CC BY
1202
УДК 66.074.1
И. М. Мухаметгалиев, Е. И. Черкасова, Л. И. Муллахметова, Е. Е. Ласковенкова
ОЧИСТКА ГАЗОВ ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ
Ключевые слова: очистка, кислые компоненты, сероводород, диоксид углерода, абсорбция, мембраны.
Рассмотрены методы очистки углеводородных газов от кислых компонентов абсорбцией, адсорбцией, каталитическими методами, мембранной технологией и тенденции их развития. Проведена сравнительная оценка эффективности применения каждого метода для очистки от диоксида углерода и сероорганических соединений.
Keywords: cleaning, acid components, hydrogen sulfide, carbon dioxide, absorption, membrane.
The methods of cleaning of hydrocarbon gases by absorption, adsorption, catalysis, membrane technology and trends of their development were examined. Comparative evaluation effectiveness of each method application for removal of carbon dioxide and organic sulfur compounds was carried out.
Мощность газоперерабатывающих предприятий в мире в 2014 году, по данным OGJ, увеличилась более чем на 30 млрд. м3/г (1,1 %), до 2,87 трлн. м3/г. Развитие российской газоперерабатывающей промышленности так же демонстрирует положительную динамику по основным показателям как рост объема добычи газа и увеличение коэффициента его полезного использования. Значительная часть прироста производительности была получена благодаря строительству новых мощностей, остальное - благодаря расширению производства на существующих предприятиях [1].
Несмотря на трудные экономические условия, российские компании продолжают наращивание газоперерабатывающих мощностей и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). За последний год установился рекорд по уровню утилизации ПНГ за всю историю российской нефтедобычи, в основном за счет экспорта сжиженного углеводородного газа (СУГ).
Текущими проектами наращивания производства СУГ являются:
- совместный проект ПАО «Сибур Холдинг» и ПАО «Газпром нефть» на Южно-Приобском ГПЗ, мощность которого позволит перерабатывать 900 млн м3 ПНГ в год [2];
- введение в эксплуатацию второй линии установки низкотемпературной конденсации и ректификации попутного нефтяного газа ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» [3];
- реконструкция Южно-Балыкского ГПЗ, входящего в структуру ПАО «Сибур Холдинг»;
- комплексный проект по переработке углеводородного сырья ПАО «Лукойл», который предполагает транспортировку ПНГ по газопроводу с месторождений ПАО «Лукойл» на Северном Каспии на газоперерабатывающий завод на промышленной площадке ООО «Ставролен», проектная мощность первой очереди ГПЗ составляет 2,2 млрд. м3 газа (вторая очередь мощностью до 6,5 млрд. м3 газа должна быть введена в эксплуатацию не ранее 2019 года) [4].
Среди планов в области отечественной газопереработки стоит отметить крупный проект, который позволит существенно увеличить долю природного газа в российской газопереработке - строительство завода в Амурской области, ресурсной базой которого станет Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение. Строительством завода займется
ПАО «Газпром». В Амурском ГПЗ планируется выработка 48 млрд. м3 товарного газа; 3,4 млн. тонн этана, 2 млн. тонн СУГ [5].
Необходимо отметить влияние состава газа на сложность его подготовки и переработки. В углеводородных газах содержатся значительное количество кислых компонентов газов, паров воды, механические примесей, соли, малые количества нефти и углеводородного конденсата [6].
Содержание влаги в газах отрицательно сказывается на процессах их переработки, ухудшаются основные технико-экономические показатели (ТЭП) работы установки и транспортировки, где выпадение водяного конденсата в трубах приведет к образованию кристаллогидратов. В присутствии кислых компонентов водяные пары способствуют возникновению активных коррозионных процессов. Обычно тяжелые углеводородные газа при тех же условиях содержат меньше водяных паров, чем легкие. Наличие сероводорода (Н^) и диоксида углерода (С02) в составе газа увеличивают содержание паров воды, присутствие азота (Ы2) - уменьшает их [6]. Жидкие включения конденсата в газах затрудняют работу установок осушки и низкотемпературной переработки газа, оказывают ударные воздействия на движущиеся части газовых компрессоров, что впоследствии приводит к их преждевременному износу. Таким образом одной из важных стадий переработки газа является его предварительная подготовка.
