Применение дисульфидного масла для удаления парафинистых отложений на оборудовании установок стабилизации конденсата

Автор: Узун К.П., Чернышева Е.А., Курякова Т.А., Межуева Л.В.

Журнал: Вестник Воронежского государственного университета инженерных технологий @vestnik-vsuet

Статья в выпуске: 3 (81), 2019 года.

Бесплатный доступ

На установке стабилизации конденсации Оренбургского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ) ООО «Газпром переработка» остро стоит проблема асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) вследствие чего: ухудшается работа теплообменного оборудования, асфальтосмолопарафиновые отложения накапливаются на тарелках и в кубовой части колонны стабилизации, образуются пирофорные соединения, осложняющие пропарку системы при подготовке оборудования к ремонту. В настоящее время для очистки теплообменного оборудования от АСПО на установке используют водяной пар, что неблагоприятно сказывается на технологическом режиме установки стабилизации и резервуарного парка хранения стабильного конденсата. В соответствии с методикой хроматографического анализа определен состав «дисульфидного масла», получаемого на Оренбургском газоперерабатывающем заводе и нестабильного конденсата в смеси с нефтью, определены физико-химические показатели. Предложена простая в осуществлении экспресс-методика, позволяющая определить растворяющую способность дисульфидного масла (ДСМ)...

Еще

Дисульфидное масло, ингибитор, парафинистые отложения, конденсат

Короткий адрес: https://sciup.org/140246400

IDR: 140246400 | DOI: 10.20914/2310-1202-2019-3-249-254

Текст научной статьи Применение дисульфидного масла для удаления парафинистых отложений на оборудовании установок стабилизации конденсата

На установке стабилизации конденсации Оренбургского ГПЗ ООО «Газпром переработка» остро стоит проблема отложения АСПО вследствие чего:

• ухудшается работа теплообменного оборудования;
• АСПО накапливается на тарелках и в кубовой части колонны стабилизации;

This is an open access article distributed under the terms of the Creative Commons Attribution 4.0 International License

• образуются пирофорные соединения, осложняющие пропарку системы при подготовке оборудования к ремонту [1–5].

В настоящее время для очистки теплообменного оборудования от АСПО на установке используют водяной пар, что неблагоприятно сказывается на технологическом режиме установки стабилизации и резервуарного парка хранения стабильного конденсата:

• во время проведения пропарки полностью останавливают работу теплообменного оборудования и соответственно сокращается загрузка установки по сырью;
• происходит увеличение количества подтоварной воды при проведении пропарки без остановки теплообменников, соответственно необходимо дополнительное отстаивание стабильного конденсата в товарном парке от подтоварной воды;
• увеличивается количество вывода некондиции с данных установок [6–8].

Удаление АСПО с поверхности другого оборудования возможно только в период проведения планово-предупредительного ремонта установки [9–11].

На основании вышеизложенного предлагается провести испытания дисульфидного масла, вырабатываемого на ОГПЗ в качестве растворителя для уменьшения парафинистых отложений в расширенном конденсате на установке стабилизации конденсата ОГПЗ.

Были определены основные задачи:

- экспериментальное исследование процессов растворения АСПО в дисульфидном масле. Установление направлений процессов растворения различных компонентов АСПО;
- сравнительная оценка эффективности ингибиторов АСПО, промышленного производства и дисульфидного масла.

Материалы и методы

В соответствии с методикой хроматографического анализа определен состав «дисульфидного масла», получаемого на ОГПЗ, и нестабильного конденсата в смеси с нефтью ОНГКМ, определены физико-химические показатели (таблицы 1, 2).

Как видно из таблицы 1 при проведении исследований эффективности растворения АСПО использована смесь дисульфидного масла с углеводородами 3:7.

Таблица 1.

Физико-химические показатели дисульфидного масла

Table 1.

