0

45,8

Фракция150-200 0С : Газпар 02

(30 %-ный раствор)

55,3

47,8

46,3

Эффективными растворителями АСПО системы переработки газа (асфальтенового типа) являются композиции удалителей спирто - ароматического состава (таблица 6). Недостатком углеводородных растворителей является высокая эмульсиеобразующая способность с абсорбентом установки сероочистки. При неполном удалении с поверхности теплообменной аппаратуры растворители на углеводородной основе могут образовывать с водными растворами аминов устойчивые эмульсии, способствующие возникновению повторных процессов отложения. Поэтому более предпочтительны реагенты на водной основе.

Таблица 6 - Оценка эффективности действия растворителей на АСПО асфальтенового типа из теплообменника «амин-амин» установки сероочистки газа ОГПЗ

Растворимость АСПО, %

Растворяющий агент

Трубное пространство теплообменника

Межтрубное пространство теплообменника

Углеводородный растворитель СНПХ-7Р-14 Б при температуре 200С

57,4

35,0

Углеводородный растворитель СНПХ 7870 Б при температуре 200С

71,3

37,8

Композиция растворителей (спирто-толуольная смесь 1:1) при температуре 200С

65,0

61,9

Композиция растворителей (основа - фракция 150-2000С с 1% добавкой толуола) при температуре 200С

52,9

50,2

Реагент СНПХ 7890 5 % водный раствор при температуре 800С

41,4

40,5

Реагент СНПХ 7801 10 % водный раствор при температуре 800С

34,9

45,3

Тринатрийфосфат, 10%-ный водный раствор, при температуре 800С

33,9

33,2

При использовании водных растворов наилучшие результаты растворения показали реагенты на основе ПАВ. Невысокий результат растворимости отложений в водных растворах реагентов по сравнению с углеводородными растворителями компенсируется высокой диспергирующей и отмывающей способностью данных растворителей. Преимуществом водных растворов ПАВ является возможность использования при высоких температурах, что повышает степень растворения и диспергирования отложений. Определены условия эффективного удаления АСПО при применении водных растворов ПАВ: 2 кратная смена растворителя при температуре 800С.

Рассмотрены вопросы технического перевооружения с целью предупреждения возникновения АСПО на ОГПЗ:

- в системе переработки газа - модернизация блоков сепарации природного газа с внедрением узлов промывки сырого газа водным раствором амина для улавливания примесей и тяжелых углеводородов; исключение попадания кислорода воздуха, как окисляющего агента, в раствор абсорбента созданием избыточных давлений в промежуточных емкостях;

-в системе хранения стабильного конденсата - оснащение резервуаров техническими средствами, позволяющими поддерживать осадкообразующие компоненты во взвешенном состоянии; увеличение полезной емкости резервуаров, оснащением последних современными приемо-раздаточными устройствами.

В пятой главе отражены результаты опытно-промышленных испытаний на ОГПЗ по удалению отложений с резервуара хранения стабильного конденсата и теплообменника «амин-амин» установки сероочистки газа. Опытно – промышленные испытания растворителя (фракция 150-2000С) АСПО емкости хранения 110Т01А типа РВС-5000 проведены в резервуарном парке ОГПЗ. После вскрытия резервуара обнаружено наличие АСПО в количестве 220 м3 (слой толщиной 65 см), что составляет 5 % полезного объема резервуара. Технология снижения донных отложений заключалась в контакте растворителя (280 м3) с донным осадком в течение 12 часов при температуре растворителя + 5 0С. Испытания показали: после откачки растворителя остаточный уровень АСПО составил 53 см, что соответствует 180 м3; количество отложений, перешедших в растворитель равно 99,8 м3; эффективность действия растворителя – 18, 1%. Экономический эффект при неполном удалении АСПО с одного резервуара составит 460 тыс. руб., а при полном удалении донных отложений с эффектом перемешивания растворителя АСПО с - 2,4 млн. руб.

Промышленные испытания по удалению отложений с межтрубного пространства теплообменника «амин-амин» с использованием реагента СНПХ 7890 проводились на установке абсорбционной сероочистки газа 1У370 ОГПЗ. Особенностью растворителей, содержащих ПАВ, является высокая адсорбируемость ПАВ на стенках оборудования, которые при неполном удалении их могут инициировать нежелательный процесс пенообразования абсорбентов установки сероочистки. Поэтому после основной обработки реагентом поверхности теплообменной аппаратуры необходима дополнительная циркуляция горячей воды (промывка), позволяющая удалить ПАВ с элементов теплообменников. Технология удаления АСПО с поверхности теплообменника заключалась в циркуляции промывочного реагента по замкнутой системе (рисунок 5).

1 стадия: основная очистка поверхности теплообменной аппаратуры - циркуляция водного раствора реагента, содержащий ПАВ, при температуре 800С, позволяющая диспергировать АСПО. Вывод отработанного реагента.

2 стадия: Повторная очистка поверхности теплообменника - циркуляция водного раствора реагента при температуре 800С, позволяющая удалить остатки органической части. Вывод отработанного реагента.