Очистка углеводородных газов от кислых компонентов и инертных газов, а также паров воды затрудняющих процессы переработки, проводится с помощью:
- адсорбции;
- абсорбции;
- каталитических методов;
- мембранной технологии.
Адсорбционные процессы, основанные на поглощении кислых компонентов твердыми поглотителями очистки, делятся на химические и физические. Основное отличие двух видов адсорбции обуславливает энергетическая характеристика связей [7]. Абсорбция основана либо на химическом связывании кислых газов и сернистых соединений - хе-мосорбции, либо на растворимости кислых компонентов - физической абсорбции, а также их комбинирования.
При физической адсорбции (физосорбции) не наблюдается изменение электронной структуры атомов или молекул. Физическая адсорбция вызвана Ван-дер-ваальсовыми силами взаимодействия между молекулами адсорбата и адсорбента. Эти силы невелики, так как отсутствует активационный барьер, и поэтому теплота физической адсорбции составляет ~10-30 кДж/моль. Для физосорбции характерна обратимость (регенерация адсорбента), многослойная адсорбция. Кроме того, процесс протекает только при сравнительно низких температурах.
Физическая адсорбция может протекать на активных углях, на силикагелях и алюмогеле [8]. Но малая емкость из-за соадсорбции тяжелых углеводородов делает их неперспективными, и в основном в промышленности для очистки применяются синтетические цеолиты, обладающие избирательностью к полярным молекулам и высокой абсорбционной емкостью. СО2 и Н^ успешно поглощаются молекулярными ситами марки СаА, NaХ и №А. Стадия десорбции проводится нагреванием адсорбента, ва-куумированием, продувкой инертным газом и требует значительных энергозатрат.
Химическая адсорбция, или хемосорбция, обязана химическим связям, возникающим между адсор-батом и адсорбентом, при которых образуются поверхностные соединения. Процесс хемосорбции носит активационный характер, теплота хемосорб-ции составляет ~100-400 кДж/моль. Молекулы ад-сорбата и адсорбента должны обладать энергией, которая превышает пороговое значение энергии активации [9].
Промышленное применение среди химических методов нашли окислы железа и цинка. Но данные процессы получили меньшее распространение в связи с невысокой технологичностью, нерегенерируе-мостью и необходимостью утилизации отработанного сорбента [6].
В связи с доступностью и дешевизной, было бы перспективно в качестве абсорбента использовать метанол и воду, но имеется ряд таких недостатков, как низкая поглотительная способность по диоксиду углерода и невысокая селективность.
В последние годы для очистки природного газа с низким содержанием тяжелых углеводородов применяют процесс «Ретизол», основанный на поглощении СО2 и Н^ холодным метанолом (-60^ -70 0С) [9]. Процесс «Флюор» используют для очистки природного газа с повышенным содержанием СО2 и низким соотношением Н^ / СО2 с помощь поли-или этиленкарбоната [10].
Наиболее широкое применение из физических процессов нашел процесс «Селексол» [10], где в качестве абсорбента используют селексол -диметиловый эфир полиэтиленгликоля. Достоинства селексола является: извлечение всех кислых компонентов и сероорганики, селективность Н^ в присутствии СО2, некоррозионноактивен. Однако его применение ограничивается содержанием тяжелых углеводородов (УВ). Без предварительного извлечения тяжелых УВ он может использоваться только для очисти сухих газов. Физические абсорбенты нашли применение в процессах «Пуризол», на основе ис-
пользования N-метилпирролидона, «Эстасольват» - применяется трибутилфосфат.
