Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Композиционные абсорбенты на основе метилдиэтаноламина для энергосберегающей технологии сероочистки природного газа

Диссертация: Композиционные абсорбенты на основе метилдиэтаноламина для энергосберегающей технологии сероочистки природного газа
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Впервые разработан и проверен в опытно-промышленных условиях на Оренбургском ГПЗ (ОГПЗ) новый, высокоэффективный КА — МДЭА+ДЭА+ЭМС («Новамин»), позволяющий достичь более глубокой регенерации абсорбента при меньшем на 10−15% расходе водяного пара и лучших эксплуатационных показателях по сравнению с МДЭА+ДЭА. Начато промышленное внедрение «Новамина» на ОГПЗ. Ожидаемый экономический эффект — ~0,5… Читать ещё >

Композиционные абсорбенты на основе метилдиэтаноламина для энергосберегающей технологии сероочистки природного газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава 1. Современные тенденции в развитии абсорбционных процессов очистки углеводородных газов от Н^ и СОг алка-ноламинами
    • 1. 1. Введение
    • 1. 2. Основы технологии абсорбционной очистки природного газа алканоламинами
    • 1. 3. Состав, свойства и применение алканоламиновых абсорбентов для очистки природного газа от сероводорода и диоксида углерода
    • 1. 4. Термохимические превращения алканоламинов в процессе абсорбционной очистки природного газа
      • 1. 4. 1. Деградация алканоламинов
      • 1. 4. 2. Термостабильные соли
    • 1. 5. Коррозионные свойства этаноламиновых абсорбентов
    • 1. 6. Выводы
  • Глава 2. Объекты и методы исследований
    • 2. 1. Объекты исследования
    • 2. 2. Методы исследований абсорбентов
    • 2. 2. 1. Определение абсорбционных свойств абсорбентов .36 2.2. 2. Пилотная абсорбционная установка
      • 2. 2. 3. Метод определения термостабильных солей в абсорбентах
      • 2. 2. 4. Определение компонентного состава абсорбентов
      • 2. 2. 5. Опытно-промышленные и промышленные испытания абсорбентов
      • 2. 2. 6. Метод оценки регенерируемости абсорбентов
      • 2. 2. 7. Определение коррозионных свойств абсорбентов
  • Глава 3. Влияние добавок на способность метиддиэтаноламина абсорбировать и десорбировать сероводород и диоксид углерода
    • 3. 1. Добавки к МДЭА, замедляющие скорость абсорбции диоксида углерода МДЭА
      • 3. 1. 1. Абсорбционные свойства абсорбентов
      • 3. 1. 2. Регенерационные свойства абсорбентов
      • 3. 1. 3. Коррозионные свойства абсорбентов
      • 3. 1. 4. Пилотные испытания абсорбентов
      • 3. 1. 5. Равновесная растворимость НгЗ, СОг в абсорбенте МДЭА+ЭМС
    • 3. 2. Добавки к МДЭА, усиливающие абсорбцию диоксида углерода
      • 3. 2. 1. Изучение абсорбционных свойств активированного МДЭА на лабораторных установках
      • 3. 2. 2. Влияние активирующих добавок на регенерационные свойства МДЭА
      • 3. 2. 3. Коррозионные свойства активированного МДЭА
      • 3. 2. 4. Пилотные испытания активированного МДЭА
    • 3. 3. Выводы
  • Глава 4. Исследование термохимической стабильности композиционных абсорбентов на основе МДЭА
    • 4. 1. Результаты исследований термохимической стабильности МДЭА, ДЭА, ММЭА, МДЭА+ДЭА
      • 4. 1. 1. Опыты в стеклянных ампулах
      • 4. 1. 2. Опыты в металлических реакторах
    • 4. 2. Анализ промышленных абсорбентов на содержание продуктов деградации
    • 4. 3. Выводы
  • Глава 5. Исследование коррозионных свойств композиционных абсорбентов МДЭА+ДЭА и МДЭА+ДЭА+ЭМС
    • 5. 1. Исследование коррозионных свойств абсорбентов в лабораторных условиях и на автоклавной установке
    • 5. 2. Механизм коррозии углеродистой стали в абсорбенте
  • МДЭА+ДЭА и МДЭА+ДЭА+ЭМС
    • 5. 3. Выводы
  • Глава 6. Опытно-промышленные испытания композиционных абсорбентов МДЭА+ДЭА и МДЭА+ДЭА+ЭМС
    • 6. 1. Испытание абсорбента МДЭА+ДЭА на Астраханском ГПЗ
    • 6. 2. Испытания абсорбента МДЭА+ДЭА+ЭМС на Оренбургском ГПЗ
    • 6. 3. Выводы

Актуальность диссертационной работы.

