Ингибиторы вспенивания

Однако опыт применения ингибитора И-1-А также показал, что, обеспечивая достаточно высокий эффект защиты от коррозии и сульфидного растрескивания, этот реагент не отвечает в полном объеме технологическим требованиям, предъявляемым к ингибиторам, так как имеет большую вязкость при минусовых температурах, закупоривает фильтры насосов и способствует вспениванию реагентов. Как отмечается в работе [36], весьма перспективным ингибитором в этих условиях, обладающим высокими защитными и технологическими свойствами, может быть разработанный, в настоящее время ингибитор ИФХАНгаз-1. [c.165]

Для предупреждения вспенивания эффективным средством являются соответствующие добавки к раствору, понижающие устойчивость пены. По данным [95, 96], наиболее целесообразно использование в качестве ингибиторов вспенивания силиконовых соединений (см. также стр. 212). Применение эмульсии 21-2А позволило в 1,5 раза увеличить скорость газа в промышленном насадочном абсорбере диаметром 2,4 м для извлечения HaS и СОа пз природного газа давлением 0,225 МПа (2,3 кгс/см ). [c.151]

Рис. 42. Зависимость вспенивания водных растворов диэтаноламина от содержания ингибиторов коррозии

Другим осложнением технологического процесса при использовании многих органических ингибиторов может быть вспенивание технологических жидкостей при очистке газа с помощью моноэтаноламина или при осушке его диэтиленгликолем. [c.96]

На практике иногда приходится пользоваться не только активаторами, но и ингибиторами вспенивания. Такими веществами в случае АКА являются фумаровая и щавелевая кислоты, фруктоза [c.246]

Выбор смолы ВИАМ-Б, отверждаемой БСК, вряд ли можно считать удачным, так как последняя может вызывать коррозию металла трубы. Между тем фосфорная кислота выполняет функции не только отвердителя, но и ингибитора коррозии, поэтому ее использовать целесообразнее. Технология изоляции труб фенольным поропластом включает следующие операции укладку очищенных труб в формы, приготовление заливочной массы, заливку ее в формы, вспенивание, образование и отверждение поропласта, распалубку, нанесение гидроизоляции. Последняя может выполняться из полиэтиленовой пленки, битумно-полиме рной мастики, армированной стеклотканью, бризола, изола и т, п. Изоляция труб может осуществляться в заводских условиях и на трассе. В последнем случае получают монолитную изоляцию. [c.63]

При эксплуатации установок очистки газа серьезные затруднения вызывает пенообразование аминовых растворов. Это ведет к перерасходу дорогостоящего абсорбента, часть которого уносится с очищенными и кислыми газами. Причиной вспенивания является попадание в раствор различных веществ, обладающих поверхностно-активными свойствами (ингибиторов коррозии, жидких углеводородов, минерализованных вод), механических примесей, а также продуктов деградации амина. [c.64]

При очень сильном вспенивании гликоля в раствор необходимо добавлять ингибитор пенообразования. Это почти всегда дает положительные результаты. На рис. 157 показано влияние добавки триоктилфосфата (ие более 500 ррш) в раствор гликоля. При применении ингибиторов следует помнить, что добавление их в большом количестве может значительно увеличить пенообразование. [c.236]

Очищениый и хорошо регенерированный раствор МЭА улучшает работу и предотвращает вспенивание, эрозию и коррозию оборудования. Вспенивание в аминовой системе может быть вызвано взвешенными твердыми частицами, сконденсировавшимися углеводородами, продуктами распада аминов, ингибиторами коррозии, смазочным маслом, примесями, введенными в синему свежей водой. Для приготовления раствора амина следует использовать только паровой конденсат. [c.174]

Поэтому за последние годы значительно повысились требования к физико-химическим свойствам ингибиторов, которые должны обладать не только высокой защитной способностью от коррозии, но также хорошей растворимостью в углеводородах, в воде, термостойкостью, низкой температурой застывания, жидкотекуче-стью и не вызывать вспенивания водных растворов аминоспиртов. [c.181]