При хемосорбции взаимодействие кислых газов с активными компонентами абсорбента, приводит к образованию химических соединений, которые при повышении температуры легко распадаются на исходные компоненты.
Широкое применение в промышленных масштабах из химических абсорбентов нашли алканолами-ны: амины взаимодействуют с кислыми компонентами газа образуя сульфиды/гидросульфиды и карбонаты/бикарбонаты.
Среди химических сорбентов наибольшее распространение в отечественной газопереработке получили процессы этаноламиновой очистки. Наиболее широко в качестве абсорбентов применяются моноэтаноламин (МЭА) и диэтаноламин (ДЭА). Наблюдается тенденция замены предыдущих на наиболее эффективный абсорбент - метилдиэтано-ламин (МДЭА), который применяют в качестве абсорбента, когда нет необходимости в высокой чистоте продукта. Для увеличения эффективности процесса в раствор МДЭА добавляют имидазол [10].
В качестве хемосорбента используется также ди-изопропаноламин (ДИПА) в виде водного раствора с концентрацией до 40 %. ДИПА обеспечивает тонкую очистку газа от H2S - до 1,5 мг/м3 и СО2 - до 200 мг/м3 (до 0,01%) при низкой растворимости в нем углеводородов. При этом извлекаются до 50 % COS и RSH. ДИПА с СО2, COS и RSH образует легко регенерируемые соединения. Потери ДИПА при регенерации примерно вдвое меньше, чем МЭА.
Опыт использования этих процессов позволил выявить достоинства и недостатки каждого (табл. 1).
Общими недостатками этих процессов являются [10]:
- большие энергозатраты (около 70 %) на регенерацию абсорбента и получении тепла;
- коррозионная активность алканоаминов.
Решением этих проблем является добавление в
раствор этаноламинов ингибиторов коррозии в пределах защитной концентрации, что позволяет уменьшить циркуляцию абсорбента, то есть сократить энергозатраты на перекачку, повысить производительность установки, снизить скорость коррозии оборудования.
Предельно допустимая поглотительная способность абсорбента ограничена допустимой коррозией аппарата и предельно допустимой теплотой хемо-сорбции.
Для очистки газов также используют процесс «Эконамин», в котором в качестве абсорбента используется раствор дигликольамина (ДГА). Использование ДГА вместо МЭА позволяет снизить расход абсорбента и теплоэнергетические затраты, но недостатком является высокая растворимость в нем пропана [11].
Когда в составе газа значительное количество H2S и СО2 очистку проводят с помощью диэти-ленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ), что упрощает технологию очистки, так как вместе с кислыми компонентами абсорбируется и водяной пар [11].
Таблица 1 - Сравнительная характеристика аминовых абсорбентов
Моноэтаноламиновый метод
+ 1. Тонкая очистка от СО2 и Н^; 2. Плохо сорбирует УВ; 3. Высокая реакционная способность; 4. Доступость, низкая цена.
1. Большие потери от испарений; 2. Низкая эффективность извлечения меркаптанов; 3. Отсутсвие селективности к Н^ при СО2; 4. Низкая насыщаемость раствора;
Диэтаноламиновый метод
+ 1. Большая степень насыщения; 2. Более химически стабилен; 3. Легкость регенерации; 4. Достижение тонкой очистки газа от СО2 и Н^ в присутствии СОS и CS2.
1. Поглотительная способность ниже; 2. Высокая стоимость; 3. Высокие расходы абсорбента и эксплуатационные затраты; 4. Низкое извлечение меркаптанов и др.; 5. Образование с СО2 нерегенерируемых соединений
Диизопропаноламиновый метод
+ 1. Способность одновременно очищать газ от H2S, СО2, СOS, RSR 2. Образует легко регенерируемые соединения 3. Широкий диапазон рабочего параметра 4. Селективность по отношению к Н^ в присутствии СО2 5. Не вызывает коррозию
По отношению к кислым компонентам как от Н^ и СО2 процессы химической абсорбции характеризуются высокой избирательностью и высокой степенью очистки.
