НЕГАТИВНОЕ ВЛИЯНИЕ ПОВЫШЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ УСТЮРТСКОГО ГАЗОХИМИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
Abstract
Природный газ, добываемый на газовых и газоконденсатных месторождениях, наряду с углеводородными компонентами содержит диоксид углерода (CO₂), повышенная концентрация которого оказывает существенное влияние на процессы подготовки, транспортировки и переработки газа. В настоящее время содержание CO₂ в природном газе, поступающем на Устюртский газохимический комплекс, превышает проектные показатели и составляет 1,4–1,5 моль.% при проектном значении 0,7 моль.%. Повышенное содержание диоксида углерода отрицательно сказывается на технологических процессах низкотемпературного выделения этана, способствует образованию газовых гидратов в пластинчатых теплообменниках, что приводит к закупорке каналов, нарушению теплообмена и снижению надежности работы технологического оборудования. Кроме того, образование гидратов в фильтрах (strainer), установленных на входе в ректификационные колонны, вызывает ограничение потока газа и повышает риск внеплановых остановок технологических установок. В статье рассмотрены основные причины повышения содержания CO₂ в природном газе, проанализировано его влияние на процессы транспортировки и переработки газа, а также обоснована необходимость постоянного контроля компонентного состава природного газа для обеспечения эффективной и безопасной эксплуатации технологических объектов.
References
1. Shingana B., Timunga S., Jain S., Singh V.P. Technological horizons in natural gas processing: A comprehensive review of recent developments // Separation Science and Technology. – 2024. – Vol. 59, No. 10–14. – P. 1216–1240. DOI: https://doi.org/10.1080/01496395.2024.2366914
2. Nešić S. Carbon Dioxide Corrosion of Mild Steel // Uhlig's Corrosion Handbook. 3rd ed. / Ed. by R.W. Revie. Hoboken, NJ: John Wiley & Sons, 2011. P. 229–245. DOI: https://doi.org/10.1002/9780470872864.ch19
3. Gas Processors Suppliers Association (GPSA). GPSA Engineering Data Book. 15th ed. Tulsa, OK: GPSA, 2022.
4. Campbell J.M. Gas Conditioning and Processing. Vol. 1: The Basic Principles. 9th ed. Norman, Oklahoma: Campbell Petroleum Series, 2017. https://www.jmcampbell.com
5. Wei W.-N., Li B., Gan Q., Li Y.-L. Research progress of natural gas hydrate exploitation with CO₂ replacement: A review // Fuel. – 2022. – Vol. 312. – Art. 122873. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.122873
6. ASTM D1945-19. Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography. West Conshohocken, PA: ASTM International, 2019.
