книги / 46

Результаты изучения окислительной способности пероксида водорода по отношению к сероводороду и сульфидам позволили сделать некоторые практически важные выводы.

Применение пероксида водорода позволяет практически полностью очистить водные растворы от сероводорода и сульфидов. Реакция окисления примесей идет с высокой скоростью, в мягких условиях и не требует применения каких-либо катализаторов.

водорода (исходная концентрация сульфида 1,81 г/л, объем раствора 100 мл)

Необходимое количество окислителя легко определяется по уравнению реакции окисления исходя из содержания сульфидов

âрастворе и объема подлежащей очистке воды. Практически для гарантированного обеспечения полноты очистки воды от примеси сульфидов целесообразно брать небольшой избыток окислителя.

Наряду с окислением сульфидов в растворе протекает реакция окисления образующейся серы. Эта реакция требует дополнительного расхода пероксида водорода, снижает скорость основной реакции окисления сульфидов и препятствует их полному окислению, особенно при высоком исходном содержании сернистых примесей

âрастворе.

151

Список литературы

1.Проскуряков В.А. Очистка сточных вод в химической промышленности / В.А. Проскуряков, Л.И. Шмидт. – Л.: Химия, 1977. – 206 c.

2.Линевич С.Н. Комплексная обработка и рациональное использование сероводородсодержащих природных и сточных вод / С.Н. Линевич. – М.: Стройиздат, 1987. – С. 10–25.

3.Каталитическая очистка сточных вод процессов нефтепереработки от сероводорода и меркаптанов / А. Ю. Кочетков [и др.] // Новые технологии для очистки нефтезагрязненных вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов: тез. докл. – М., 2001. – С. 27–28.

4.Абросимов А.А. Экология переработки углеводородных систем / А.А. Абросимов. – М.: Химия, 2002. – 608 с.

5.Пат. ¹2158236 РФ, МПК С02F1/74. Способ очистки сульфидсодержащих растворов и сточных вод / В.П. Панов, О.И. Грязнова. – Опубл. 27.10.2000.

6.Введение в экологическую химию / Ю. И. Скурлатов [и др.]. – М.: Недра, 1994. – 328 c.

Получено 5.06.2008

ÓÄÊ 543.8

С.Е. Уханов, Н.Н. Старкова, И.В. Кожевникова

Пермский государственный технический университет

ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА АДСОРБЦИИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ

КОМПОНЕНТОВ КИСЛОГО ГАЗА НА АКТИВИРОВАННЫХ УГЛЯХ

Приведены результаты исследования по подбору наиболее эффективных адсорбентов для улавливания углеводородных компонентов кислого газа с целью улучшения работы сепаратора кислых газов в процессе получения гидросульфида натрия на ООО «Пермнефтегазпереработка».

Одной из серьезных экологических проблем переработки нефти и газа является загрязнение окружающей среды газами, содержащими большое количество сероводорода. В настоящее время ведутся работы по поиску наиболее совершенной технологии утилизации H2S.

На предприятии ООО «Пермнефтегазпереработка» утилизация сероводорода осуществляется путем его использования в качестве сырья для получения гидросульфида натрия. Процесс получения гидросульфида натрия в ООО «Пермнефтегазпереработка» осуществляется методом абсорбции сероводорода едким натром концентрацией 22–25 мас. %. Раствор гидросульфида может быть использован в различных отраслях промышленности, в частности, содовом, целлюлозно-бумажном производстве и т.д.

В процессе получения гидросульфида натрия на предприятии периодически отмечается высокое содержание жидких углеводородных фракций в товарном продукте, что негативно сказывается на его качестве.

При разработке рекомендаций по созданию новой технологиче- ской схемы получения NaHS с целью устранения путей попадания углеводородных примесей предстояло выявить пути их попадания в товарный продукт.

153

Изучение технологической схемы получения NaHS позволило предположить, что попадание в товарный продукт жидких органиче- ских примесей может происходить разными путями и на различных этапах технологической цепочки. Наиболее вероятная причина загрязнения товарного продукта жидкими углеводородами – это неудовлетворительная работа сепаратора кислых газов. Сепаратор представляет собой колонну, в средней части которой смонтирован каплеотбойник жалюзийного типа, а в верхней части, на выходе газа, – каплеотбойник зонтичного типа.

Задача настоящей работы – подбор адсорбентов, которые бы эффективно улавливали углеводородные компоненты, входящие в состав газовой смеси, а также изучение возможности многократного использования адсорбентов с их периодической регенерацией, но без последующей сушки. Это позволило бы исключить операции по сушке и связанной с ней перезагрузке адсорбента.

На рисунке приведена схема лабораторной установки, моделирующей работу сепаратора кислых газов.

Рис. Схема лабораторной установки: 1 – ротаметр; 2 – барботер; 3 – жидкие углеводороды; 4 – сепаратор;

5 – опорная решетка; 6 – поглотительная трубка

Воздух, нагнетаемый компрессором, пропускали через барботер, заполненный смесью, состоящей из гексана, гептана и октана, взятых в равных объемных соотношениях. Насыщенный углеводородами воздушный поток со скоростью 2 л/мин направля-

154

ли в сепаратор, заполненный адсорбентом, на выходе из которого неадсорбированные капли и пары углеводородов поглощались силикагелем марки КСМГ, находящимся в поглотительной трубке. Расход воздуха в экспериментах контролировали ротаметром.