При использовании растворов щелочей, достигается тонкая очистка газа от сероорганических соединений. Этот метод используют для очистки газов с незначительным содержанием Н^ и СО2. Для этих целей используют растворы щелочей (КОН, №ОН) или мышьяково-щелочные поглотители.
Один из первых процессов удаления сернистых соединений - очистка раствором гидроксида железа. Но образующийся сульфид железа (FeS) трудно регенерируется и усиливает коррозию. На сегодняшний день процесс был технологически усовершенствован и позволяет получать чистую серу как товарный продукт.
В процессах физико-химической абсорбции используют смесь физического абсорбента с химическим, так называемые комбинированные абсорбенты. Различный характер влияния каждого абсорбента позволяет достигнуть тонкой очистки газа не только от сероводорода и диоксида углерода, так и от сероорганических соединений. Один из самых широко применяемых комбинированных абсорбентов промышленного назначения - сульфинол, представляющий собой смесь диизопропаноламина (30-
45 %), сульфолана (диоксида тетрагидротиофена 4060 %) и воды (5-15 %). Компания «Shell» предлагает технологическое усовершенствование процесса «Сульфинол» путем соединения с установкой SCOT (Shell Claus off-gas treating ) [12].
Также в последнее время стал широко внедряться абсорбент, позволяющий селективно очистить газ от сероводорода и от сероорганических соединений в присутствии СО2 - «Укарсол» (отечественный аналог «Экосорб»).
Кроме указанных методов очистки газов от кислых компонентов существуют еще каталитические методы, основанные на окислении и восстановлении кислых газов в присутствии катализаторов из никеля, кобальта и других. Данный метод применяется в тех случаях, когда в газе присутствуют соединения, недостаточно полно удаляемые с помощью жидких поглотителей или адсорбентов (сероуглерод, серо-оксид углерода, сульфиды, дисульфиды, тиофен).
Восстановительные реакции протекают под воздействием водорода (гидрирование) или водяного пара (гидролиз) при использовании катализаторов оксида кобальта, никеля, молибдена на оксиде алюминия исходные соединения распадаются в сероводород и соединения, не содержащие серу.
В промышленности нашли применение окислительные методы, заключающиеся в окислении сероводорода до элементной серы или меркаптидов - до дисульфидов (процесс «Мерокс») на активном оксиде алюминия. Достоинством процесса является селективность, при отсутствии необходимости извлечения СО2. Недостатком - протекание побочных реакций, что приводит к повышенному расходу реагентов, отложениям на стенках оборудования и коррозии.
Так же известны процессы на основе окислительного метода:
- «Перокс», с использованием в качестве поглотителя аммиачного или содового раствора и катализатора гидрохинона;
- «Таунсенда», где применяют ДЭГ с растворенным в нем сернистым ангидридом;
- «Хайнес», с регенерацией накопленного на мембранах H2S под горячим SO2, с образованием серы;
- «Ферокс», с применением водно-щелоч-ной взвези гидроокиси железа и последующей регенерацией образовавшегося продукта до FeS(OH)3 и серы;
- «Стрентфорд», где используется антрахинон-дисульфокислота и водно-щелочной раствор солей ванадия;
- «Lo-Cat» с использованием в качестве реагента и катализатора железа и в качестве хелатирующего агента этилендиаминтетрауксусной кислоты, которая делает железо растворимым в воде [13].
Существуют комбинированные методы очистки газа, где каталитический метод объединен с абсорбционным. SCOT - передовой процесс удаления соединений серы из хвостовых газов [13]. Данный технологический процесс делится на три секции:
1. реактор восстановления, в котором все соединения серы, присутствующие в отходящем газе, преобразуются в сероводород.
2. секция резкого охлаждения, в которой отходящий газ из реактора охлаждается, а вода конденсируется.
3. секция абсорбции, в которой H2S селективно поглощается раствором амина. Загруженный растворитель регенерируется, а выпускаемый кислый газ возвращается на вход установки.
