Интенсификация процесса пеногашения на установках очистки газа от сероводорода и диоксида углерода (на примере астраханского гпз)

«Интенсификация процесса пеногашения на установках очистки газа от сероводорода и диоксида углерода (на примере астраханского гпз)»
      
      
      
      СОДЕРЖАНИЕ
      


Стр.

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………….
6

Глава 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР………………………………
9
1.1
Современные тенденции в вопросах очистки природного газа 
от кислых омпонентов........................................................................
9
1.2
Пенообразование растворов абсорбентов и  
методы разрушения пены.....................................................................
16
1.3
Химическое пеногашение.....................................................................
18
1.3.1
Применяемые вещества при химическом пеногашении
18
1.3.2
Кремнийорганические пеногасящие вещества...................................
25
1.3.3
Промышленное осуществление узла ввода пеногасителя
30
1.4.
Очистка раствора абсорбента фильтрацией........................................
30
1.5
Выводы по обзору и постановка задачи исследования………..............
36

Глава 2 ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ……………
38
2.1
Техническое обозрение показателей работы установок очистки природного газа от кислых компонентов………………………………
39
2.1.1
Обследование технологических параметров установок
 очистки газа кислых компонентов на 
АГПЗ ООО «Газпром добыча Астрахань»….........................................
39
2.1.2
Обследование установок промывки и
компримирования газов стабилизации и 
выветривания конденсата, содержащего кислые компоненты
АГПЗ ООО «Газпром добыча Астрахань»...............................................
43
2.1.3
Анализ проектной и действующей  схем узла подачи 
антивспенивателя  на установке промывки икомпримирования 
газов стабилизации и выветривания конденсата
46
2.2
Лабораторные методики исследования свойств 
применяемого абсорбента и пеногасящих реагентов..............................
48
2.2.1
Методологическоесопровождение исследования аналитических
параметров применяемого абсорбента....................................................
48
2.2.2
Описание лабораторной установки…………………………
55

Глава 3 АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ АМИНОВЫХ 
УСТАНОВОК НА АГПЗ ООО «ГДА» И ИССЛЕДОВАНИЕ 
ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ СВОЙСТВ АБСОРБЕНТА НА
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОЧИСТКИ..........................................................
58
3.1
Особенности применяемых технологических схем очистки 
газа от кислых компонентов............................................
58
3.2
Анализ проведенного мониторинга технологических параметров работы объектов исследования…………………………………………
59
3.3
Характеристика абсорбента……………………………………….

63
3.4
Динамика изменений пенных характеристик раствора абсорбента в период эксплуатации………………………………..…...........................
66
3.4.1
Временная потеря свойств абсорбента………………………...............
66
3.4.2
Влияние механических примесей……………………………................
67
3.4.3
Влияние ПДД и ТСС…………………………………………..................
69
3.4.4
Влияние реагентов, используемых для интенсификации скважин….
69
3.4.5
Влияние жидких углеводородов ……….…………………….................
71

Глава 4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 
СВОЙСТВ ПЕНОГАСЯЩИХ РЕАГЕНТОВ......................................
73
4.1
Исследование эксплуатационных свойств различных пеногасителей и эффективности их использования в технологических условиях работы установок очистки газа от кислых компонентов…....................
73
4.1.1
Определение пеногасящих характеристик реагентов……….................
73
4.1.2
Определение термостабильных свойств реагентов………………
76
4.1.3
Исследование пеногасящих способностей новых образцов реагентов марки Пента, созданных путем варьирования природы эмульгатора
77
4.3
Выводы по разделу………………………………………………............
86

Глава 5 Опытно-промышленные испытания реагентов 
марки Пента………………………………………………………........
88
5.1
Опытно-промышленные испытания пеногасителей марки Пента на АГПЗ ООО «Газпром добыча Астрахань»
89
5.1.1
Опытно-промышленное испытание пеногасителя Пента-470
на установках промывки и компримирования газов стабилизации и выветривания конденсата, содержащего кислые компоненты………
89
5.1.2
Предложения по реконструкции узла ввода пеногасителя……...........
91
5.1.3
Опытно-промышленные испытания Пента-480Б, Пента-4609…...
93
5.1.4
Второй этап опытно-промышленных испытаний реагента 
Пента-480Б.................................................................................................
95
5.2
Определение влияния технологических параметров на количество пеногасящих реагентов………………………………………………….
97
5.3
Выводы по разделу…………………………………………………
99