Сепаратор в средней части имел сужение, на которое опиралась металлическая сетка, имитировавшая каплеуловитель жалюзийного типа, а также служащая опорной решеткой для различных каплеулавливающих насадок и адсорбентов.

В качестве адсорбентов использовали активированные угли марок АР-В, АГ-3 и БАУ-А. Регенерация адсорбентов осуществлялась их обработкой водяным паром в течение 60 мин без последующей сушки. Выделившуюся смесь воды и нефтепродуктов разделяли в делительной воронке и углеводородный слой взвешивали. Результаты проведенных исследований представлены в табл. 1–8.

Активированный уголь АР-В в начале процесса первого цикла адсорбции обеспечивал почти полную очистку газовой смеси от углеводородов (табл. 1). После 60 мин барботирования им удерживалось 13,92 г примесей. К этому моменту степень очистки газа несколько понижалась по сравнению с первоначальной, продолжая оставаться на достаточно высоком уровне.

Ò à á ë è ö à 1

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки АР-В

После регенерации отработанного угля водяным паром в течение 60 мин выделилось 6,32 г углеводородов, что составляло 45,4 % от их адсорбированного количества.

155

Показатели второго цикла адсорбции углеводородов углем АР-В без просушивания адсорбента (табл. 2) оказались существенно ниже. Было уловлено лишь 5,5 г примесей. Степень очистки газа постепенно снижалась с 74,14 % в начале процесса до 62,46 % к его окончанию. В ходе регенерации угля было выделено 4,63 г, или 84,3 мас. % адсорбированных углеводородов.

Ò à á ë è ö à 2

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки АР-В после его первой регенерации

Третий цикл адсорбции на дважды регенерированном адсорбенте имел еще более низкие показатели (табл. 3). Степень очистки газа к его окончанию едва превышала 50 %.

Ò à á ë è ö à 3

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки АР-В после второй регенерации

После двух регенераций без высушивания уголь марки АР-В потерял почти половину активности. Для ее восстановления после регенерации водяным паром необходима сушка адсорбента.

156

Свежий активированный уголь марки АГ-3, прогретый при температуре 130 îС в течение 2 ч, в первом цикле адсорбции (табл. 4) показал такой же высокий результат, что и свежий уголь марки АР-В.

Ò à á ë è ö à 4

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки АГ-3

Регенерацию отработанного угля проводили водяным паром в течение 60 мин. Как и в предыдущем случае, цикл адсорбции – регенерации повторили еще дважды (табл. 5, 6).

Ò à á ë è ö à 5

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки АГ-3 после первой регенерации

При регенерации угля АГ-3 удавалось извлечь в среднем около 88 % от массы адсорбированных углеводородов. Это немного превышало регенеративную способность угля АР-В. Однако этот факт принципиально не повлиял на активность углей после их регенерации без сушки. Снижение активности наблюдалось практически в равной мере у обоих адсорбентов.

157

Ò à á ë è ö à 6

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки АГ-3 после второй регенерации

Активированный древесный уголь марки БАУ-А оказался непригодным для очистки газов от примеси углеводородов. Адсорбент показал малую величину абсорбции примесей и соответственно низкую степень очистки газа (табл. 7, 8).

Ò à á ë è ö à 7

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки БАУ-А

Ò à á ë è ö à 8

Эффективность адсорбции углеводородов активированным углем марки БАУ-А после его регенерации

158

Î ê î í ÷ à í è å ò à á ë . 8

После первой регенерации адсорбента в течение 60 мин водяным паром выделилось 2,68 г углеводородов. При проведении второй регенерации адсорбента выделить адсорбированные нефтепродукты не удалось.

Таким образом, исследование процесса адсорбции углеводородных примесей на активированных углях различных марок показало, что наиболее подходящим для очистки газов адсорбентом является уголь марки АГ-3. Близкими характеристиками обладает уголь марки АР-В. Регенерация адсорбентов без последующей высокотемпературной сушки приводит к быстрому снижению их адсорбционной емкости.

Получено 11.06.2008

ÓÄÊ 665.622.43: 662.276.72

В.Н. Глущенко, И.А. Юрпалов, Э.Н. Безматерных

ÎÎÎ «ÔËÝÊ»

ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩИЙ ЭФФЕКТ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ

ИНГИБИТОРОВ

АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ

Исследовано влияние ряда промышленно использующихся ингибиторов АСПО на процесс разрушения естественных водонефтяных эмульсий, что позволяет усовершенствовать методические критерии их выбора для повышения эффективности добычи, транспорта и промысловой подготовки нефти.

При непродолжительных межочистных периодах работы добывающих скважин, осложненных асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) из состава обводненной нефтяной продукции и формированием высоковязких водонефтяных эмульсий (ВНЭ), наиболее целесообразным является постоянное дозирование в скважинный поток поверхностно-активных ингибиторов АСПО гидрофилизирующего действия. Это обеспечивает одновременную защиту от АСПО внутрискважинного оборудования, выкидных линий нефтесборных коллекторов и резервуарного парка на установках промысловой подготовки нефти (УППН).

В настоящее время оценка их эффективности осуществляется по аналогичным методикам компании Petrolite Corp. [1] и НПО «Союзнефтепромхим» [2], основанных на полноте отмыва пленки нефти или АСПО со стеклянной поверхности и визуальной регистрации размеров их диспергированных частиц. Более достоверным является метод «Cold finger test» («холодный палец»), который широко и успешно используется многими исследовательскими центрами [3].

160