Установка Shell Claus off-gas treating позволяет легко адаптироваться под ужесточения экологических норм на выбросы серы, и под ограниченности выбросов окиси углерода.
Одним из перспективных направлений очистки газа является применение мембранных технологий.
Когда процессы удаления CO2 с помощью мембраны были внедрены в промышленное производство, они использовались только для обработки небольших потоков природного газа. Доля мембранной технологии на рынке растет, за счет увеличения эффективность разделения мембранной системы (рис. 1) [14].
Рис. 1 - Производительность мембранных установок очистки газа от кислых компонентов
Наиболее распространенные промышленные мембраны, используемые для удаления СО2 из природного газа, изготовлены из ацетата или триацетата целлюлозы.
Эффективность использования мембран характеризуется по двум ключевым параметрам: проницаемости и селективности.
Усовершенствование мембран идет за счет именно этих показателей: увеличение проницаемости уменьшает площадь мембраны, необходимой для обеспечения четкого разделения; а в целях повышения степени чистоты продукта увеличивают селективность.
Влияние на эти показатели рассмотрены на примере сравнения проницаемости чистого газа через два типичных мембранных материала, используемых для очистки природного газа: силиконовый каучук (SR) [15] и стекловидной ацетата целлюлозы (СА) [16,17].
SR-полимер имеет гибкие полимерные цепи и, следовательно, селективность зависит от более крупных молекул, таких как пропан (С3Н8), которые более конденсируемые, чем метан (СН4), и, таким образом более проницаемы, чем СН4.
СА полимер имеет жесткие полимерные цепи и, таким образом, селективность часто определяется
коэффициентом диффузии селективности. проницаемость газа для СА, от высокого к низкому уровню, следует по порядку:. СН4, этан (С2Н6) и С3Н8 [16,17].
Вода, С02 и Н^ более проницаемы, чем СН4 в случае обоих каучуковых SR и стеклообразных СА полимеров, из-за их небольших размеров молекул, более высоких коэффициентов диффузии и высокой конденсации, чем СН4. Обе мембраны могут быть использованы для удаления С02, Н^ и Н20, хотя большинство удалений СО2 выполняется с использованием стекловидных полимеров из ацетата целлюлозы.
Проницаемость газа обратно пропорциональна толщине мембраны разделительного слоя и, следовательно, промышленные мембраны имеют очень тонкие селективные слои, чтобы обеспечить высокий поток. Однако, мембраны должны также иметь достаточную механическую целостность, чтобы поддерживать разность давлений при очистке, так как потоки природного газа часто обрабатываются при высоких давлениях. Решением этого вопроса является обеспечение тонкими, но механически прочными мембранами как, например, анизотропными оболочками [18]. В этих мембранах тонкий плотный слой материала выполняет молекулярное разделение газов, в то время как пористая масса мембраны обеспечивает механическую прочность, но не оказывает никакого сопротивления массопереносу.
В настоящее время мембраны, используемые для очистки природного газа, производятся в виде плоских листов или полых волокон. Плоские листы упакованы в виде спирально навитых (рулонных) модулей, в то время как полые волокна объединены в пучок (половолоконный модуль), который напоминает кожухотрубчатый теплообменник.
Аппараты рулонного типа представляют собой несколько последовательно вставленных в стальной кожух рулонных модулей (рис. 2).
1 - мембрана, 2 - дренажный слой, 3 - сетка-турбулизатор, 4 - дренажный коллектор (перфорированная труба)
Рис. 2 - Рулонный модуль
Подача газа проходит в осевом направлении в модуль через мембрану оболочки. Высоко проницаемые компоненты, такие как Н20, С02 и Н^, проходят через мембрану, попадают к центру, и выходят через трубу сбора.
Половолоконный модуль (рис. 3) представляет собой пучки полых волокон диаметрами в несколь-
ко десятых и даже сотых долей миллиметра, герметично закрепленные концами в корпусе цилиндрической формы. Подача газа проходит между волокнами. Прошедший газ движется внутри волокон до тех пор, пока не достигнет пермеата.
