Осушитель природного газа

Осушитель природного газа

Реферат

 

Использование: в газодобывающей промышлености. Сущность изобретения: в качестве осушителя природного газа предлагается использовать композицию на основе диэтиленгликоля следующего состава, мас. бура 0,3 1,0; лапрол 251в 0,5 1,5; фенозан 28 0,008 0,015; лапрол 5003-2-15 0,001 0,1; пеногаситель типа 139-282 0,001 0,1; диэтилен гликоль остальное. Введение в осушитель антикоррозийных присадок и пеногасителей приводит к уменьшению коррозии промыслового оборудования и снижению пенообразования в процессе осушки природного газа, что позволяет увеличить срок службы оборудования, снизить расход осушителя не менее, чем в 2 раза за счет уменьшения его капельного уноса, и тем самым повысить производительность технологического оборудования. 1 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а конкретно к процессу осушки природного газа. Необходимость осушки газа обусловлена присутствием в нем паров воды, что может вызывать такие нежелательные процессы, как образование конденсата, кристаллогидратов и ледяных пробок в газопроводе. Наиболее актуальна эта проблема при разработке газовых месторождений в районах Крайнего Севера.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является использование в так называемом экономичном методе осушки природного газа в качестве осушителя природного газа 93-98%-ного водного раствора ДЭГа, имеющего вязкость 110-140 мПас. В этом случае точка росы осушенного газа может достигать -24(-38^о)С. Основным недостатком данного осушителя является его высокая коррозионная активность в процессе осушки природного газа и регенерации осушителя, а также сильное пенообразование, приводящее к потерям осушителя из-за капельного уноса в процессе осушки газа.

Задачей изобретения является снижение коррозии промыслового оборудования и пенообразования в процессе осушки природного газа.

Для достижения задачи изобретения предлагается использовать в качестве осушителя природного газа композицию, представляющую собой смесь определенного состава ДЭГа, антикоррозионных присадок и антивспенивателей. В качестве антикоррозионных присадок в осушитель вводятся Лапрол 251В, представляющий собой продукт взаимодействия борной кислоты со смесью метиловых эфиров три-, тетра- и пентаэтиленгликолей в количестве 0,5-1,5 мас. бура в количестве 0,3-0,8 мас. (ГОСТ 842977), Фенозан 28 продукт взаимодействия диэтиленгликоля с 3,5-ди-трет-бутил-4-оксифенилпропиловым спиртом в количестве 0,008-0,015 мас. (ТУ 2494-009-576-6624-93). В качестве антивспенивателя вводятся Лапрол 5003-2-15 (ТУ 6-55-62-93) в количестве 0,001-0,1 мас. и пеногаситель типа 139-282 на основе кремнийорганических жидкостей (ТУ 6-02-1-529-86) в количестве 0,001-0,1 мас.

Испытания коррозионной активности образцов осушителя проводились по экспресс-методике на специальном приборе (ТУ 301-120-06). Ячейки прибора снабжены герметично закрывающимися "бомбами" из нержавеющей стали, внутри которых находятся стеклянные емкости снабженные крышкой с "елочкой" для крепления испытуемых металлических пластин.

При проведении испытаний использовались образцы в виде прямоугольных пластин размером (20,0 0,5)х(10,0 0,5)х x(2,0 0,5) мм, изготовленных из стали Ст40 (ГОСТ 380-88) с чистотой поверхности 7.

Для моделирования реального технологического процесса осушки газа в образец осушителя добавляли 2 мас. воды и 1 мас. NaCl.

В стеклянную емкость помещали образец осушителя в количестве 75 см³ и 6 испытуемых пластин таким образом, чтобы три из них были погружены в осушитель, а три находились над ним.

Испытания проводили путем нагрева герметически закрытых "бомб" при температуре 1902^о в течение 5 ч.

Коррозионную активность (скорость коррозии) оценивали по изменению массы испытуемых образцов до и после нагрева. Расчет проводили по формуле n где n скорость коррозии, мм/год; m₁ масса образца до испытания, г; m₂ масса образца после испытания, г; S площадь образца после испытания, см²; d плотность металлического образца, г/см³; время испытания, ч.

Значение скорости коррозии определяли как среднеарифметическое трех измерений. Результаты испытаний приведены в таблице.

Испытания вспениваемости осушителя проводили на установке, представляющей собой стеклянную колонну высотой 800 мм, внутренним диаметром 25 мм, снабженную рубашкой для термостатирования. В нижнюю часть колонки впаян пористый стеклянный фильтр. Для измерения высоты пены колонка снабжена шкалой. Перед проведением испытания образец осушителя разбавляют дистиллированной водой в объемном соотношении 1:4. Для проведения испытаний в колонку заливают 100 мл разбавленного осушителя, термостатируют его путем подачи в рубашку колонки воды с помощью термостата и затем в нижнюю часть колонки подают воздух в количестве 2 л/мин. Расход воздуха регулируется игольчатым вентилем и контролируется с помощью ротаметра. По истечении 10 мин определяется высота пены как разность уровней вспененной и исходной жидкости. Стабильность пены определяется по времени ее оседания с момента прекращения подачи воздуха.

Экспериментальные данные по определению вспениваемости осушителя приведены в таблице.

Как указывают данные таблицы, введение в осушитель антикоррозионных присадок и антивспенивателей резко улучшают его эксплуатационные характеристики. Добавление к ДЭГу антикоррозионных присадок буры, Лапрола 251В и Фенозана 28 в количестве 0,3-1,0. 0,5-1,5 и 0,008-0,015 мас. соответственно (примеры 1-3) приводит к значительному снижению скорости коррозии. Скорость коррозии в газовой фазе при добавлении антикоррозионных присадок снижается более, чем в 7 раз, еще более резкое снижение скорости коррозии наблюдается в жидкой фазе более, чем в 13 раз. При уменьшении концентрации антикоррозионных присадок в осушителе ниже указанного предела (пример 4) происходит рост скорости коррозии как в жидкой, так и в газовой фазе по сравнению с примерами 1-3. Увеличение содержания присадок вышеуказанного предела нецелесообразно, так как это не приводит к заметному снижению скорости коррозии.

Введение в осушитель пеногасителей Лапрол 5003-2-15 и Пеногаситель типа 139-282 в количестве 0,001-0,1 мас. каждого (примеры 1-3) вызывает резкое снижение высоты пены и времени ее жизни по сравнению с чистым диэтиленгликолем (пример по прототипу). Увеличение концентрации пеногасителей в осушителе нецелесообразно, так как это не приводит к заметному положительному эффекту. В случае уменьшения концентрации пеногасителей происходит увеличение высоты пены и времени ее жизни.

Осушающая способность предлагаемого осушителя и осушителя по способу прототипу одинакова.

Таким образом, введение в осушитель антикоррозионных присадок и пеногасителей приводит к уменьшению коррозии промыслового оборудования и снижению пенообразования в процессе осушки природного газа, что позволит увеличить срок службы оборудования, снизить расход осушителя не менее, чем в два раза за счет уменьшения его капельного уноса и тем самым, повысить производительность технологического оборудования.

Формула изобретения

ОСУШИТЕЛЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА на основе диэтиленгликоля, отличающийся тем, что в качестве осушителя используется композиция следующего состава, мас.

Бура 0,3 1,0 Лапрол 251В 0,5 1,5 Фенозан 28 0,008 0,015 Лапрол 5003-2-15 0,001 0,1 Пеногаситель типа 139-282 0,001 0,1 Диэтиленгликоль Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1