Physical and chemical properties of disulfide oil

Показатель \| Indicator	Фактические значения \| Actual values
	04.07.18	05.07.18		08.07.18		09.07.18	10.07.18	Средние показатели Average
Внешний вид Appearance	Мутная жидкость желто-зеленого цвета \| Turbid liquid yellow-green color
Фракционный состав, ˚С \| Fractional composition, ˚С
Температура нк Temperature NK	108	112		105		107	109	108,2
10% об.	117	115		114		115	115	115,2
20% об.	118	118		114		118	117	117
30% об.	120	120		115		119	118	118,4
40% об.	124	123		117		123	120	121,4
50% об.	128	127		118		125	124	124,4
60% об.	133	132		121		129	126	128,2
70% об.	144	141		124		137	135	136,2
80% об.	155	151		132		151	147	147,2
90% об.	173	166		151		184	165	167,8
Температура кк Temperature KK	205	207		194		196	206	201,6
Выход \| Output	99	98,5		99		99	99	98,9
Остаток \| Residue	0,5	0,5		0,5		0,5	0,5	0,5
Потери \| Toll	0,5	1		0,5		0,5	0,5	0,6
Компонентный состав, % масс. \| Component composition, % wt.
17,72	16,13	31,06	18,45		18,46		20,364
7,32	11,17	15,67	9,77		8,78		10,542
74,96	72,7	53,27	71,78		72,76		69,094
Плотность при 20 °С, г/см³Density at 20 °C, g/cm³	0,902	0,903	0,962		0,907		0,932	0,9212

Таблица 2.

Физико-химические показатели нестабильного конденсата

Physico-chemical parameters of unstable condensate

Table 2.

Показатель \| Indicator	1-я декада апреля 1 decade April	2-я декада апреля 2 decade April	3-я декада апреля 3 decade April	Апрель April
Компонентный состав, в том числе: Component composition, including:
Метанол \| Methanol	0,01	0,01	0,01	0,01
Диоксид углерода \| Carbon dioxide	0,09	0,10	0,10	0,10
Сероводород \| Hydrogen sulphide	1,02	1,29	1,29	1,20
Меркаптаны \| Mercaptan	0,36	0,42	0,38	0,39
Азот \| Nitrogen	0,04	0,01	0,0	0,02
Метан \| Methane	0,46	0,49	0,58	0,51
Этан \| Ethane	0,42	0,59	0,54	0,52
Пропан \| Propane	1,40	1,84	1,70	1,65
и-Бутан \| I-Bhutan	0,80	1,05	0,93	0,93
Бутан \| Bhutan	2,58	3,25	2,97	2,93
и-Пентан \| I-Pentane	2,12	3,04	2,55	2,57
Пентан \| Pentane	2,50	3,40	2,88	3,00
Гексан+ \| Hexane+	88,20	84,30	86,07	86,17
Плотность при рабочих условиях, г/см³Density under working conditions, g / cm³	0,832	0,785	0,782	0,800
Содержание свободной воды, % масс. Free water content, % wt.	< 0,01
Содержание эмульсионной воды, % масс. Emulsion water content, % wt.	–
Содержание механических примесей, % масс. Content of mechanical impurities, % by weight.	–

Для дальнейших исследований взяты отложения с оборудования до его пропарки.

В исследуемых образцах АСПО было определено содержание углеводородов, твердых парафинов, смол и асфальтенов. Деление отложений на групповые компоненты в значительной мере отражает различия в растворимостях этих компонентов в растворителях, применяющихся в практике анализа остаточных нефтепродуктов, ближайших аналогов АСПО. Поэтому исследования проводились с использованием адсорбционных методов анализа остаточных нефтепродуктов по Маркуссону. Метод заключается в предварительном удалении асфальтово-смолистых веществ из остатка, их экстракции, адсорбции и последующем выделении парафина смесью ацетона и толуола (таблица 3).