1 - корпус, 2 - полые волокна, 3 - стенка корпуса, 4 - заглушка, 5, 6, 7 - штуцера для ввода исходной смеси, вывода непроникшего газа (ретанта) и проникшего газа (пермеата)
Рис. 3 - Половолоконный модуль
В настоящее время оба типа мембранных модулей производятся для очистки природного газа. Явного лидера на рынке не определили. Модули с полыми волокнами позволяют упаковать большие площади мембраны в компактные мембранные модули. Для повышения механической прочности волокон при операциях высокого давления, диаметр волокон необходимо уменьшить, и а также необходимо увеличить толщины стенки волокна. Недостатком является снижение производительности из-за увеличения перепада давления пермеата при уменьшении внутреннего диаметра волокна. Увеличение толщины стенки полых волокон увеличивает общую площадь конечной мембранной системы.
В условиях высокого давления обычно выше проницаемость плоских листов мембран, сформированных в виде модулей со спиральной намоткой. Это может компенсировать их более высокую стоимость по сравнению с модулями из полых волокон [19].
Мембранные системы часто компактны - занимают малую площадь, пассивные - без движущихся частей, и надежны - нет необходимости постоянного внимания при работе в удаленных местах. Мембранная технология разделяет газ на основе давления движущей силы через мембраны. Но стоит учитывать факторы риска, которые обусловлены высоким давлением.
Фактическая движущая сила, основанная на летучести, похожа на кажущуюся движущую силу на основании давления. Для загрязняющих веществ, таких как СО2, и нормального бутана (п-С4Н10) фактическая движущая сила на основе летучести значительно ниже, чем на основе давления. Реальный поток газа для СО2 и п-С4Н10 будет значительно ниже, чем предполагаемое использование газа по парциальному давлению. Если этот эффект не учитывается при конструкции мембранной системы для удаления СО2, ожидаемый эффект разделения не будет достигнут.
На газовую проницаемость и селективность сильно влияет снижение эксплуатационных температур. В частности, мембраны на основе стеклообразных полимеров имеют более низкую проницаемость для высших углеводородов, чем метан, что
приводит к постоянному обогащению высших углеводородов в пермеате. Увеличение содержания высших углеводородов повышает точку росы газа, которая, в сочетании с уменьшением температуры, может привести к образованию конденсата в остатке. Конденсат на поверхности мембраны снижает проницаемость газа, и может даже повредить мембраны, уменьшая срок службы мембранных модулей. Система надежной мембраны должна быть разработана так, чтобы избежать возможности углеводородного конденсата в модулях.
Загрязняющие вещества в природном газе, такие как СО2 и тяжелые углеводороды могут в значительной степени сорбироваться в мембранных полимерах. Для определения влияния состава природного газа на мембранные материалы был проведен эксперимент, описанный в [20]. Сырой природный газ был собран из нескольких скважин, которые содержали значительное разнообразие различных углеводородов и углеводородных композиций. Была использована модель соотнесения растворимости газа с критической температурой газа. Результаты показали, что полимер может поглощать СО2 до ~3,6 % мас. и ~8,9 % мас. углеводородов, дальнейшее увеличение их концентрации может привести к значительному изменению их размеров и способности разделять газ.
Природа высокого давления переработки природного газа обеспечивает высокую движущую силу для мембранных процессов, представляя несколько присущих проблем, таких как неидеальность газовой фазы, пластификации мембранных материалов и возможность конденсации тяжелых углеводородов.
Применение мембранной технологии в процессах очистки газа от кислых компонентов позволяет существенно сократить эксплуатационные расходы. Однако она не полностью решает вопросы очистки газов. Когда требуется высокая степень чистоты продукта, которая не может быть обеспечена только мембранной технологией, часто применяют комбинированные схемы очистки.