Примерно 8% добываемого в России природного газа содержит примеси Н2Б и других сернистых соединений, которые вследствие токсичности и/или коррозионной агрессивности должны быть извлечены при очистке. Указанные примеси, а также СО2 можно выделить из газа полярными органическими растворителями (сульфоланом пропиленкарбонатом, N — метилпирро лидо н о м и т. п.), представляющими собой абсорбенты физического действия и способными регенерироваться при малых теплозатратах. Эти абсорбенты широко применяются за рубежом. Однако, указанные абсорбенты извлекают из газа вместе с примесями значительное количество углеводородов. Поэтому применяются они, как правило, для очистки так называемых «тощих» газов, состоящих в основном из метана.

Сернистые газы России относятся к «жирным» газам, содержащим, кроме метана -10% об. углеводородов С2+, в связи с чем очистка газа от Н28 и С02 на крупнейших отечественных Астраханском и Оренбургском газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) предусмотрена по проекту водным раствором диэтаноламина (ДЭА) -абсорбентом химического действия. В отличие от абсорбентов физического действия ДЭА практически не абсорбирует углеводороды из газа, что позволяет получить при регенерации (требующей, однако, до -110 кг водяного пара/мЗ абсорбента) концентрат Н28 — сырье для производства серы.

Учитывая, что энергозатраты на регенерацию ДЭА достигают 1/3 себестоимости очищенного природного газа, ведущие газовые компании мира разрабатывают и используют новые энергосберегающие абсорбенты композиционного типа, содержащие различные этаноламины (ЭА) и различные добавки к ним (состав которых обычно не приводится в литературе). Наибольший интерес на современном этапе развития сероочистки представляют композиционные абсорбенты на основе метилдиэтаноламина (МДЭА), который в отличие от других этаноламинов требует меньших затрат тепловой энергии (водяного пара) на регенерацию. и ШБ. Найдено, что устойчивость ЭА снижается под действием СОг в ряду МДЭА>ДЭА>ММЭА.

Установлено аномальное увеличение коррозионной агрессивности абсорбентов МДЭА+ДЭА, содержащих <40% ДЭА, и показано, что оно обусловлено спецификой взаимодействия Ш8 и СОг с указанными ЭА.

Выполненные экспериментальные исследования позволили разработать композиционные абсорбенты (КА) на основе МДЭА, позволяющие регулировать селективность и глубину очистки природного газа от ШБ и СОг.

Практическая ценность.

Предложен, испытан в опытно-промышленных условиях и внедрен на Астраханском ГПЗ (АГПЗ) КА-МДЭА+ДЭА вместо проектного ДЭА без изменения технологической схемы и оборудования при 10-И 5% сокращении расхода водяного пара на регенерацию абсорбента.

Впервые разработан и проверен в опытно-промышленных условиях на Оренбургском ГПЗ (ОГПЗ) новый, высокоэффективный КА — МДЭА+ДЭА+ЭМС («Новамин»), позволяющий достичь более глубокой регенерации абсорбента при меньшем на 10−15% расходе водяного пара и лучших эксплуатационных показателях по сравнению с МДЭА+ДЭА. Начато промышленное внедрение «Новамина» на ОГПЗ. Ожидаемый экономический эффект — ~0,5 млн. руб при переработке 1 млрд. м3 газа.

Защищаемые положения.

1. Закономерности влияния различных добавок к водному раствору МДЭА на его абсорбционные, десорбционные, коррозионные свойства.

2. Применение КА МДЭА+ДЭА (вместо ДЭА) для очистки высокосернистого природного газа Астраханского газового месторождения, обеспечивающий высокое качество очистки газа от ШЗ и СОг с меньшими на (1015%) энергозатратами на очистку.

3. Применение КА МДЭА+ДЭА+ЭМС («Новамин») вместо ДЭА или МДЭА+ДЭА для очистки природного сернистого газа Оренбургского газового месторождения, обеспечивающий высокое качество очистки газа от НгБ и СОг с 8 меньшими энергетическими затратами и лучшими эксплуатационными свойствами.