3 стадия: Циркуляция горячей воды в межтрубном пространстве теплообменника при температуре 800С, позволяющая удалить адсорбированные ПАВ.

Температура потока регенерированного абсорбента после очистки теплообменников водными растворами ПАВ с применением разработанной трехстадийной технологии удаления АСПО снизилась на 15 0С относительно начальной температуры до применения растворителя, что улучшило работу аминового абсорбера.

Традиционная одностадийная схема удаления АСПО с использованием 10 % -ного водного раствора тринатрийфосфата показала снижение температуры потока абсорбента всего на 10С (рисунок 6).

Показатели качества промывочных растворов, отобранных постадийно, свидетельствуют, что процесс перехода отложений в раствор присутствует, и увеличение времени циркуляции растворителя более 72 часов существенно не влияет на состав промывочного раствора. В связи с этим время промывки снизилось с 96 до72 часов.

Рисунок 5 - 372С01-абсорбер, 372С03-десорбер, 372Т01- промежуточная емкость абсорбента, 372Е02- теплообменник «амин-амин», 372В07 – емкость приготовления реагента. Схема трехстадийной промывки теплообменника «амин-амин» установки сероочистки газа по схеме В07Р07Е02В07.

Рисунок 6 - Динамика изменения температуры рабочего раствора амина после теплообменника «амин-амин» (Е02) и емкости хранения амина Т01

Выводы:

1 Установлено, что количество и интенсивность отложений возрастают по мере увеличения в сырьевых потоках доли тяжелых нефтеконденсатных смесей ОНГКМ и КНГКМ, подключаемых в проектное сырье для решения проблемы загрузки завода и несущих в своем составе тяжелые асфальтосмолопарафины и минеральные примеси, способствующие осадкообразованию.

2 Выявлено, что узлами технологического оборудования наиболее интенсивного образования АСПО являются входные сепараторы на сырьевых потоках, теплообменники «амин-амин» установки сероочистки газа и резервуары хранения стабильного конденсата.

3 Получена зависимость изменения концентрации оседающей смоло-асфальтеновой взвеси в системе стабильного конденсата от времени, на основе которой установлен период наиболее интенсивного осадкообразования. Выявлено, что образование донных осадков - результат параллельно протекающих процессов образования, накопления и межмолекулярных взаимодействий осадкообразующих компонентов в застойной зоне резервуара. Рекомендована минимально допустимая температура хранения стабильного конденсата при существующих его физико-химических свойствах - (+) 70С, ниже которого интенсифицируются процесс образования АСПО.

4 Установлено, что в основе механизма образования компонентов АСПО в технологическом оборудовании ОГПЗ лежит абсорбционно-окислительный процесс. Выявлена конденсация (утяжеление) абсорбированных углеводородов в алканоламиновых растворах и их накопление в процессе эксплуатации абсорбента. Накопление утяжеленных углеводородов совместно с продуктами окисления абсорбента в растворе алканоламинов достигает 15 % масс.

5 Доказано, что сложный состав АСПО из оборудования ОГПЗ состоящий из 40-99% органических и 1-60 % масс. неорганических компонентов, для удаления требуют применения многофункциональных композиционных реагентов, интенсифицирующие их диспергирование, разрушая структурообразующие системы, состоящие из асфальтенов, смол, минеральных солей.

6 Рекомендована в качестве растворителя АСПО парафинового типа прямогонная фракция 150 - 2000С - собственный продукт ОГПЗ, полученный при стабилизации нефтеконденсатной смеси.

7 Разработана трехстадийная технология очистки межтрубного пространства теплообменника «амин-амин» с использованием в качестве растворителей водных растворов реагентов на основе ПАВ. Технология испытана в промышленных масштабах. По сравнению с традиционный технологией на основе водного раствора тринатрийфосфата предлагаемый способ позволяет увеличить теплообмен на 150С, а время простоя узла снизить с 96 до 72 часов.

8 Разработаны и рекомендованы мероприятия по предотвращению АСПО: внедрение системы создания избыточных давлений в промежуточных емкостях хранения алканоламинов или создания в них «инертной подушки» для исключения попадания кислорода как окисляющего агента в раствор абсорбента и усовершенствование блока сепарации природного газа с внедрением узлов промывки сырого газа для улавливания примесей тяжелых углеводородов.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1 Мухаметова Э.М. Исследование состава продуктов поршневания трубопроводов // Новые промышленные технологии: тез докл. региональной науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов В 3-х ч. –Оренбург: ОГУ, 2001.- Ч. 2.-С.50-51.

2 Мухаметова Э.М., Шкоряпкин В.А., Кравченко В.В. Проблемы подготовки углеводородного конденсата и методы решения // Новые промышленные технологии: тез. докл. региональной науч.- практ. конф. молодых ученых и специалистов. В 3 ч.- Оренбург: ИПК ОГУ, 2001.- Ч. 2.-С.51-53.

3 Мусавирова Г.А., Мухаметова Э.М. Эффективность действия фракций стабильного конденсата по удалению АСПО // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2004.- № 9.- С.43-46.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»