РАСТВОРИТЕЛЬ НА ОСНОВЕ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
SOLVENT BASED ON HEAVY HYDROCARBONS

Изобретение относится к химии, а именно к получению растворителей на основе отходов производства сжиженного природного газа.
n
2
Известно очищающее или обезжиривающее вещество (патент США US 5954886 (A) Cleaning agent based on cycloalkanes, дата приоритета 10.02.1998 г.), предназначенное для очистки, обезжиривания или дефлегмации твердых поверхностей, которое состоит из смеси циклоалканов, температура возгорания которой выше 55°C, измеренная в соответствии со стандартом ASTM D56-70, и температуры выкипания 175-235°C, а 0-0,1 части по массе стабилизирующего и маскирующего запаха агентов на 100 частей по массе указанной смеси циклоалканов. Указанная смесь циклоалканов представляет собой смесь насыщенных моно- или полициклических углеводородов, необязательно замещенных одним или несколькими алкильными остатками общей формулы CH(n+1-а), в которой n - целое число от 8 до 12, а - целое число от 1 до 5. Недостатком вышеуказанного вещества является необходимость приобретения дорогостоящего и громоздкого оборудования для получения большинства компонентов растворителя из нефтяных фракций и путем перегонки нефти.
2
2
4
Известно применение в качестве растворителей дихлорметана CHCl и тетрахлорметана CCl (Новый справочник химика и технолога. Радиоактивные вещества. Вредные вещества. Гигиенические нормативы / Редкол.: Москвин А.В. и др. - СПб.: АНО НПО «Профессионал», 2004. - 1142 с.), получаемого прямым хлорированием метана хлором в условиях радикального механизма при 400-500°C. Недостатком данных веществ является необходимость в дополнительных энергетических затратах в связи с проведением ректификации для отделения дихлорметана от смеси других хлоридов, а также дистилляции для отделения тетрахлорметана от смеси других хлоридов.
Наиболее близким к заявляемому растворителю является эфир петролейный (техническое условие ТУ 6-02-1244-83 - «Эфир петролейный»), представляющий собой смесь парафиновых углеводородов и применяемый в качестве растворителя жиров, масел, смол и т.д. Сырьем для получения эфира петролейного являются продукты алкилирования и гидрированные продукты синтеза углеводородов. Эфир петролейный - бесцветная легковоспламеняющейся прозрачная жидкость без осадка, нерастворимая в воде, представляющая собой смесь углеводородов парафинового ряда и самую низкокипящую фракцию бензина.
Основным недостатком вышеуказанных растворителей является сложность их изготовления, заключающаяся в необходимости приобретения оборудования для перегонке нефти (например, ректификационные колонны), которое существенно дороже и сложнее газового.
Задачей заявляемого технического решения является получение растворителя из тяжелых углеводородов, являющихся отходами производства сжиженного природного газа, в процессе переработки природного газа в сжиженный природный газ, с использованием всех входящих в исходный природный газ компонентов.
Техническим результатом является органический растворитель, удаляющий до 100% масляной пленки с металлической, стеклянной, керамической или пластмассовой поверхности, подходящий для применения в любых климатических районах и в любое время года.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что растворитель на основе тяжелых углеводородов, являющихся отходом производства сжиженного природного газа, получен в процессе переработки природного газа в сжиженный природный газ, состоящий из компонентов исходного природного газа. При этом растворитель имеет следующем состав, мас. %:
пропан - от 0 до 0,5;
бутаны - от 2 до 5;
пентаны - от 8 до 12;
гексаны - от 14 до 18;
гептаны - от 12 до 14;
октаны - от 4 до 7;
нонаны - от 0 до 4;
деканы - от 0 до 2;
алкил-циклопентаны - от 10 до 15;
алкил-циклогексаны - от 23 до 28;
ароматические углеводороды - от 2 до 4;
бициклические углеводороды - от 2 до 4;
эфиры - от 0,5 до 2;
адамантаны - от 0,5 до 2.