Таким высоким требованиям в полной мере отвечает ингибитор ИФХАНгаз, который обладает лучшими технологическими свойствами по сравнению с ингибитором И-1-А и другими отечественными и зарубежными ингибиторами. При подаче этого ингибитора на установку аминовой сероочистки унос раствора абсорбента уменьшался примерно в 5 раз (в результате предотвращения вспенивания), причем абсорбционные свойства амино-вых растворов не ухудшались. [c.181]

Испытания на способствование вспениванию проводят в специальной стеклянной колонке с фильтром Шотта в нижней части, в которую помещают определенный объем жидкости с навеской ингибитора. Через нижнюю часть колонки со скоростью, соответствующей скорости газа в поглотительной колонне, вводят сжатый воздух или газ для вспенивания жидкости. В качестве жидкости используют 30%-й водный раствор диэтаноламина или другого поглотителя кислых компонентов, к которому последовательно добавляют ингибитор коррозии в различных концентрациях. Если вспенивание раствора диэтаноламина имеет место уже при концентрации 200 млн , то ингибитор забраковывают. В случае вспенивания ингибитора при концентрации 500 млн его качество считают приемлемым. [c.323]

В зависимости от скорости газа, концентрации метанола и диэтиленгликоля, наличия в них углеводородного конденсата и других факторов ингибитор И-1-А в различной степени стимулирует вспенивание этих жидкостей. Вспенивание метанола и диэтиленгликоля в присутствии И-1-А происходит тем быстрее, чем выше его содержание. При этом пена получается более устойчивой. Присутствие углеводородного конденсата уменьшает стимулирующее влияние ингибитора И-1-А на вспенивание водных растворов метанола и диэтиленгликоля. Наиболее вероятна возможность вспенивания диэтиленгликоля в регенераторах. [c.182]

Оренбургского газоконденсатного месторождения было выявлено [16], что И-1-А и ВИСКО-904 в большей степени, чем И-25-Д, способствуют образованию эмульсии метанол-углеводородный конденсат (рис. 41). При этом остаточное содержание метанола в сазовом конденсате при содержании ингибиторов И-1-А и ВИСКО-904 250 мг/л возрастает соответственно на 0,05 и 0,11 % по сравнению с ингибитором И-25-Д при продолжительности разделения смеси 30 мин. Ингибитор И-25-Д в меньшей степени способствует вспениванию водных растворов диэтаноламина, чем ингибиторы И-1-А и ВИСКО-904 (рис. 42). [c.183]

Необходимо, чтобы ингибиторы бьши совместимы с химическими реагентами, применяемыми в нефте- и газодобыче. Они не должны ухудшать свои защитные свойства и действия поверхностно-активных веществ, применяемых для интенсификации выноса из скважин жидкости и для предотвращения солеотложения. Ингибиторы должны сохранять свое защитное действие при наличии в воде деэмульгаторов, применяемых при подготовке нефти и частично переходящих в водную фазу, не должны повышать устойчивость эмульсий нефть - вода, способствовать образованию вторичных эмульсий, вызывать вспенивание эмульсии нефть - вода. [c.185]

При попадании ингибитора на установки газоперерабатывающего завода он не должен вызывать вспенивание и унос аминов. [c.185]

Осложнение технологического процесса при использовании многих органических ингибиторов — это вспенивание технологических жидкостей при очистке газа с помощью моноэтаноламина или осушке его диэтиленгликолем (рис. 28), а также стабилизация эмульсий, образованных водой и углеводородным конден- [c.49]

К важнейшим относятся требования к физико-химическим и технологическим свойствам ингибиторов. При этом учитывается специфика технологических процессов добычи, промысловой и заводской обработки природного газа, на которые ингибиторы не должны оказывать негативного влияния. В частности, они не должны стимулировать вспенивание технологических жидкостей, замедлять процесс разделения водно-метанольно-уг-леводородной эмульсии, иметь склонность к закоксовыванию, ухудшать товарное качество газа и углеводородного конденсата. Ингибиторы должны хорошо растворяться в углеводородном конденсате, дизельном топливе и метаноле. В воде они должны либо растворяться, либо хорошо диспергироваться. Температура застывания ингибиторов должна быть достаточно низкой. [c.221]

