Осушитель природного газа

 

Изобретение относится к области абсорбционной осушки природного газа. Осушитель природного газа на основе диэтиленгликоля содержит буру, пеногаситель типа 139-282 на основе кремнийорганических жидкостей и антивспениватель, при этом в качестве антивспенивателя он содержит лапрол 6003-2Б-18 и дополнительно содержит углекислый калий, натрий фосфорнокислый двузамещенный и бензотриазол в следующих соотношениях компонентов (мас.%): бура - 0,3-1,0%, калий углекислый - 0,1-0,3%, натрий фосфорнокислый двузамещенный - 0,5-1,2%, бензотриазол - 0,05-0,1%, лапрол 6003-2Б-18 - 0,001-0,1%, пеногаситель типа 139-282 - 0,001-0,1%, диэтиленгликоль - остальное. Изобретение позволяет снизить коррозию промыслового оборудования в газовой фазе до 0,02-0,00493 мм/год, в жидкой фазе до 0,009-0,00015 мм/год. 1 табл.

Изобретение относится к области осушки природного газа с помощью осушителей (абсорбентов) и может быть использовано в газодобывающей промышленности, где осушка добытого газа необходима перед его транспортировкой.

Известны различные абсорбенты для осушки газов, так, в частности, известно осуществление осушки газов абсорбентом на основе диметилового эфира полиэтиленгликоля (1). Однако при этом наблюдается большая растворимость углеводородных газов и недостаточная степень осушки (точка росы 4-5°С).

Известен ряд абсорбентов на основе гликолей. Так, известен состав, используемый для осушки природного газа, при подготовке его к транспортировке, включающей, об. %:

Диэтиленгликоль 20-50

Полипропиленгликоль 42-54

Дипропиленгликоль 2-12

Пропиленгликоль 5-12

Трипропиленгликоль 1-2

Абсорбент позволяет получить газ с точкой росы 16-25°. Температура разложения 200-220°С, потери при регенерации 7 г/1000 м³ газа (2).

Недостатком данного осушителя является то, что в его составе нет антикоррозионных и антипенных присадок и приведенный состав при эксплуатации будет обладать высокой скоростью коррозии промыслового оборудования и потерями осушителя вследствие пенообразования.

Наиболее близким к предлагаемому абсорбенту для осушки природного газа является известный осушитель на основе диэтиленгликоля (3), включающий следующие компоненты, 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 пипа 139-282 0,001-0,1

Диэтиленгликоль остальное

Кроме основного компонента - диэтиленгликоля, известный осушитель включает ряд добавок, в частности, в качестве антикоррозионных присадок он содержит Лапрол 251 В, представляющий собой продукт взаимодействия борной кислоты со смесью метиловых эфиров три-, тетра- и пентаэтиленгликолей, буру, фенозан 28 - продукт взаимодействия диэтиленгликоля с 3,5-ди-трет-бутил-4-оксифенилпропиленовым спиртом. В качестве антивспенивателя осушитель содержит Лапрол 5003-2-15, а также пеногаситель типа 139-282 на основе кремнийорганических жидкостей.

Введение в осушитель антикоррозионных 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 и тем самым повысить производительность технологического оборудования.

Скорость коррозии в жидкой фазе при использовании известного осушителя составляет 0,16-0,48 мм/год и 0,1-0,25 мм/год в газовой фазе, высота пены 0,3-38 мм при времени жизни пены 0,4-5 с.

Указанный осушитель с приведенным составом снижает скорость коррозии, но величина ее остается сравнительно высокой, также достигнутый эффект снижения вспенивания является недостаточным и нуждается в улучшении.

Задачей изобретения является создание такого осушителя природного газа, который обеспечил бы наряду с эффективной осушкой газа еще и снижение коррозии промыслового оборудования и уменьшение вспенивания в процессе эксплуатации осушителя.

Для решения поставленной задачи предлагается использовать в качестве осушителя природного газа композицию, представляющую собой смесь определенного состава диэтиленгликоля (ДЭГ), антикоррозионных и антивспенивающих присадок.

В качестве антикоррозионных присадок в диэтиленгликоль вводятся: бура в количестве 0,3-1,0 мас.%, калий углекислый в количестве 0,1-0,3 мас.%, натрий фосфорнокислый двузамещенный в количестве 0,5-1,2 мас.%, бензотриазол в количестве 0,05-0,1 мас.%

В качестве антивспенивателя вводятся Лапрол 6003-2Б-18 и пеногаситель типа 139-282 на основе кремнийорганических жидкостей в количестве 0,001-0,1 мас.% каждого.

Предложенный осушитель природного газа на основе диэтиленгликоля, содержащий (мас.%):

Бура 0,3-1,0

Углекислый калий 0,1-0,3

Натрий фосфорнокислый

Двузамещенный 0,5-1,2

Бензотриазол 0,05-0,1

Антивспениватель

Лапрол 6003-2Б-18 0,001-0,1

Пеногаситель типа 139-282 0,001-0,1

Диэтиленгликоль остальное

отличается от известного тем, что в качестве антивспенивателя он содержит Лапрол 6003-2Б-18 и включает в свой состав углекислый калий, натрий фосфорнокислый двузамещенный и бензотриазол при названных выше количественных соотношениях входящих в него ингредиентов.