Личное участие автора выразилось в формировании цели и задач исследований (совместно с научными руководителями), самостоятельной и совместной с сотрудниками работе по их реализации в лабораторных, пилотных и промышленных условиях, а также в анализе и обобщении полученных результатов.

Выводы по работе.

1. Разработаны композиционные абсорбенты (КА) на основе МДЭА, которые содержат дополнительно диэтаноламин (ДЭА) или триэтаноламин (ТЭА), метиловые эфиры полиэтиленгликолей (ЭМС) и др. добавки, которые позволяют регулировать глубину и селективность очистки природного газа от и СОг при сокращенном на 10−15% расходе водяного пара на регенерацию насыщенного абсорбента.

2. Впервые показано, что добавка ТЭА, ЭМС к МДЭА уменьшает скорость поглощения им НгБ, СОг из газа. Действие указанных добавок, в частности ЭМС, состоит в снижении растворимости СОг и НгБ в абсорбенте. При этом «циклическая равновесная емкость «КА (количество извлеченных из газа примесей за цикл абсорбция — десорбция) одинакова для МДЭА с ЭМС и без ЭМС. Выведено эмпирическое уравнение для расчета равновесной растворимости СОг, НгБ в КА, содержащем МДЭА и ЭМС.

3. Установлено, что введение до 20%мас. метилмоноэтаноламина (ММЭА), диэтаноламина (ДЭА), пиперазина и других азотосодержащих веществ, обладающих большей основностью, чем МДЭА, в его водный раствор повышает в 1,1−5-3,8 скорость поглощения СОг при практически полном извлечении НгБ из газа. В то же время снижается способность растворов МДЭА к регенерации, которая может быть улучшена добавлением ЭМС.

4. Исследована термохимическая стабильность КА на основе МДЭА в атмосфере Нг8 и СОг в интервале 80−150°С. Показано, что деградация КА происходит за счет образования различных высококипящих соединений в процессе реакций амин — СОг. Нг5 оказывает ингибирующее действие на деградацию аминов. Стабильность аминов изменяется в ряду: МДЭА>ДЭА>ММЭА. ЭМС — стабильны при контакте с СОг. Деградация КА определяется в основном ДЭА и ММЭА.

5. Изучены коррозионные свойства КА. Показано, что коррозионная агрессивность КА, помимо температуры и степени насыщения их Нг8, СОг, зависит от соотношения НгБ/СОг в газе и МДЭА/ДЭА в абсорбенте. Предложен механизм, объясняющий аномальное увеличение агрессивности КА при.

Ill содержании ДЭА в абсорбенте <40% мае. Это увеличение обусловлено спецификой взаимодействия МДЭА и ДЭА с СОг.

6. Разработаны методики анализа КА на содержание продуктов деградации (ПД), в том числе термостабильных солей (ТСС) и выполнен анализ растворов абсорбентов с промышленных установок Оренбургского и Астраханского ГПЗ. Содержание ПД в растворах колеблется от 3-х до 9%мас., ТСС -0,6-И, 4% мае., что соответствует их количеству в рабочих растворах абсорбентов аналогичных зарубежных установок.