Растворитель на основе тяжелых углеводородов заявляемого состава нами в литературе не найден, что позволяет говорить о соответствии критерию патентоспособности «новизна» данного изобретения.
Технологический процесс получения растворителя заключается в том, что заявляемый растворитель получают из технологического потока природного газа, направляемого на турбодетандер для выработки холода, требуемого для сжижения природного газа. Технологический поток природного газа, предварительно подготовленный и охлажденный до -50°C, поступает на вход турбодетандера, где тяжелые углеводороды отделяются по способу, защищенному патентом №2634653, а именно, входящий в турбодетандер холодный поток газа направляется в корпус сетчатого фильтра, направление потока газа резко меняется на 90°, что приводит к отделению частиц тяжелых углеводородов от основного потока газа, которые накапливаются в корпусе фильтра и оттуда переливаются в емкость через специальное отверстие в нем. Затем поток подается в корпус направляющего аппарата турбодетандера, охлаждается в процессе омывания внешних поверхностей ламелей направляющего аппарата турбодетандера, тяжелые углеводороды, не отделившиеся от основного потока в фильтре, конденсируются, накапливаются в нижней части корпуса направляющего аппарата турбодетандера и отводятся через специальное отверстие в нем в ту же емкость.
Полученный конденсат требует отведения, поскольку может привести к порче теплообменных аппаратов и нарушить работу турбодетандерного агрегата. Таким образом, процесс отделения тяжелых углеводородов, являющихся основой вышеуказанного конденсата, уже предусмотрен в процессе сжижения природного газа.
Получение растворителя поясняется следующим примером.
Из магистрального газопровода отбирают природный газ следующего компонентного состава, %: метан 97,51; этан 1,75; пропан 0,55; i-бутан 0,07; h-бутан 0,08; i-пентан 0,017; h-пентан 0,012; гексан и выше 0,011. Поскольку азот, кислород, водород, диоксид углерода и метан не испытывают фазовых превращений на входе в турбодетандер, анализ изменения их концентраций не имел смысла и не проводился. При номинальном режиме работы турбины давление на входе в турбину составляет 3,0-3,4 МПа, а температура варьируется от 220 до 230 К в зависимости от необходимости откачки паров сжиженного природного газа из емкостей хранения (при откачке паров температура перед детандером снижается).
Растворитель получен следующего состава, %: пропан 0,42, бутаны 4,94; пентаны 11,63; гексаны 18,7; гептаны 12,05; октаны 4,84; нонаны 0,99; деканы 0,61; циклопентаны 14,49; циклогексаны 25,17; ароматические углеводороды 2,22; бициклические углеводороды 2,42; эфиры 0,91; адамантаны 0,61.
Для точной оценки компонентного состава газа на входе в турбину был смоделирован процесс сжижения газа в программе Aspen HYSYS V7.3. В качестве базового уравнения газового закона выбрано уравнение Пенга-Робинсона (модифицированное уравнение Ван-дер-Вальса). Состав растворителя анализировался в лаборатории комплексных исследований Центра коллективного пользования Уральского федерального университета на хромато-масс-спектрометре GCMS-QP2010 Ultra методом ионизации - электронного удара.
Для определения эффективности обезжиривания поверхности исследуемым веществом от масла, а также его свойств, была проведена серия экспериментов.
Эксперимент 1
На плоскую железную некрашеную поверхность на двух раздельных участках равномерно нанесли турбинное масло типа ТП-22С толщиной слоя меньше 1 мм. Эксперимент проводился методом многократного протирания обоих масляных пятен при температуре окружающей среды - 15°C в течение одной минуты: первое - сухой ветошью, второе - ветошью, смоченной в заявляемом растворителе, с дальнейшим сравнением результатов методом протирания сухой бумажной салфеткой обоих пятен и визуального определения наличия на ней их остатков. В результате определено, что масляная пленка на втором участке, протираемого смоченной ветошью, в полной мере удалилась, а первое пятно удалилось менее эффективно. Таким образом, можно с уверенностью утверждать, что исследуемая смесь удаляет масло с металлической поверхности с эффективностью до 100%.