Глава 6 Экспериментальные исследования адсорбционной способности наносорбента «Техносорб 1»
101
6.1
Краткая характеристика наносорбента «Техносорб 1»……………….
101
6.2
Методы и условия проведения исследований……………………….
102
6.3
Анализ результатов лабораторных исследований…………………..
103
6.4
Выводы по разделу………………………………………………….......
113

Глава 7 Модернизация узла фильтрации установок очистки газа от кислых компонентов
115
7.1
Исследования качества фильтрации растворов ДЭА на установках очистки газа от кислых компонентов.......................................................
115
7.2
Предложения по модернизации узла фильтрации……………………
116
7.3
Выводы по главе………………………………………………………….
119

Глава 8 Экономика....................................................................................
121

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ...................................................................................
123

Список используемых источников............................................................
125

ПРИЛОЖЕНИЯ…


      	
      
      
      	
      



Список сокращений

ООО «ГДА»
- Общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Астрахань»;
АГПЗ 
- Астраханский газоперерабатывающий завод;
ИТЦ
- инженерно-технический центр;
ЦЗЛ-ОТК ГПЗ
- центрально-заводская лаборатория –отдел технического контроля газоперерабатывающего завода;
ГПУ
- газопромысловое управление;


УДП МГПЗ
- унитарное дочернее предприятие Мубарекский газоперерабатывающий завод;
МЭА
- моноэтаноламин;
АГТУ
- Астраханский государственный технический университет;
ВНИИГаз
- Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») ПАО «Газпром»;
ДЭА
- диэтаноламин;
ТЭА
- триэтаноламин;
МДЭА
- метилдиэтаноламин;
ДИПА
- диизопропаноламин;
ДГА
- дигликольамин;
Н2S
- сероводород;
CO2
- диоксид углерода;
ПАВ
- поверхностно-активные вещества;
ККМ
- критическая концентрация мицеллообразования;
СКО
-солянокислотная обработка;
FeS
- сульфид железа;
рН
- водородный показатель;
EDTA
- этилендиаминтетраацетат;
ПДД
- продукты деструкции диэтаноламина;
ТСС
- термостабильные соли;
АГКМ
- Астраханское газоконденсатное месторождение;
ПОР
- пенообразующий раствор;
ПМС
- полидиметилсилоксаны;
ХПК
- химическое потребление кислорода;
БПК
- биохимическое потребление кислорода;
АН РФ
- Академия наук Российской Федерации;
НПФ
научно - производственная фирма;
МИ
- методическая инструкция;