Испытания коррозионной активности образцов осушителя проводились на специальном приборе. Ячейки прибора снабжены герметично закрывающимися “бомбами” из нержавеющей стали, внутри которых находятся стеклянные стаканы, снабженные крышкой с “елочкой” для крепления испытуемых металлических пластин. При проведении испытаний использовались образцы в виде прямоугольных пластин размером (20±0,5)·(10±0,5)·(2±0,5) мм, изготовленных из стали Ст 40 с чистотой поверхности 8.

Для моделирования реального технологического процесса осушки газа в испытуемый образец осушителя добавляем 2 мас.% воды и 1 мас.% NaCl. В стеклянный стакан помещается образец осушителя в количестве 75 см³ и 6 испытуемых пластин металла таким образом, чтобы три из них были погружены в осушитель, а три находились в газовой фазе.

Испытания проводили путем нагрева герметически закрытых “бомб” при температуре 170°С в течение 250 часов.

Скорость коррозии оценивали по изменению массы испытуемых образцов до и после нагрева.

Расчет проводили по формуле

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;

τ - время испытания, ч.

где 8760 - количество часов в году, 10 - коэффициент пересчета см в мм, 10⁴ - коэффициент пересчета м² в см².

Значение коррозии определяется как среднеарифметическое трех измерений.

Результаты испытаний приведены в таблице.

Вспениваемость осушителя определяется по методике ГОСТ 28084. Метод заключается в том, что через определенный объем испытуемого осушителя при заданной температуре продувают воздух через пористый фильтр с установленным объемным расходом в течение заданного времени (5 мин), а затем измеряют объем образовавшейся пены и ее устойчивость.

Устойчивость пены определяется по времени ее оседания с момента прекращения подачи воздуха.

Экспериментальные данные по определению вспениваемости осушителя приведены в таблице.

Как видно из таблицы, введение в осушитель названных антикоррозионных присадок и антивспенивателя резко улучшают его эксплуатационные характеристики.

Добавление к ДЭГу антикоррозионных присадок буры, калия углекислого, натрия фосфорнокислого двузамещенного, бензотриазола в количестве 0,3-1,0; 0,1-0,3; 0,5-1,2; 0,05-1,0 мас.% соответственно (примеры 1-3) приводит к значительному снижению скорости коррозии по сравнению с прототипом. Скорость коррозии в газовой фазе в среднем (примеры 1-3) снижается более чем в 7 раз.

Скорость коррозии (в примерах 1-3) в жидкой фазе в среднем в 50 раз ниже, чем в прототипе.

При уменьшении концентрации антикоррозионных присадок в осушителе ниже указанного предела (пример 4) происходит рост коррозии как в жидкой, так и в газовой фазе по сравнению с примерами 1-3.

В качестве пеногасителей в изобретении используются Лапрол 6003-2Б-18 и пеногаситель типа 139-282 на основе кремнийорганических жидкостей в количестве 0,001-0,1% каждого (примеры 1-3).

Введение указанных пеногасителей в данной концентрации и в данной композиции присадок обеспечивает более высокую эффективность по снижению пены в осушителе по сравнению с прототипом.

В случае уменьшения концентрации пеногасителей ниже заданного предела концентраций происходит увеличение высоты пены и времени ее жизни (пример 4).

Определение влияния антикоррозионных присадок на осушающую способность модернизированного осушителя проводилось в сравнении с чистым диэтиленгликолем.

С этой целью пробы водных растворов испытуемых веществ помещаются в эксикатор, где они находятся при одинаковом давлении и температуре, и после установления равновесия по воде определяется концентрация воды в равновесных жидких пробах. Определив конечное содержание воды в испытуемых пробах, можно сравнить их осушающую способность. Из двух проб водных растворов разных веществ с различным конечным содержанием воды лучшей по осушающей способности считается та, в которой концентрация воды (выраженная в мас.%) будет больше.

В исходных пробах было следующее содержание воды, мас.%:

чистый ДЭГ 0,25

прототип 3,0

ДЭГ с присадками (предлагаемый состав) 1,35

Равновесное содержание воды оказалось следующим, мас.%:

чистый ДЭГ 1,29

прототип 1,27

ДЭГ с присадками (предлагаемый состав) 1,32

Из данных таблицы следует, что осушающая способность предлагаемого осушителя и осушителя по способу прототипа и чистому ДЭГ в пределах ошибок опыта одинаковы.

Таким образом предлагаемый осушитель на основе диэтиленгликоля с комплексом антикоррозионных и антипенных присадок показывает высокую эффективность по снижению коррозии промыслового оборудования и подавляет пенообразование в процессе осушки природного газа, что позволит увеличить срок службы оборудования, снизить расход осушителя за счет уменьшения его капельного уноса и тем самым повысить производительность технологического оборудования.

Источники информации

1. Патент США №3837143 по кл. 55-13.

2. Авторское свидетельство №799797 по кл. В 01 D 53/28.

3. Патент РФ №2040959 по кл. В 01 D 53/28.

Формула изобретения

Осушитель природного газа на основе диэтиленгликоля, содержащий буру, пеногаситель типа 139-282 на основе кремнийорганических жидкостей и антивспениватель, отличающийся тем, что в качестве антивспенивателя он содержит лапрол 6003-2Б-18 и дополнительно содержит углекислый калий, натрий фосфорнокислый двузамещенный и бензотриазол в следующих соотношениях компонентов, мас.%:

Бура 0,3-1,0

Калий углекислый 0,1-0,3

Натрий фосфорнокислый двузамещенный 0,5-1,2

Бензотриазол 0,05-0,1

Лапрол 6003-2Б-18 0,001-0,1

Пеногаситель типа 139-282 0,001-0,1

Диэтиленгликоль Остальное