Эксперимент 2
Задачей данного эксперимента являлось определение растворимости турбинного масла ТП-22С в растворителе при различных условиях. Для эксперимента использовано 5 мерных стаканов объемом по 100 мл. В стаканы были налиты масло и рассматриваемый растворитель различными способами с различными процентными концентрациями.
Рассматриваемое процентное содержание масла и растворителя в стаканах:
стакан №1: 10% масла и 90% растворителя;
стакан №2: 30% масла и 70% растворителя;
стакан №3: 50% масла и 50% растворителя;
стакан №4: 70% масла и 30% растворителя;
стакан №5: 90% масла и 10% растворителя.
Эксперимент 2.1
В стаканы в заданных концентрациях сперва наливалось масло, затем растворитель без дальнейшего перемешивания при температуре окружающей среды +25°C. Результат фиксировался визуальным определением границы между двумя веществами спустя 15 мин, 1 час, 24 часа. В стаканах №1, 2, 3 отсутствовала граница между веществами, в стакане №4 наблюдалась «расплывчатая» граница между веществами, которая исчезла спустя сутки. В стакане №5 спустя 1 час была видна четкая граница между маслом и растворителем, однако, спустя 24 часа она практически исчезла. Во всех стаканах через 24 часа выдержки наблюдалось снижение уровня жидкости в стакане, при этом, чем выше была концентрация растворителя, тем больше жидкости испарилось: в стакане №1 - 40% испарилось, №2 - 35%, №3 - 25%, №4 - 20%, №5 - 5%.
Эксперимент 2.2
В стаканы в заданных концентрациях сперва был налит растворитель, затем масло при температуре окружающей среды +25°C. Результат фиксировался в. При условии перемешивания компонентов и выдержки при температуре +25°C во всех стаканах наблюдалась однородность жидкости, молекулы растворителя прочно связались с молекулами масла на длительное время, при этом объемы растворов заметно снизились: в стакане №1 - 70% испарилось, №2 - 60%, №3 - 50%, №4 - 20%, №5 - 10%.
Эксперимент 2.3
В стаканы в заданных концентрациях сперва был налит растворитель, затем масло при температуре окружающей среды -10…-20°C. Результат фиксировался визуальным определением границы между двумя веществами спустя 15 мин, 1 час, 24 часа. Как и в предыдущем эксперименте, во всех стаканах в течение длительной выдержки не наблюдалось разделение веществ, жидкость однородна при отрицательных температурах окружающей среды, во всех стаканах за 24 часа испарилось менее 5%.
Эксперимент 2.4
В стаканы в заданных концентрациях сперва было налито масло, затем растворитель без дальнейшего перемешивания при температуре окружающей среды -10…-20°C. Результат фиксировался визуальным определением границы между двумя веществами спустя 15 мин, 1 час, 24 часа. Результаты схожи с результатами эксперимента 2.1 и 2.3: в стаканах №1, 2, 3 отсутствовала граница между веществами. В стаканах №4 и №5 наблюдалась «расплывчатая» граница между веществами, которая спустя сутки исчезла, жидкость стала однородной. Во всех стаканах через 24 часа выдержки испарилось не более 5%.
Таким образом, предлагаемый способ получения растворителя дает возможность:
1. Утилизировать тяжелые углеводороды, являющиеся отходом производства сжиженного природного газа;
2. Получить растворитель с хорошей растворяющей способностью, низкой себестоимостью и широкой областью применения в газовой промышленности;
3. Варьировать свойствами растворителя: для наиболее быстрого и эффективного обезжиривания поверхностей рекомендуется использовать растворитель по отношению к маслу в количестве 9:1 при температуре выше 20°C при тщательном смешивании веществ (длительном протирании), скорость испарения зависит от площади испарения.
Заявляемое техническое решение используется на газораспределительной станции ГРС-4 г. Екатеринбург ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» в качестве растворителя для промывки криогенных теплообменных аппаратов для растворения масла, уносимого из турбомашины в газовую полость.