ВВЕДЕНИЕ

      Доля газа, содержащего кислые компоненты – диоксид углерода, сероводород и другие соединения серы, в извлекаемых запасах мира достаточно велика. Содержание их в газе может быть как незначительным, так и достаточно высоким. Концентрация сернистых соединений влияет на интенсивность коррозии металла трубопроводов и оборудования,  очистка такого газа проводится  в целях продления службы основного оборудования, исключая также токсичное воздействие данных компонентов на окружающую среду, в том числе на население. Вместе с очисткой газа всегда присутствует возможность получить дополнительный источник сырья для нефтехимии и создания инсектицидов. 
      Способов удаления кислых компонентов существует достаточно много, выбор их зависит от состава и количества очищаемого газа, от требуемой глубины очистки, от направления дальнейшего использования, от возможности утилизации образуемых отходов и т.п. Для очистки газа с высоким содержанием кислых компонентов используется, как правило, циклический алканоламиновый процесс. Преимуществами данных процессов являются: возможность достижения высокой  степени очистки газа, стабильностью и легкостью регенерации, сравнительно низкая чувствительность к парциальному давлению сероводорода и диоксида углерода, низкая вязкость  водных поглотительных растворов, способность снижения содержания кислых компонентов до требуемого уровня.
      Добываемый на Астраханском газоконденсатном месторождении газ имеет в своем составе высокое содержание кислых компонентов: до 26 % об. сероводорода, около 16 % об. диоксида углерода, и наличием других сероорганических соединений. Для очистки такого высокосернистого газа на Астраханском ГПЗ применена технология фирмы "ELF" (Франция). Она основана на использовании в качестве абсорбента раствора диэтаноламина.
      Эксплуатация установок аминовой очистки нередко сопровождается таким явлением, как повышенное пенообразование раствора абсорбента. Данный факт может привести к нарушению режима работы установок, к ухудшению качества очищаемого газа и снижению производительности установки.
      Основная причина вспенивания амина –это примеси различного происхождения, накопляемые с течением времени в аминовом растворе. Для интенсификации процесса очистки природного газа постоянно должен вестись поиск новых, более совершенных способов борьбы с повышенным пенообразованием применяемых растворов аминовых абсорбентов.
      Для устранения либо предотвращения данной проблемы предлагается ряд технических решений, таких как фильтрование с использованием новейших разработок фильтрующих элементов, очистка отработанного раствора абсорбента методом вакуумной дистилляцией и другими различными способами, применение специальных веществ - пеногасителей.
      Целью данной работы являлось исследование пеногасящих способностей различных пеногасителей, с возможной разработкой новых, с улучшенными характеристиками, позволяющими быстро реагировать на повышение пенообразования раствора абсорбента с нормализацией протекания технологического процесса без значительных потерь для производства, а также модернизация фильтрующего узла с применением наноматериалов.
     В диссертации проведен анализ технологических параметров работы установок очистки природного газа АГПЗ ООО «Газпром добыча Астрахань»;исследовано влияние примесей различного происхождения на вспенивание раствора амина; изучены пеногасящие способности пеногасителей импортного и отечественного производства; исследованы  фильтрующие характеристики углеродного наноматериала. 
      На основании проведенных исследований с целью качественного реагирования на увеличение объема пены абсорбента на установках очистки газа были предложены новые реагенты марки Пента. Применение отечественных реагентов Пента дало возможность заменить дорогостоящий импортный реагент. На основании анализа технологических показателей работы установок была выявлена в первом приближении закономерность влияния поступившего или необходимого для введения количества пеногасящего реагента в раствор абсорбента для предотвращения пенообразования, которая позволяет грамотно и своевременно регулировать течение процесса.
      Исследования свойств углерод-углеродного материала Техносорб 1 показали возможность замены применяемого сегодня угольного абсорбента без конструктивного изменения имеющегося оборудования, позволяя, при этом, исключить дополнительную очистку раствора амина от угольной пыли.
      Рекомендовано использование угольного адсорбента Техносорб 1 при проведении опытно-промышленных испытаний при двухслойной загрузке адсорбера с использованием в качестве защитного слоя коксовой мелочи.
      Автор выражает глубокую благодарность и признательность: научному руководителю, кандидату технических наук, доценту Чудиевич Д.А., заместителю директора ИТЦ по технологии; коллективу отдела мониторинга технологических процессов переработки сырья ИТЦ ООО «Газпром добыча Астрахань», сотрудникам технологического отдела и ЦЗЛ-ОТК АГПЗ ООО «Газпром добыча Астрахань».
      
      