Из таблицы 3 видно, что АСПО остатка характеризуется высоким содержанием парафиновых УВ. Парафинистый тип отложений и, как следствие, их невысокая полярность указывают на то, что основу композиции для разрушения структуры АСПО должны составлять низкоки-пящие компоненты.

Таблица 3.

Состав и плотность остатка нестабильного конденсата в смеси с нефтью

Table 3.

Composition and density of the residue of the oil composition of the Compound in a mixture with oil

Дата \| Data	Состав, % масс. \| Composition, % wt.			Плотность, г/см³Density, g / cm³
Дата \| Data	Асфальтены asphaltenes	Смолы resins	Углеводороды + твердые парафины Hydrocarbons + solid paraffins	Плотность, г/см³Density, g / cm³
04.07.18	0,414	16,800	82,786	0,918
08.07.18	0,398	17,500	82,102	0,926
10.07.18	0,559	18,400	81,041	0,928
Средние показатели Average	0,457	17,567	81,976	0,924

Дисульфидное масло испытывали на растворяющую способность. Растворение остатка нестабильного конденсата в дисульфидном масле проводили при температурах 20; 90 °С и при разных соотношениях: 9:1, 8:2, 7:3, 1:1, 3:7 соответственно.

Испытуемый образец при исследуемой температуре перемешивали в течение 5 мин. Затем содержимое отфильтровывали через предварительно взвешенный фильтр – черная лента. Фильтр с частицами АСПО высушивали при комнатной температуре до постоянного веса.

Растворяющую способность Х вычисляли по формуле

Х = 100- m ⁰ m ¹ - 100, m ₀

где m 0 – масса пробы до опыта, г; m 1 – масса пробы, отфильтрованной после опыта, г.

За результат измерения принимают среднее арифметическое результатов параллельных измерений. Количество проведенных параллельных измерений четыре.

Результаты и обсуждение

Результаты исследований растворения остатка нестабильного конденсата в ДСМ представлены в таблицах 4–5.

Приведены усредненные экспериментальные данные, полученные как средние арифметические четырех параллельных измерений.

Таблица 4.

Экспериментальные данные растворения остатка в ДСМ

Table 4.

Experimental data of dissolution of the residue in DSM

Проба Sample	Объем ДСМ, см³DCM Volume, cm³	Объем остатка, см³Volume residue, cm³	Плотность смеси, г/см³Mixture density, g/cm³	Время фильтрования при t=20 °С Time of filtration t=20 °C	Время фильтрования при t=90 °С Time of filtration t=90 °C
Холостая проба Blank sample	-	100	0,924	Не фильтруется \| not filtered
1	70	30	0,905	20 min	8 min
2	50	50	0,908	28 min	22 min
3	30	70	0,912	2,3 h	1,2 h
4	20	80	0,917	8 h	2,4 h
5	10	90	0,918	24 h	12 h

Таблица 5.

Расчет растворяющей способности ДСМ

Table 5.

Calculation of the solvent capacity of DSM

Проба Sample	Масса смеси, г Mass of mixture, g	Масса отфильтрованной смеси при t=20 °С, г Mass of filtered mixture at t=20 °C, g	Масса отфильтрованной смеси при t=90 °С, г Mass of filtered mixture at t=90 °C, g	Растворяющая способность, % при t=20 °С Solvent capacity, % at t=20 °C	Растворяющая способность, % при t=90 °С Solvent capacity, % at t=90 °C
Холостая проба Blank sample	92,4	0	0	0,00	0,00
1	90,5	90,3	90,45	99,78	99,94
2	90,8	90,5	90,65	99,67	99,83
3	91,2	90,4	90,70	99,12	99,45
4	91,7	90,9	91,10	99,13	99,35
5	91,8	90,9	91,10	99,02	99,24

Заключение

Предложена простая в осуществлении экспресс-методика, позволяющая определить растворяющую способность ДСМ. Методика не требует привлечения сложных инструментальных методов анализа и математического моделирования и позволяет в короткие сроки с минимальными затратами определить растворяющую способность.