7. Разработаны и испытаны в опытно-промышленных условиях КА: МДЭА+ДЭА на Астраханском ГПЗ, МДЭА+ДЭА+ЭМС («Новамин») на Оренбургском ГПЗ. Переход с ДЭА на КА не потребовал изменения технологической схемы установок и самой технологии очистки. Степень очистки газа от H2S, СОг такая же, как на ДЭА или выше («Новамин»), расход пара на регенерацию абсорбента — на 10-й 5% ниже. КА рекомендованы к промышленному применению. Ожидаемый экономический эффект от применения «Новамина» составляет -0,5 млн. руб на 1 млрд. м3 газа.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Gas Processes' 96// Hydrocarbon Processing. -1996- № 4.- p. 105−126. 2 Richardson I., Of Cornell J./ Some Generalizations about Processes toabsorb Acid Gases and Mercaptans// Ind. End. Chem., Process Des. Dev.-Vol. 14.-№ 4.- 1975.-p. 467−470.
  2. Д. M., Очистка и переработка природных газов М.:-Недра.- 1977.-349 с.
  3. Newman S.A./ Acid and Sour Gas Treating Processes1. test date and methods for designing and Operating today’S)// Gulft Publishing Company. Houston.- USA- 1985- 820 p.
  4. M.C., Бекон Т. Г., Эдварде Д.Дж./ Исследование механизма коррозии на установках очистки газа алканоламинами// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1993- № 12- с. 38−45.
  5. Доклад на презентации в Москве Директора Управления научных изысканий фирмы «Эльф Акитен» (Франция) Пьера Транше: «Селективная очистка газов».- ноябрь 1989 г.
  6. Справочник современных процессов переработки газов// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1986 г.- № 7.
  7. Патент США 4 085 192, В01Д53/34./8соу Van/Selective hydrogen Sulfide Abcorption/-Опубл. 18.04.1978.
  8. Патент США 3 266 866, В01Д 53/14. Bally А.Р., Van Dijk W./ Selective Hydrogen Sulfide Absorption. -Опубл. 16.08.1966.
  9. Hall P.D./ Corrosion innibition in alkanolamine acid gas removal plants// Доклад на презентации компании «Dow Chemical» в Москве.-1980.1. Справочник/ А. И. Афанасьев, Стрючков В. М., Н. И. Подлегаев, Н. Н. Кисленко и др.-М.: Недра.- 1993.-152 с.
  10. Maddox R.N. and all/ Reactions of СОг and H2S with some alkanolamines// Ind. Eng. Chem. Res.-1987.- vol. 26, — № 1.- p.- 27−31.
  11. Очистка технологических газов/ Т. А. Семенова, И. Л. Лейтес, Ю. В. Аксельрод и др. М.: Химия.-1977, — с. 124.
  12. Мак Х.И./ Перевод установок аминовой очистки газов на МДЭА// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1993.- № 6.- с. 69−74.
  13. Oil and Gas Journal, TECHOLOGY.- Jan. 9.-1984.
  14. Афанасьев А.И./ Повышение эффективности абсорбционных процессов сероочистки газов// Газовая промышленность. № 5 -6.1996.-с. 52−54.
  15. Патентная заявка США (РСТ) WO 95/3 874, В01Д53/14./ Niswander R./Solvent compozition for removing acid gases. -Опубл. 9.02.1995.
  16. Патент США № 4 892 674, С09КЗ/00/ Winston W.S., Guido Sartori// Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to hindered amine solutions for absorbption of H2S. Опубл. 9.01.1990.
  17. Cordi E., Bullin J./Kinetics of CO2 and МДЭА with Phosphoric Acid// A.I.Ch.E. Journal.-March 1992.-v. 38.- № 3.- p. 455−460.
  18. M., Бекон Т., Эдварде/ Исследование механизма коррозии на установках очистки газа алканоламинами// Нефть, газ иза рубежом, — 1993, — № 12.-С.38−42.
  19. Специальная композиция аминов, позволяющая поддерживать уровень эмисси H2S ниже 0,001%. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. Информация .- 1993.- № 10−11.- с. 50.
  20. Патент США 4 405 580, BOl Д 53/34. Stogryn Е., Savage D., Sartori G./ Process for selective removal of H2S from gaseous mixtures.- Опубл. 20.09.1983.
  21. Патент США № 4 405 581, В01Д53/34. Savage D., Sartori G. Stogryn E./Process for selective removal of H2S from gaslous mixtures with stericaly hindered secondary amino compoundes/- Опубл. 20.09. 1983.