Ингибиторы коррозии, попадая в рабочие растворы установки осушки и сероочистки, могут вызвать их вспенивание, что нарушает режим работы установки и снижает ее производительность по газу. [c.180]

В числе противопенных присадок к маслам встречаются и кремнийорганические соединения других классов. Так, в качестве ингибитора вспенивания минеральных масел предлагается вязкий продукт поликонденсации эквимольных количеств этиленгликоля в ди-грег-бутоксидиаминосилана . Полученный продукт нерастворим в масле, но в количестве 0,0001—1,0 вес. % дает с ним стабильную дисперсию. Противопенная активность его была испытана в масле, содержащем 5% антивспенивающего агента. В качестве противо-пенной добавки к углеводородным маслам предлагается также поливинилтриэтоксисилан (мол. вес 325—8000), получаемый полимеризацией винилтриэтоксисилана [c.166]

Некоторые редукторные масла склонны к образованию стабильной пены в процессе циркуляции или при вращении шесге-рен, обусловливающем энергичное перемешивание масла с воздухом. Чтобы ускорить разрушение образовавшейся пены, к маслу добавляют в очень небольших количествах специальные присадки. Робинсон и Вудз [74] предпочитают термин ингибитор вспенивания для обозначения подобных присадок, но в то же время они называют их антивспенивателями, или про- [c.94]

Пр исадк1и к маслам классифицируют по назначению (функциональному действию), химическому составу и механизму действия. В наибольшей степени разработана и получила распространение первая классификация, в соответствии с которой выделяют следующие группы присадок, улучшающих те или иные свойства масел повышающие устойчивость масел к окислению — антиокислительные (иногда их называют ингибиторами окисления) повышающие смазочную способность масел — а нтифрикционные, противоизносные и противозадирные способствующие защите металлов от коррозии — ингибиторы оррозии и противокоррозионные не допускающие образования на деталях двигателя нагаров, лаков и осадков — моющие, или детергентио-диспергирующие понижающие температуру застывания — депрессорные улучшающие вязкостно-температурные свойства — вязкостные повышающие устойчивость масел к воздействию грибков и бактерий — ингибиторы микробиологического поражения, или антисептики предотвращающие вспенивание и эмульгирование масел —противопенные и деэмульгирующие повышающие адгезию и предотвращающие растекание масел — адгезионные улучшающие одновременно несколько эксплуатационных свойств масел — многофункциональные. [c.300]

С. Е. Johnson, Ингибиторы вспенивания при генерировании пара, пат. США 2875156, 24 февраля 1959 г. [c.76]

Вспенивание. Амины, как гликоли, в чистом виде не образуют пены, поэтому все мероприятия, применяемые для предотвращения пенообразования на установках осушки, следует соблюдать и на установках аминовой очистки, в том числе и использование коагуляторов. Определить эффективность ингибиторов пенообразования можно только экспериментальным путем, часто только для конкретных условий. Например, некоторые вещества, которые разрушают имеющуюся пену, при добавлении в раствор заранее, т. е. до начала пенообразования, могут вызвать устойчивое пенообразование. В качестве ингибиторов пенообразования успешно применяются олеиновый спирт, плуроник Л-61, корексит 7669, окинол. Надежным средством предупреждения пенообразования является применение фильтров с насадкой из активированного угля. [c.278]

На установках НТС комплексной подготовки газа температура застывания ингибиторов должна быть не выше минус 40—45°С, а при гликолевой осушке газа на УКПГ ингибитор не должен вызывать вспенивания гликолей. Ингибитор не должен вызывать повышения температуры застывания конденсата на установке низкотемпературной сепарации, а также образования пены и стойких эмульсий гликоля с конденсатом на установке НТС. При попадании ингибитора на установки газоперерабатывающего завода он не должен вызывать вспенивания и уноса аминов, не должен разлагаться, осмо-ляться ИЛИ закоксовываться при высоких температурах. [c.96]