Способ оценки эффективности растворения остатка в ДСМ, учитывающий особенности процесса растворения отложений, основывающийся на статическом режиме исследований, характеризуется низкой ошибкой эксперимента и высокой точностью получаемых результатов. Использование предложенного способа позволяет исключить действие всех факторов, кроме природы растворителя, и позволяет получить эффективность, обусловленную исключительно химическим составом ДСМ и его действием на АСПО.

Проведенные мероприятия по растворению АСПО позволяют рекомендовать к использованию новый тип растворителя АСПО на основе дисульфидного масла. При этом будут решены задачи как квалифицированного использования этого побочного продукта, так и повышения эффективности очистки оборудования от АСПО.

По результатам проведенных исследований дисульфидное масло обладает растворяющей способностью по отношению к АСПО, даже при низких концентрациях (1:9).

Проведенные расчеты показывают, что оборудование при введении в сырьевой поток дисульфидного масла справится с дополнительной нагрузкой.

Изучение литературных данных и проведенные исследования позволяют предположить, что дисульфидное масло может быть использовано в качестве растворителя АСПО.

Дисульфидное масло в настоящее время закачивается в стабильный конденсат, поэтому его закачка в расширенный конденсат не нарушит технологического режима работы установки стабилизации конденсата, что и подтверждается расчетами [12–14].

Кроме того, дисульфидное масло, проходя по всей установке стабилизации, промывает тарелки колонны стабилизации, змеевики печи подогрева конденсата, трубное и межтрубное пространство теплообменного оборудования.

Список литературы Применение дисульфидного масла для удаления парафинистых отложений на оборудовании установок стабилизации конденсата

Бусыгина Н.В., Бусыгин И.Г. Технология переработки природного газа и газового конденсата. Оренбург, ИПК "Газпромпечать", 2002. 428 с.
Yi Z.G., Wang X.M., Ouyang M.G., Zhang D.Q. et al. Airsoil exchange of dimethyl sulfide, carbon disulfide, and dimethyl disulfide in thre foress in south China // Journal of Geophysical Research: Atmospheres. 2010. V. 115. №D18. P. 302. DOI: 10.1029/2010JD014130
Finlayson-Pitts B.J., Pitts J.N. Acid deposition: Formation and fates on inoorganic acids in the troposphere // Chemistry of the Upper and Lower Atmosphere. Theory, Experiments, and Applications. San Diego, CA: Academic Pres, 2000. P. 294-348. DOI: 10.1016/B978-012257060-5/50010-1
Дюсенгалиев К.И., Серикр Т.П., Бисенов А.С. Органические дисульфиды: реакционная способность и перспективы использования. 2004.
Cerexagri I. Hydrolysis of Dimethyl Disulfide in Aqueous Media. PA: King of Prussia, 2006.
van Lerdam R.C., De Bok A., Lomans B.P., Stas A.J. et al. Volatile organic sulfur compounds in anaerobic sludge and sediments: biodegradation and toxicity // Environ Toxicol Chem. 2006. V. 25. № 12. P. 3101-3109.
Wildlife International. Dimethyl Disulfide: A 96-Hour Toxicity Test with the Freshwater Alga (Anabaena flos-aquae). Easton, MD: Wildlife International, 2008.
Мурин В.И., Кисленко Н.Н., Сурков Ю.В. Технология переработки природного газа и конденсата. Справочник. В 2 ч. М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2002. 517 с.
Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. 653 с.
Рабинович В.А., Хавин З.Я. Краткий химический справочник. Л.: Химия, 1991. 432 с.
Сарданашвили А.Г., Львова А.Н. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. М.: Химия, 2017.
Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. 677 с.
Фомочкин А.В. Производственная безопасность. М.: Нефть и газ, 2004. 448 с.
Шарифуллин А.В. Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. 2001. № 4. С. 46-47.

Еще

Статья научная