ГЛАВА 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

       Современные тенденции в технологии очистки природного газа от кислых компонентов

      В мире природный газ является одним из лидеров по запасам и объемам добычи по сравнению с другими ископаемыми топливами. Третья часть запасов природного газа характеризуется высоким содержанием углекислого газа и сероводорода. В долю доказанных запасов крупнейшей газовой компании ПАО «Газпром» приходится более 12% сероводородсодержащих месторождений, самыми крупными являются Оренбурское и Астраханское. Содержание кислых компонентов сильно затрудняет коммерческую разработку газовых месторождений, требующую специальное оборудование и инфраструктуру [1, 2].
      В извлекаемых запасах и добываемом в США газе также  содержатся значительные количества H2S и CO2. В обзоре Мейера (США) газ определяется как некондиционный в случае содержания свыше 2% СО2, более 4 мг/м3 H2S, поскольку требуют облагораживания или смешения перед закачкой в трубопроводы. На основании таких критериев, некондиционным является более 40% доказанных запасов и более 30% добываемого газа в США [3].
      Не смотря на трудность эксплуатации и экологические ограничения, невозможно пренебрегать такими месторождениями в связи с растущей потребностью в углеводородном сырье и усложнением структуры добычи освоенных «чистых» и новых удаленных запасов.
      Освоение и эксплуатация сложных сероводородсодержащих месторождений должны руководствоваться критериями технической и экологической безопасности при условии достижения экономической эффективности. Перед добычными комплексами встает ряд задач - выбор правильных технологий, предупреждение коррозии, хранение и реализация получаемых продуктов, в т. ч. малоликвидной на сегодняшний день газовой серы, минимизация отрицательного влияния на окружающую среду.
      Одной из первоочередных задач является поиск новых экономичных и экологичных технологий очистки сернистого газа с возможностью получения товарных продуктов. Многие из перечисленных сернистых соединений являются ценным сырьем для получения химических продуктов, имеющих не меньшую ценность (сероводород - для производства «газовой» серы, меркаптаны – для одорирования газов, производства моющих средств и инсекцидов) [3-4]. Кроме того, ведутся разработки в направлении нетрадиционного использования серы и внедрение нового технологического решения – закачка кислых газов в пласт, что позволит углубить добычу сероводородсодержащего газа.
      Наиболее важные факторы, учитываемые при выборе процесса очистки, это: тип и концентрация примесей в кислом газе и его углеводородный состав; параметры осуществления процесса (температура, давление); требования к качеству продукта очистки, селективная избирательность абсорбента, экологические ограничения (выбросы в окружающую среду).
      Известно более двадцати процессов в мировой практике очистки природного газа от H2S иCO2. В таблице 1 представлена сводка широко распространенных процессов удаления кислых газов.
      Таблица 1 -  Процессы удаления кислых компонентов из природного газа
Процесс (активный агент)
Способность удовлетворять требованиям спецификаций к содержанию H2S
Удаление COS, CS2 и меркаптанов
Избирательное удаление H2S
Достижимое минимальное содержание CO2
Разлагаемостьрасторителя (разлагающие вещества)
Моноэтаноламин (МЭА)
Да
Частитчное
Нет
10 мг/м3 при низком давлении
Да (COS, О2, CS2 и меркаптаны)
Дигликольамин (ДГА)
Да
Частитчное
Нет
10 мг/м3 при низком давлении
Да (СО2, COS, О2, CS2)
Диэтаноламин (ДЭА)
Да
Частитчное
Нет
50 мг/м3
Частичная (О2, SO2, SO3)
Диизопропаноламин (ДИПА)
Да
Только COS
Да
-
Частичная (О2, CS2, HSN, SO2, SO3и меркаптаны)
Метилдиэтаноламин (МДЭА)
Да
Незначительное
Да
Удаление основной массы
Частичная (О2, SO2, SO3)
Сульфинол
Да
Частитчное
Да
50 мг/м3
50%-ный унос при соблюдении требований к содержанию H2S в продукте
Частичная (О2, СО2, COS, SO2, SO3)
Горячий раствор карбоната калия
Да при условии принятия особых мер
Частитчное
Нет
Нет данных
Нет данных
Стретфорд, Сульферокс, LO-CАT, Кристасульф
Да
Нет
Да
СО2 не удаляется
Нет данных
Селексол
Да
Частитчное
В некоторой степени
Может проскальзывать или поглощаться
Нет
Ректисол
Да
Да
Нет
1 мг/м3
Нет данных
Молекулярные сита
Да
Да (искл.- CS2)
Да
Может удалять СО2 до концентраций ниже 10 мг/м3
-
Мембранное разделение
Нет
Незначительное
Нет
Зависит от концентрации в сырье
-
      