  22. Патент США № 4 508 692, BOl Д 53/34. Savage D., Sartori G./ Process for selective removal of H2S fron gaseous mixtures. Опубл. 2.04 1985.
  23. Sartori G., Savage D./ Sterically Hindered Amines for CO2 Removal from Gases // Ind. Eng. Chem. Fundam.-1983.- v. 22.- № 2.- p 239−249.
  24. Патент ФРГ № 3 518 368, В01Д 53/34. Wagner E., Hetner W., Schubert F./ Yerfahnen zum Entfernen von CO2, H2S aus Gasen/ -Опубл. 2.04.1985.
  25. Патентная заявка Франции (РСТ) W089/11 327, В01Д 53/14. Peytavy J.I., Lecoz Ph., Oliveau O/Liguid absorbing acid gases. -Опубл. 30.11.1989.1989.
  26. Elgue J., Lallemand F./MDEA based solvents used at the LACQ processind plant// Revue de Institut Francais du petrole. 1996.-V. 51 .№ 5.
  27. Патент США № 5 246 619, В01Д 53/14. Niswander R./Solvent composition for removing acid gases. Опубл. 21.09.1993,
  28. M., Баллин Дж., Михалик К.,/ Перевод установки с ДЭАна смешанный амин МДЭА/ДЭА// Доклад на 75-ой ежегодной конференции газопереработчиков, США, Тулса.- 1995.-е. 75−79.
  29. В.И. Новые технологии очистки высокосернистых при-одных газов и газовых конденсатов. М.: Недра, 1996.-е. 107.
  30. Е. М. Алексеев С.З., Литвинова Г. И., Тараканов Г. В. и др. /Испытания смешанного абсорбента на установках сероочистки АГПЗ// Газовая промышленность.-1997.- № 10.-е. 63−65.
  31. Kennard M.L., Meisen A. I Control DEA degradation// Hydrocarbon processing.-№ 4- 1980.-p. 103−106.
  32. Meisen A., Kennard M./Ethanolamine degradation chemistry// Preprints of 48 th Annual Laurance Reid Gas Conditioning Conference. 1998 p. 147−154.
  33. Blanc C., Grail M., Demarais G./ Amine-degradation products play no part in corrosion at gas-sweetening plants//Oil and GasJ.-1982.-№ 46 -pi 28−130.
  34. Проспекты компании «Дау кемикал», США.
  35. A.M. Дербаремдикер М. М. Технологический контроль газового производства. -М.: — Гостоптехиздат, 1958. 95 с.
  36. ГОСТ 12.1.007−76 Вредные вещества. Классификация и общиетребования безопасности.
  37. Вредные вещества в промышленности. Справочник/ Под редакцией Н. В. Лазарева и Э. Н. Левиной.-Л: Химия, 1958.-т.2−624с.
  38. MacGregor R.J., Mather А.Е./ Eguilibrium Solubility of H2S and CO2 and Their Mixtures in a Mixed Solvent//The Canadian J. of Chem Engineering.-v. 69.-december 1991,-p. 1357−1367.
  39. Oyevaar M.H., Fontein H.J./ Eguilibria of CO2 in Solutions of DEA in Agueous Ethylene Glycol// J.Chem. Eng. Data.- 1989.- v.34.-p. 405−408.
  40. . Механизмы органических реакций. М.: Изд. иностр. лит. -1963.-200 с.
  41. Meisen A., Kennard M. L,/ DEA degradation mechanism // Hydrocarbon Processing. October 1982.-p. 105−107.
  42. Dawodu F.F., Meisen A./Degradation of Alkanolamine Blends by CO2// Canadion Journal Chem. Eng.-1996.-v.74-p.960−966.
  43. В.Г., Корнеев A.E., Соловьев C.A., Алексеев С. З., Афанасьев А.И./ Механизм коррозии углеродистой стали в абсорбенте МДЭА/ДЭА// Газовая промышленность 2000.- № 10. с. 58−59.
  44. С.З., Кисленко Н. Н., Стрючков В.М./ Очистка газа абсорбентом МДЭА/ДЭА на Астраханском ГПЗ// Газовая промышленность.-2000.-№ 6.-с.71−72.
  45. Коррозия и защита химической аппаратуры. Справочное руководство. Под редакцией Сухотина A.M. Л.: — Химия.-1974.-Т.9−576 с.
  46. Fang-yuan Jou, Alan Е. Mather, Fr D. Otto/ Solubility of H2S and CO2 by Methyldiethanolamine Solutions// Ind. Eng. Chem. Process Des. 1982.-v.21.-p. 539−544.
  47. B.M. Абсорбция газов. M.: Химия.- 1996.- с. 36.
  48. Astarita G., Savage D.W., Bisio A. I Treating with Chemical Solvents.1. New York.-1983.-p.310.
  49. Техническая информация компании «Юнион карбайд», США, 1997 г.