На рис. 4 представлена схема гибридной очистки кислого газа от СО2 [21].
Основная масса кислых компонентов отделяется на мембранном блоке, затем поток газа направляется на доочистку в блок аминовой очистки газа. Снижение потока газа и кислых компонентов в блоке аминовой очистки позволяет минимизировать циркуляцию абсорбента, тем самым достигается значительное снижение энергозатрат.
Данная схема позволяет получить качество продукта как при ДЭА очистке, но при этом сократить размеры установки аминовой очистки, тем самым снизить капитальные и эксплуатационные затраты.
Мембранная технология в настоящее время не позволяет проводить очистку кислого газа от СО2 и Н^ с одновременным их разделением, так как коэффициенты проницаемости этих компонентов близки. При необходимости разделения Н^ и СО2 существует вариант предварительной очистки потока от Н^ (например, амином) и последующей мембранной очисткой газа от СО2.
1 - мембранный модуль, 2 - абсорбер, 3,7 - насосы, 4 - система фильтров, 5 - регенератор, 6 - испаритель, 8 - рекуперативный теплообменник, 9 - холодильник, 10 - экспанзер-выветриватель
Рис. 4 - Схема гибридной очистки кислого газа от углекислого газа
В современном производстве для очистки углеводородных газов наиболее широко применяемой является технология абсорбционной этаноламино-вой очистки. Поэтому при оценке экономической эффективности применения других технологий в тех или иных условиях проводят сравнение именно с технологией абсорбции этаноламинами.
В качестве параметров, влияющий на выбор технологии, можно выделить:
- наличие паров воды и сероводорода в составе сырьевого углеводородного газа;
- летучесть абсорбента;
- прочность адсорбента;
- селективность, сложность регенерации;
- стоимость и срок службы.
Кроме этого, в случае сравнения мембран учитываются проницаемость, расход и давление сырьевого потока.
Технико-экономические расчеты эффективности применения мембранной, абсорбционной или комбинированной технологий очистки газа от кислых компонентов для различных составов газа и масштабов производства сводятся к следующим выводам:
- абсорбционная технология очистки этанолами-нами выгодна при больших объемах перерабатываемого газа и низких концентрациях СО2 и Н^;
- мембранная технология очистки имеет преимущества при высоком содержании СО2 в сырьевом потоке и относительно низких объемах производства;
- комбинированная технология экономически более эффективна в области высоких концентраций СО2 и высоких расходов сырьевого потока.
Большое значение имеет фактор месторасположения объекта. Мембранная технология имеет особую привлекательность на шельфовых проектах за счет малых габаритов и меньших затрат на обеспечение требований безопасности.
Преимущество комбинированной схемы разделения - высокая гибкость процесса по отношению к составу и параметрам сырьевого потока.
По статистике в настоящее время объем общемировой переработки газов с помощью мембран достиг 5 %, значительная доля приходится на ами-новую очистку - 62 %, другие технологии составляют 10 %, остальная часть - на долю неочищенного газа [22].
В зависимости от степени очистки выбирают наиболее эффективный метод очистки углеводородных газов на основе объема и состава перерабатываемого газа, с учетом месторасположения установки и затрат на ее обслуживание. Однако определяющими фактором остаются технико-экономичес-кие показатели для использования того или иного метода.
Литература
1. Интернет ресурс: http://nedrainform.ru / Условия поставок газа по Западному маршруту// OIL&GAS JOURNAL. - 2015.№6, 8-9 с.
2. Интернет ресурс: http://www.metalinfo.ru/ru/news/ 68406 / Газпром нефть и Сибур построят ЮжноПриобский ГПЗ // Металлоснабжение и сбыт. - 2014.
3. Интернет ресурс: http://rupec.ru/news/31435// RUPEC -Информационно - аналитический центр- 2015.