      В таблице 1 представлены наиболее распространенные процессы очистки. Но надо отметить, ввиду более жестких требований к ведению процесса и экологических норм, ведутся постоянные усовершенствования технологии и оборудования, разработки новых абсорбентов смешанного действия, служащих для удаления  СО2, СОS и др.
      Новые гибридные абсорбенты серии FlexsorbPS [5-7] фирмы ExxonMobil показали высокие показатели очистки газов, французская фирма «Тоталь» запатентовала абсорбент, позволяющий более эффективно удалять меркаптаны. Названные абсорбенты содержат в своем составе в качестве добавки сульфонал к стерическому амину для увеличения селективности к сероорганическим соединениям. 
      Известен активатор третичных этаноламинов PIP - продукт термохимического превращения монометилэтаноламина с СО2, впервые запатентованный фирмами «БАСФ» и «ЮнионКарбайдКемикалз». Скорость взаимодействия данного активатора с СО2 почти в 10 раз превышает скорость наиболее реакционных эталоаминов [8]. Преимуществом его перед ДЭА является более высокая термохимическая стабильность в присутствии СО2 и меньшее давление пара кислых компонентов. Существенным недостатком PIP является его более высокая летучесть, что приводит к более высоким потерям с газом.
      Изменение абсорбционных свойств МДЭА при помощи специальных добавок рассмотрены в экспериментальных работах ООО «ГазпромВНИИГАЗ»[9]. 
      Применение в качестве активатора ДЭА к абсорбции водным раствором МДЭА, как показали исследования, позволяют при сохранении параметров очистки получить экономию 30 % тепловой энергии в случае  исключения стадии тепловой регенерации [10]. 
      Перспективным направлением в области переработки сернистого газа являются разработки полимерных газораспределительных мембранных технологий, нашедших практическое применение в американских компаниях и обеспечивающих глубокую очистку газа от углекислого газа, работающие в высококоррозионной среде отечественных месторождений [11]. Научно-производственная компания «Грасис» предлагает свои комплексные модульные мембранные установки, позволяющие снизить содержание сернистых соединений и других примесей в одном технологическом цикле.
      Альтернативой достаточно затратной аминовой очистки газа с аномально высоким содержанием кислых компонентов служат перспективные низкотемпературные процессы сепарации кислых компонентов, основанные на конденсации Н2S и СО2 при понижении температуры природного газа. Установки низкотемпературной сепарации в будущем, по-видимому, будут инсталлироваться в качестве предварительной ступени сепарации кислых компонентов перед классическими установками абсорбционной очистки. Применение данной технологий на установках комплексной переработки газов позволит значительно уменьшить содержание кислых компонентов в газах, подаваемых на ГПЗ. Особенно интересны низкотемпературные процессы для использования на морских платформах.
      Авторами [12] представлена безотходная модульная многоблочная установка сжижения без вращающихся механизмов, в основе технологии которой заложено охлаждение компонентов сырьевого газа до -160 °С и ниже. При этом все получаемые сжиженные компоненты от гексана до метана, включая сероводород и углекислый газ, разделяются на фракции в поле сил тяжести непосредственно в самой установке, исключая применение дорогостоящих разделительных колонн. Генерируют холод вихревые охладители, превосходящие по эффективности охлаждения совершенные турбодетандеры. Все кислые компоненты, как наиболее тяжелые, скапливаются в нижней части блока, разделяются послойно и поступают в накопители-криостаты.
      Основания выбора процесса уже были перечислены выше, в любом случае имеет место соотношение производимых энергозатрат и достигаемого уровня очистки. Как показал анализ промышленно реализованных процессов, основное место занимают абсорбционные с использованием химических и физических абсорбентов или их комбинацией [13-18].
      К абсорбентам предъявляют достаточно жесткие требования: высокая поглотительная способность, недефицитность, химическая и термическая стабильность в условиях эксплуатации, некоррозионность, нетоксичность. Ведущее место в области очистки газов с высокой долей различных кислых компонентов занимают аминовые процессы, наибольшее практическое распространение в очистке газа от сероводорода и диоксида углерода получили этаноламинамы: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), метилдиэтаноламин (МДЭА) [13],и другие (таблица 1),[18–23]. 
      Химически наиболее активны  первичные амины, за ним следуют вторичные, затем  третичные. Для удаления кислых газов обычно используют алканоламины, в которых к углеводородным группам присоединены гидроксильные группы, снижающие летучесть. Высокие давления и низкие давления смещают равновесие, благоприятствуя регенерации аминового раствора. Недостатками является образование солей и продуктов необратимых реакций, что является одной из причин потерь амина.. Так, если в исходном сырье помимо H2S и СО2содержатся COS и CS2, то целесообразнее применять в качестве абсорбента ДЭА, поскольку соединения его с COS и CS2 в отличие от МЭА регенерируемые, а МДЭА, относящийся к третичным аминам, удаляет их незначительно Диэтаноламин является более слабым основанием, чем МЭА, и химически менее активен, давление паров ниже, что уменьшает потери на испарение, способен работать до более высокого насыщения кислыми газами, меньше расход на его регенерацию, значительно меньше содержание кислых газов в регенерированном амине.
      Амина применяются в виде водных растворов с концентрацией амина от 10 до 65% об. При выборе концентрации учитываются тепловые и энергетические затраты на нагрев, перекачку и регенерацию раствора, давление газов, количество углеводородных компонентов, растворяющихся в амине[13,24].
      Процесс ДЭА-очистки применен в России на крупнейших сероводородных месторождениях в Астраханской и Оренбургской областях, в Казахстане и Средней Азии.
      Основным сырьем Мубарекского газоперерабатывающего завода для получения серы служит высокосернистый газ месторождений Уртабулак, Денгизкуль и Самантепе (содержание сернистых и диоксида углерода колеблется от 3,8 до 10% об.). 
      На сегодняшний день Мубарекский ГПЗ является крупнейшим газоперерабатывающим заводом в Центральной Азии. На заводе работает 18 установок сероочистки, 5 установок получения серы и 3 установки стабилизации газового конденсата. Годовая мощность предприятия позволяет вырабатывать более 30 млрд. м3 природного газа, около 300 тысяч тонн газовой серы. Предусмотрено строительство дополнительных трех блоков сероочистки для увеличения выработки газа с использованием ДЭА [25].
      В качестве примера использования третичных аминов можно привести работу систем GTUкомпании Shahidhasheminejead Gas Processing Co(SGPC), (Иран), в которых после положительных результатов опытных испытаний по замене ДЭА все пять систем GTU на заводе компании SGPC были переключены на МДЭА с улучшением значений технико-экономических показателей.
     Немаловажное значение имеет современная модернизация существующего оборудования и применение различных нано-технологий для увеличения производительности имеющихся установок очистки газа при небольших капиталовложениях. Услуги такого характера оказывает компания «Петон», предлагая замену контактных устройств насадками с перекрестным током; а также разработанную конструкцию абсорбера. Конструкция универсального аппарата позволяет при глубокой очистки от H2S (5ppm) обеспечить селективную или полную очистку от СО2 (от 10ppm до 40 тыс. ppm) за счет регулирования числа секций насадки (от 3 до 25) при одинаковой общей высоте насадки в абсорбере. [26]. Внедрение насадки ПЕТОН осуществлено на Оренбургском ГПЗ на шести установках сероочистки, на блоках сероочистки Мубарекского ГПЗ, на аминовой (ДЭА) очистке попутного газа на «Жоножольском ГПЗ» CNPC,  аминовой очистке природного газа ГК ТУРКМЕНГАЗ ГПЗ на месторождении Довлетобад-3.