Одним из осложнений технологического процесса при использовании органических ингибиторов коррозии может быть вспенивание технологических жидкостей при очистке газа с помощью мопоэтаноламина или при сушке его Диэтиленгликолем, а также стабилизация эмульсий, образованных водой и углеводородным конденсатом. [c.182]

В условиях дросселировяния газа при значительных перепадах давления и температур ингибитор должен сохранять свои защитные качества. Ингибиторы не должны ухудшать антигидратные свойства метанола и осушающие свойства гликолей или тормозить процесс метанола и эмульсий, вспенивания самих эмульсий или отдельно водной и углеводородной фаз после их разделения. [c.185]

Далее ингибиторы проходят исследования технологических свойств. К ним относятся измерения вязкости, исследования растворимости, влияния на эмуль-сеобразование в системе углеводород — вода, на вспенивание. Вязкость ингибиторов коррозии определяется по ГОСТ 10028—81 при трех температурах (293, 273 и 243 К). Величина ее соответственно должна быть приблизительно равна 3, 5 и 70 Па-с. При этом температура застывания должна находиться в пределах от 253 до 233 К, а для северных районов страны не превышать 228 К- [c.179]

Недостатки процесса низкая, как правило, степень насыщения раствора высокие удельные расходы абсорбента и эксплуатационные затраты некоторые прИмеси (СОг, OS, Sa, H N, SOa и SOj), содержащиеся в сырых газах, при взаимодействии с растворителем образуют нерегенерируемые или труднорегенерируемые высокомолекулярные соединения, которые дезактивируют абсорбент, увеличивают вспениваемость и коррозионную активность растворителя при наличии в газе OS и Sa процесс не применяется низкое извлечение меркаптанов и других сероорганических соединений повышенная склонность абсорбента к вспениванию при попадании в систему жидких углеводородов, сульфида железа, тиосульфитов и других продуктов разложения моноэтаноламина, а также механических примесей и некоторых видов ингибиторов коррозии. [c.143]

Переброс раствора через верх абсорбера вызывается образованием солей этаноламииов с органическими кислотами, многие из которых (солей) обладают свойствами мыл и вызывают вспенивание раствора. Вспенивание сильно снижает допустимую скорость очищаемого газа, если не добавлять небольших количеств ингибиторов — силиконов или высших спиртов. Так, например, добавка 15 частей олеинового спирта на миллион частей раствора повышает скорость газа в 3,5 раза [8]. [c.148]

В 80-е годы в соответствии с классификацией, предложенной в [52], специалистами НИИМСК совместно с другими организациями на основе синтетических пиридиновых оснований были разработаны все указанные типы ингибиторов коррозии для газовой промышленности для первого типа — И-З-Д, И-З-Д(М), И-ЗО-Д, И-4-Д, И-5-ДТМ для второго — И-1-А, И-1-Д, И-2-Д, И-21-Д для третьего — И-25-Д [52]. Результаты лабораторных исследований показали высокую эффективность этих ингибиторов. Так, при концентрации 100 мг/л в сероводородсодержащих средах защитная эффективность составляет 84-96 %, а в присутствии углекислоты — 76-96 %. Для безгидратного режима добычи газа ингибиторы коррозии И-1-А, И-1-Д, И-2-Д, И-21-Д в средах, содержащих сероводород и углекислый газ, показали защитную эффективность 86-96 % при концентрации 200 мг/л. Ингибитор И-25-Д был разработан с целью замены импортного ингибитора Виско-904М1 для защиты газопромыслового оборудования Оренбургского газоконденсатного месторождения, работающего по гидратному режиму добычи газа. В нем были учтены все технологические требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии в газовой промьппленности ингибитор не вызывает вспенивания растворов аминоспиртов, не стабилизирует эмульсии углеводородный конденсат-ингибитор гидратообразования, имеет низкие вязкость и температуру застьгеания [52, 67]. [c.19]