4. Интернет ресурс: http://rupec.ru/news/32547/ RUPEC -Информационно - аналитический центр- 2015
5. Интернет ресурс: http://neftegaz.ru/news/view/139856 / Нефтегаз
6. Муллахметова Л.И., Черкасова Е.И. Попутный нефтяной газ: подготовка, транспортировка и переработка/ Л.И. Муллахметова // Вестник технологического университета. - 2015. Т18. №19.- С. 83-90.
7. Муллахметова Л.И., Черкасова Е.И., Р.И. Сибгатуллина, Бикмухаметова Г.К., Мустафина А.М., Салахов И.И. // Газофракционирование // Л.И. Муллахметова // Вестник технологического университета. - 2016. Т19. №24.- С. 49-56.
8. Семенова Т.А. и др. Очистка технологических газов. -M.: Химия, 1997.
9. Молчанов С.А., Шкоряпкин А.И. Новые адсорбенты для осушки и очистки природного газа // Газовая промышленность. - 2002.- №6.
10. Берлин М.А., Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных и природных газов/ М.А. Берлин // Москва. - 1981 С. 44-48.
11. Аджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России: в 2 ч. Ч. 2 / А.ЮАджиев, ПА.Пуртов. - Краснодар: ЭДВИ, 2014. -с. 504.
12. Воеводкин Д.А., Скрипниченко В.А. Рациональное использование вторичных ресурсов в экономике нефтегазового хозяйства // Вестник Северного (Арктического) федерального университета. - 2013. №4.
13. Интернет ресурс: http://s05.static-shell.com/content/dam /shell-new/local/country/rus
14. Интернет ресурс: http://www.uop.com/wpcontent/up-loads/2011/02/U0P-Separex-Membrane-Technologytech-resentation. Accessed February 1, 2012.
15. Y. Xiao, B. T. Low, S. S. Hosseini, T. S. Chung, and D. R. Paul, Prog. Polym. Sci., 34 Y. Xiao, B. T. Low, S. S. Hosseini, T. S. Chung, and D. R. Paul, Prog. Polym. // Sci., 2009., 34, Р. 561-580
16. A. C. Puleo, D. R. Paul, and S. S. Kelley, J. Membr. Sci., 1989.47, P. 301-332.
17. C. Y. Pan AIChE Journal 1968.- №34.
18. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. M.: Недра-Бизнесцентр. - 1999. - C. 596
19. W. I. Echt, D. D. Dortmundt, and H. M. Malino, Proceedings of the 52nd Laurance Reid Gas Conditioning Conference
20. D.Parro, G.Blizzard, and K Hornback Proceedings of the 55th Laurance Reid Gas Conditioning Conference
21. Maddox Rand., M.J. Gas conditioning and processing. Vol. 4 Gastreating and sulfur recovery. - 2008. -№3.
22. Yampolsky Y., F.B. Membrane Gas Separation. West Sussex, UK // J.Wiley and Sons., 2010.
© И. М. Мухаметгалиев, магистрант гр. 415-МП41 каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, mukhametgaliev.i@gmail.com; Е. И. Черкасова, канд. техн. наук, доц. той же кафедры, cherkasova.kstu@yandex.ru; Л. И. Мул-лахметова, магистрант гр. 415-МП41 той же кафедры, limullakhmetova93@gmail.ru; Е. А. Ласковенокова, магистр гр. 415-М42 той же кафедры, le180676@mail.ru.
© I M. Mukhametgaliev, undergraduate gr. 415-M44 Department of Chemical Engineering of Oil and Gas, KNRTU, mukha-metgaliev.i@gmail.com; E. I Cherkasova, Ph.D., Associate Professor, Department of Chemical Engineering of Oil and Gas, KNRTU, cherkasova.kstu@yandex.ru; L. I. Mullakhmetova, undergraduate gr. 415-M41 Department of Chemical Engineering of Oil and Gas, KNRTU, limullakhmetova93@gmail.ru; E. E. Laskovenkova, undergraduate gr. 415-M42 of the Department of Chemical Engineering of Oil and Gas, KNRTU, le180676@mail.ru.