      Глава 1.2 Пенообразование растворов абсорбентов и методы разрушения пены
      
      Очень часто производственные процессы сопровождаются таким явлением, как пенообразование. Кроме того, пена является распространенной средой во многих процессах химической промышленности.
      В аминовом растворе, используемом на АГПЗ, содержатся ПАВ четырех групп - анионоактивные, катионоактивные, неионогенные и амфотерные, приведенных ниже [34].
      Состав ПАВ, а также возможные источники их возникновения приведенные приведены в таблице 1.1. [27,28-32].
Таблица 1.1 - ПАВ, предположительно присутствующие в рабочих растворах ДЭА
Наименование ПАВ
      Источник возникновения
Продукты окисления амина
 Окисление в присутствии кислорода, поступающий,по причине недостаточной герметичности насосов
Продукты деструкции амина
Продукты реакции ДЭА с ингибиторами коррозии, высокая температура
Соли
Взаимодействие с СО2
Механические примеси
Коррозионное воздействие
Растворенные углеводороды
Недостаточная сепарация, проскок с газом
Ингибиторы коррозии
Реагенты -ингибиторы
Неорганические примеси
Попадание в систему с водой  хлоридов, сульфатов, карбонатов кальция и магния 
Продукты СКО и интенсификации скважин
Попадание в систему  в растворенном виде с жидкой фазой.
Качество и состав абсорбента
Примеси в ДЭА, МДЭА  
      
      При наличииприведенных в  таблице 1.1 поверхностно-активных веществ и барботаже газа в растворе амина происходит процесс пенообразования.В материалах [33-36] показано, что в абсорберах образование пены скачкообразно увеличивается при достижении определенного соотношения скорости газа и жидкости.
      Размеры прорезей и отверстий, свойства жидкости (вязкость, поверхностное натяжение, высота слоя жидкости на тарелке) являются наиболее определяющими параметрами пенообразования в тарельчатых колоннах. Высота слоя пены на тарелке почти линейно увеличивается с увеличением скорости орошения и гидродинамического фактора F:
      F=U??, 										(1.2)
      где Uи ? – скорость истечения и плотность газа или пара.
	Плотность пены в тарельчатых колоннах изменяется в пределах 0,2-0,5 кг/м3. С увеличением функции F и уменьшением скорости орошения плотность пены уменьшается на ситчатых тарелках в большей степени, чем колпачковых.
	В абсорбционной колонне различают также несколько гидродинамических режимов – пленочный, подвисания, эмульгирования, захлебывания. Как правило, процесс ведется в режиме, близком к эмульгированию – смешения фаз с образованием газовой эмульсии и пены. Скорость потока выбирают в пределах 25 - 85% от скорости захлебывания (режим наступает, когда пена выходит из насадочного объема). В работах [28,37] указано, что данный параметр для моно- и диэтаноламина значительно меньше, чем у воды. 
     Существуют различные меры для уменьшения пенообразования - физические, механические, технологические и химические [38], кроме того, для предотвращения накопления в растворе примесей производят также очистку (фильтрование) раствора абсорбента[2].
     Как правило, применение технологических приемов, таких как изменение расхода подаваемого сырья, изменение рН и т.п., однако при работе с растворами, в которых велика концентрация пенообразователей, этих мер не всегда достаточно. В этом случае применяют для воздействия на пену или предупреждения ее образования различные  физические, механические, химические способы борьбы  с пеной.
     Среди физических способов воздействия на пены известны: термическое воздействие (нагревание, замораживание, обработка острым паром), электрический ток, акустические волны (в основном ультразвук), вибрация, создание высокого капиллярного давления в пене и др. [2,34,39].
     Механическое пеногашение осуществляют с помощью использования вращающихся устройств (лопасти, центрифуги, мешалки, диски и др.). Такой способ пеногашения малоэффективен при воздействии на высокоустойчивые пены, как правило, сопровождается сложностью и громоздкостью конструкции и характеризуется высоким потреблением электроэнергии. Не всегда использование механических способов приводит к полному разрушению пену, результативность их заключается лишь в понижении объема и кратности пены.
     Одним из наиболее распространенных способов  борьбы с пеной является химический способ, основанный на введении специальных веществ, называемыми химическими пеногасителями.
      
     1.3  Химическое пеногашение
     
     1.3.1	Применяемые вещества при химическом пеногашении
     
     Химический способ борьбы с пеной получил широкое распространение в различных отраслях промышленности. Данный метод весьма эффективен, а иногда является и единственно приемлемым. Большинство этих веществ инертно, а вводят их  в ограниченных количествах, чтобы использование было допустимо, даже если к чистоте продукта предъявляются завышенные требования, что предупреждает возможность загрязнения полуфабрикатов, готового продукта, а также технологической линии. Как правило, требуются дополнительные устройства для введения химических пеногасителей в аппарат, а в некоторых случаях необходима предварительная подготовка пеногасителя .
     Применение данного способа эффективно также для предупреждения пенообразования в кипящих средах. Известно, что процесс кипения является благоприятным условием для пенообразования в растворах, содержащих различные ПАВ. Пеногашение кипящих сред имеет определенную специфику. «Как показала скоростная киносьемка, капли пеногасителя прилипают к поднимающимся со дна пузырькам воздуха или газа, растекаются по поверхности раздела, снижают прочность пленок, и за счет этого мелкие пузырьки объединяются в более крупные, устойчивость которых значительно ниже.При всплытии на поверхность, такие крупные пузыри лопаются» [электронный путеводитель 40].
     Пеногаситель должен соответствовать следующим критериям:
     - быть высокоэффективным, иметь высокую скорость пеногашения, работать при малых концентрациях и обладать пролонгирующим действием;
     - не должен изменять свойства полупродукта и затруднять последующую переработку;
     - не должен оказывать токсического действия;
     - должен быть стабильным при воздействии высоких температур и хранении.
     Характерные физико-химические свойства пеногасителей [39]:
     -пеногаситель, имея небольшое поверхностное натяжение, должен понижать поверхностное натяжение раствора и имея поверхностную активность большую, чем у пенообразователя, вытеснять из поверхностного слоя молекулы пенообразователя.
     -пеногаситель должен быть малорастворим в пенообразующей жидкости. Низкая растворимость обеспечивает большое межфазное натяжение на границе раздела. Хотя известны случаи, когда растворимые пеногасители обладают высокой эффективностью. 
     -иметь способность к растеканию по поверхности раствора, хотя, как показал опыт их эксплуатации, данное свойство не является обязательным.
     По взаимодействию с пенообразователями пеногасители делят на две группы. Первую группу составляют вещества, которые химически взаимодействуют с пенообразователями, что приводит к образованию нерастворимых или труднорастворимых соединений. Эффективность в данном случае оценивается способностью образовывать осадок с пенообразователем. К недостаткам представителей первой группы пеногасителей следует отнести большой расход вещества и неприемлемость из-за загрязнения рабочих растворов образующимися соединениями.
     Наибольшее распространение в промышленности нашла вторая группа 
     Вторая группа, представленная веществами, химически не взаимодействующими с пенообразователем, является более распространенной в прмышленности. Механизм действия пеногасителей данной группы более сложен: имеют значение и  природа вещества (состава, строения и т.д.) и его концентрация, и состояние нахождения в растворе, и других факторов. 
     При введении пеногасителя возникают коллоидно-химические процессы [28,38,41] со стабилизатором пены, приводящие к растворению образованной ПАВ пленки;  образованию дефектов в результате внедрения частиц пеногасителя в ячейки пены; разрушение пленки в результате колебания частиц (линз) пеногасителя; сорбция ПАВ из пены в фазу введенного вещества. Более поверхностно-активные вещества пеногасителя могут вытеснять пенообразователь с поверхности раздела фаз, образуя менее прочные пленки (например, силиконы); разрушение пены может происходить при испарении легкокипящей жидкости (эфир).
     На то или иное действие пеногасящего реагента оказывает влияние химическая природа самого раствора и имеющихся в нем пенообразователей и стабилизаторов, немаловажным фактором являются условия, при которых идет процесс пеногашения (динамичность пены, скорость и продолжительность жизни пены, термические условия).
     Известны две группы пеногасителей по способу введения в пенный раствор. Одни вводят предварительно для предотвращения образования пена, другие подают уже на образовавшуюся пену для быстрого гашения [39]. Экспериментально показано, что многие пеногасящие вещества действуют предпочтительно в одном из направлений. Так, одни реагенты, эффективно работая при подаче на уже образовавшуюся пену, они, будучи введенными в аппарат предварительно, совершенно не препятствуют ее образованию, а иногда даже вызывают ее стабилизацию. В то время, как другие характеризуются выраженной способностью препятствовать образованию пены, но не эффективны при прямой подаче на пену.
     В промышленности применяются пеногасители пяти типов (классов): пластификаторы, растворители, вытеснители, дефектообразователи и поглотители [34]. Различие состоит в механизме действия, в условиях и способах их применения, быстроте действия и пролонгирующей способности.
     Скоростью воздействия на пену отличаются пеногасители - растворители адсорбционной пленки пены, представленные  низкомолекулярными органическими растворителями, способные ограниченно либо полно растворяться в пенообразующем растворе и хорошо растворяющие пенобразователи.
     Принцип действия данного класса пеногасителей достаточно сложен. Согласно некоторым авторам [13,35,38], основным фактором является разрушение пленки под действием растекающейся полимолекулярной пленки пеногасителя. При растекании  на каплю жидкости, находящейся на поверхности другой жидкости, не смешивающейся с первой, действуют силы поверхностного натяжения. Под влиянием этих сил капля может растекаться в тонкую пленку или оставаться в форме линзы на поверхности жидкости. Проявление того или иного эффекта обусловлено энергетическими соотношениями в данной системе, а именно: значениями поверхностного натяжения каждой из жидкости на границе с газовой (паровой) фазой и межфазным н.......................