  50. Rooney P., Bacon T., Du Part М/ Effect of heatstable salts on МДЭА solution corrosivity//Hydrocarbon Processing. 1996.-№ 6.-p.95−102.
  51. H.A., Гончаров А. А., Кушнаренко B.M. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра, 1998.- с. 99−104.
  52. Инструкция по контролю за коррозией газопромыслового оборудования. Мингазпром. 1979. М.
  53. Р.И. Будущее российского природного газа.// Газовая промышленность.- 1997.- № 8.- с. 4−9.
  54. С.З., Афанасьев А. И., Кисленко H.H./ Опыт применения новых абсорбентов на ГПЗ отрасли.// Газовая промышленностъ.-2000.М13.- с. 38−40.
  55. С.З., Кисленко H.H., Стрючков В. М., Коренев К.Д./ Совместная очистка сероводородсодержащих газов Оренбургского и Карачаганакского месторождений.// Экология и промышленность России.- 2000.- № 10. с. 4−5.
  56. С.З., Кисленко H.H., Стрючков В. М., Коренев К.Д./ Десорбция H2S и СОг из насыщенного раствора смеси
  57. МДЭА/ДЭА// Наука и технология углеводородов.-2000.- № 2.- с.4−7.
  58. H.H., Алексеев С. З., Степанюк В.А./ Прибыль в два раза выше. Газопереработка в России состояние и перспектива развития// Нефтегазовая вертикаль.- 1998.- № 1.- с. 60−62.
  59. Утверждаю" Технический директор П «АСТРАХАНЬГАЗПРОМ»
  60. И. Гераськин оября 1994 г «г. Астрахань1. ПРОТОКОЛ
  61. Совещания по результатам испытания смешанного абсорбента МДЭА+ДЭА на АГПЗ-1
  62. Присутствовали: П «Астраханьгазпром»
  63. В. М. -зам. генерального директора по производству. АГПЗ-1
  64. В. М. -главный инженер. ВНИИГАЗ
  65. А. И. -начальник лаборатории.1. Аст рахань НИПИг аз
  66. Г. В. -зав. лабораторией.
  67. Работа проводится в соответствии с «Программой испытаний.. утвержденной РАО «ГАЗПРОМ», и «Рабочей программой, утвержденной руководством П «АСТРАХАНЬГАЗПРОМ» 25. 08. 94 г. — установка 4У172.
  68. Смешанный абсорбент был составлен из импортного ДЭА и МДЭА производства Дзержинского ПО «Синтез'Ч ТУ-301−02−66−90). Начальный состав: ДЭА-30%- МДЭА-70%, общая концентрация аминов (в Т01)-40%.
  69. Обобщенные показатели обоих процессов за 10 дней испытаний систематизированы в таблице.
  70. Полученные данные показывают:
  71. Технологически процесс очистки от кислых компонентов на- С нусмешанном абсорбенте не отличается от проектного ДЭА-процесса: не требуется изменения технологической схемы и режима очистки при замене абсорбентов.
  72. Показатели очистки на смешанном абсорбенте состава ДЭА (30−40%) и МДЭА (70−60%) при общей концентрации аминов 34−43% и стабильном режиме идентичны показателям ДЭА-процесса: содержание примесей в очищенном газе1. МДЭА+ДЭА ДЭА
  73. H2S, mt/m3(проект 5.7) 1−5 1−4,7
  74. С02,ррм (проект 200) 0,8−18 1,4−31. RSH, мг/мЗ 11−56 15−51
  75. C0S, мг/мЗ отс-22,8 3,3−5,7
  76. В процессе испытаний эпизодически наблюдалось вспенивание абсорбентов как на установках с ДЭА (1-ЗУ172), так и МДЭА (4У172), которое гасили кратковременной подачей антивспенивателя БВ-31.
  77. Смешанный абсорбент МДЭА+ДЭА может быть рекомендован для процесса очистки газа АГКМ вместо ДЭА на установках У172. Качество очищенного газа при. этом соответствует требуемому.
  78. В процессе испытаний использовали абсорбент состава (30−40%) ДЭА+(70−60%) МДЭА. Целесообразно продолжить эксперимент на высокой производительности установки, а также проверить возможность работы на одном МДЭА.
  79. Необходимо также заве'&ить коррозионные исследования-третий этап «Рабочей программы. «
  80. Рекомендовать руководству АГПЗ-1 совместно с ВНИИГаз, АНИПИГаз и ЮНГГ разработать и осуществить комплекс мероприятий по повышению эффективности работы узла фильтрации на У172 и сепарации сырого газа.1. Подписи:1. Назарько В. М.
  81. В. М. Л-10ГГ>г Афанасьев А. И. /в-Д'^ Тараканов Г. В.121
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!