Первым этапом совместного сотрудничества было совершенствование технологических характеристик %<гибитора НОРУСТ-9М. Этот этап завершился разработкой совмёстного ингибитора НОРУСТ-ФС-811.9. Проведенные лабораторные испытания этого ингибитора показали не только его высокие антикоррозионные свойства (скорость коррозии в его присутствии при 100 мг/л составила 0,05-0,1 мм/год, степень защиты — 80-97 %), но и хорошие технологические качества — он не вызывает вспенивания. Время расслоения эмульсии углеводород-вода составляет 22 с, что значительно меньше времени пребывания водно-углеродной фазы в сепараторе (5-10 мин) [74]. [c.22]

Но в процессе эксплуатации промысла по мере увеличения выноса минерализованной пластовой жидкости появляется дополнительное препятствие нормальной работе оборудования и трубопроводов — выпадение солей (преимущественно карбонатов и сульфатов кальция) и образование плотного осадка по всему тракту движения газо-жидкостного потока от НКТ скважин, соединительных трубопроводов до технологического оборудования. Под слоем образовавшегося осадка на поверхности трубопроводов и оборудования усиливаются процессы коррозии, так как формирование пленки на поверхности металла применяемых ингибиторов коррозии затруднено плотной структурой осадка и хорошей адгезией его к металлу [107]. Таким образом, применяемые ингибиторы гидратообразования и коррозии становятся малоэффективными. В связи с этим возникла необходимость разработать способ комплексной защиты, то есть наряду с защитой от гидратообразования и коррозией обеспечить эффективную защиту газопромыслового оборудования от солеотложений. Сущность данного способа заключалась в том, что в состав применяемого комплексного ингибитора гидратообразования и коррозии вводился ингибитор солеотложения (комплексон НТФ). Предварительные исследования по определению технологических свойств комплексона НТФ показали его совместимость с ингибиторами коррозии (не снижает ингибирующих свойств), а также с ингибиторами гидратообразования (не вызывает вспенивания водных растворов). В течение длительных опытнопромышленных испытаний (1,5 года) на УКПГ-2 Оренбургского месторождения комплексной защиты гаЛ ц50мыслового оборудования не было ни одной аварийной остановки из-за осложнения солей. Технологический режим работы не нарушался. Скорость коррозии не превышала 0,1 мм/год, что в 2,5 раза меньше допустимой. Этот способ комплексной защиты был принят ведомственной комиссией Мингазпрома и рекомендован для широкого промышленного внедрения не только на ОГКМ, но и на других предприятиях министерства [107]. [c.36]

Вспенивание раствора приводит к потерям МЭА и к другим последствиям. Оно возникает, как правило, в абсорбере. Вспенивание может быть вызвано разнообразными причинами, в частности наличием примесей, заносимых в систему с очищаемым газом (пыль катализаторов и др.). Доказано, что сульфид железа является интенсивным пенообразователем [145]. Пенообразователями являются также тяжелые углеводороды, смазочные масла, а также органрте-ские кислоты, тиосульфаты и другие продукты деградации МЭА. Кроме того, к вспениванию могут приводить некоторые ингибиторы коррозии, а также соли, растворенные в воде, используемой для приготовления раствора МЭА (что обусловливает необходимость применения только парового конденсата). [c.212]

Применение седиментационно устойчивых (стабильных) и менее абразивных, ранее использованЦых в бурении глинистых растворов или специально приготовленных глинистых суспензий с достаточным количеством дисперсионной фазы является логическим продолжением развития гидропескоструйной перфорации. Однако в этом случае также необходимо продолжение работ в плане улучшения свойств раствора, например обработкой ингибиторами гидратации, диспергации и смачивания глин, гидрофобизаторами и поверхностно-активными веществами для уменьшения отрицательного влияния фильтратов (дисперсионная среда) растворов на продуктивные пласты. Как выяснилось выше, лучшими добавками, совмещающими все эти положительные качества, являются катионные ПАВ. В данном случае необходимо оптимизировать их дозировку по параметрам вспенивания и аэрирования раствора, чтобы существенно не ухудшить условия работы насосных агрегатов. Морозостойкость перфорационных жидкостей можно повысить добавками мине- [c.74]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология