Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние технологии адсорбционной очистки при родного сернистого газа, в том числе на промышленных установ ках Оренбургского газохимического комплекса (литературный обзор) 7
1.1. Общая характеристика содержащих сернистые соединения газовых потоков, поступающих на газоперерабатывающий завод (ПТЗ) 7
1.2. Анализ работы адсорбционных процессов осушки и очистки природного газа от сульфида водорода и тиолов на ГПЗ 12
1.2.1. Описание действующей технологической схемы осушки природного газа от влаги и очистки от H2S и тиолов на цеолите 12
1.2.2. Закономерности адсорбции и десорбции компонентов природного газа на цеолите 14
1.2.3. Накопление "кокса" в гранулах цеолита 20
1.2.4. Регенерация цеолита 23
1.2.5. Утилизация газа регенерации и отработанных цеолитов
1.3. Совершенствование технологии адсорбционного процесса очистки природного газа от влаги, сульфида водорода и тиолов 27
1.4. Одновременная адсорбционная осушка и очистка природного газа от углеводородов на силикагелях
1.4.1. Технология адсорбционной осушки и очистка природного газа от паров жидких углеводородов 29
1.4.2. Регенерация силикагелевого адсорбента 36
1.5. Цель и задачи диссертационной работы 38
Глава 2. Сравнительная активность силикагелей при очистке природного сернистого газа на пилотной установке ГПЗ 41
2.1. Свойства импортных и отечественных адсорбентов (силикагелей и цеолитов) 41
2.2. Описание пилотной установки ГПЗ и методики испытаний 44
2.3. Результаты испытаний процесса очистки природного сернистого газа на пилотной установке ГПЗ 49
Глава 3. Закономерности процесса одновременной очистки силикагелями нового поколения безсернистого природного газа от паров жид ких углеводородов и влаги 61
3.1. Определение адсорбционной емкости силикагелей по н. гептану и НгО в лабораторных условиях 61
3.2. Описание пилотной установки ВНИИГАЗа и методики испытаний силикагелей 62
3.3. Результаты испытаний процесса осушки и отбензинивани природного безсернистого газа силикагелями на пилотно установке ВНИИГАЗа 65
Глава 4. Закономерности процесса одновременной очистки силикагелем и его композицией с цеолитом природного сернистого газа от паров жидких углеводородов, тиолов, влаги, а также сульфида водорода 68
4.1. Закономерности динамики сорбции-десорбции силикагелем тиолов,, паров жидких углеводородов, влаги, а также H2S... 68
4.2. Закономерности конкурирующей адсорбции паров жидких углеводородов и H2S из природного газа на цеолитах 72
4.3. Испытание процесса очистки природного сернистого газа от паров жидких углеводородов, тиолов, влаги и H2S в комбинированном слое силикагеля и цеолита 73
Глава 5. Разработка основ технологии адсорбционного процесса с приме нением комбинированного слоя силикагеля и цеолита для очистки природного сернистого газа, подаваемого из подземного храни лища в единую систему газоснабжения России 78
5.1. Характеристика подземного хранилища и состава отбираемого из него природного сернистого газа 78
5.2. Примерный технологический расчет процесса очистки природного сернистого газа в комбинированном слое силикагеля и цеолита на промышленной установке ГПЗ 81
Выводы 87
Список литературы
- Описание действующей технологической схемы осушки природного газа от влаги и очистки от H2S и тиолов на цеолите
- Описание пилотной установки ГПЗ и методики испытаний
- Описание пилотной установки ВНИИГАЗа и методики испытаний силикагелей
- Испытание процесса очистки природного сернистого газа от паров жидких углеводородов, тиолов, влаги и H2S в комбинированном слое силикагеля и цеолита
Описание действующей технологической схемы осушки природного газа от влаги и очистки от H2S и тиолов на цеолите
С целью выбора наиболее эффективных цеолитных адсорбентов для условий ГПЗ были проведены экспериментальные исследования большого числа их образцов импортного производства, по величине и скорости сорбции влаги, H2S, RSH, С02, COS и других компонентов природного газа. В работах [1,5] изложены результаты исследований на цеолитах NaX, СаА и NaA, поставлявшихся фирмой "Union Carbide" (США). Установлено, что из числа доступных синтетических цеолитов наибольшей адсорбцией по отношению к RSH обладает импортный NaX или 13Х (в зарубежной литературе), имеющий поперечный размер каналов в кристаллах - 0,9 нм [5, 10].
На рис. 3 отражены результаты исследований отечественных цеолитов, эксплуатируемых на ГПЗ [1, 5]. В равновесных условиях адсорбции поглощение RSH и H2S увеличивается с ростом их парциального давления в наибольшей степени на цеолите 13Х фирмы "Union Carbide" (США), цеолит NaX отечественного производства менее активен.
Цеолит NaX (13Х) сорбирует молекулы углеводородов и других веществ, имеющие эффективный диаметр менее 0,9 нм. Поэтому при очистке газа сложного состава происходит совместная адсорбция его компонентов, причем их распределение в слое цеолита изменяется во времени [9-11].
Основным технологическим параметром процесса адсорбционной очистки, по которому рассчитываются габариты адсорберов, срок службы адсорбента, рабочие циклограммы, объем газов регенерации и др., является динамическая активность (емкость) цеолита по тиолам (ад, % мае), зависящая от свойств адсорбента, tC и Р очищаемого газа, содержания в нем тиолов до и после очистки, а также от наличия конкурентно адсорбирующихся с тиолами компонентов (воды и ароматических углеводородов).
Для отечественного NaX величина ад (0,7-1,2 % масс.) значительно меньше, чем для импортных цеолитов ( 3 % масс.) [8]. Это вызвано различием в структурных и физико-химических характеристиках сравниваемых цеолитов и обусловило применение импортных адсорбентов на первоначальном и последующих этапах освоения промышленных установок ГПЗ.
Величина ад уменьшается при повышении tC адсорбции и ее оптимум составляет 35-45С [10]. Данное явление лежит в основе десорбционной регенерации цеолитов при их нагревании [9]. С повышением tC резко увеличивается коэффициент диффузии (D) молекул адсорбтива в порах адсорбента, возрастающий также при уменьшении размера гранул и длительности их насыщения адсорбтивом.
Поглощенные цеолитом компоненты природного газа десорбируются при нагревании, причем для каждого из них характерен свой температурный интервал десорбции (табл. 5). Наблюдаемое повышение tC десорбции компонентов газа согласуется с отмеченным выше увеличением прочности их хемосорбции на внутренней поверхности цеолита. Согласно материальному балансу, в том числе и по количеству дополнительно выделившегося H2S, конверсия RSH составляет 3%, а степень десорбции всех компонентов 95%. Таблица 5 Температурные интервалы десорбции компонентов природного газа
На рис. 4 приведены кривые десорбции из цеолита NaX поглощенных им компонентов природного сернистого газа. Изменение концентрации каждого компонента при десорбции носит экстремальный характер, максимум которого отвечает определенной температуре: углеводороды С5+ и H2S 90С, RSH 200С, Н20 300С. В момент интенсивного выделения указанных компонентов наблюдается замедление скорости подъема tC в слое цеолита, обусловленное тепловой компенсацией энергии их адсорбции. Согласно данным рис. 4 для удаления адсорбционной воды регенерацию цеолита необходимо проводить при t 300С, которая на 100С выше tC десорбции RSH. Поэтому при термической регенерации цеолита определенная часть адсорбированных RSH разлагается (крекируется) с образованием оле-финов, H2S и диалкилсульфидов (R2S), на что указывает второй максимум (при 230С) на кривой десорбции H2S.
Указанная в табл. 5 tC десорбции Н20 установлена по фактическим данным эксплуатации адсорбционных установок на ГПЗ и ограничена как накоплением "кокса" в цеолите, так и конструктивными недостатками адсорберов, которые были обнаружены в 1996 г. при расследовании специальной вневедомственной комиссией причин, вызвавших образование кольцевых трещин в сварных швах адсорберов У-191, У-192, У-190 (по всему периметру сварных соединений).
На основании установленных причин образования трещин комиссией были приняты следующие решения:
Крекинг RSH на цеолите сопровождается катализируемой кислотными центрами цеолита полимеризацией этилена и др. непредельных соединений - продуктов термокаталитического разложения тиолов. В результате на кислотных центрах цеолита, расположенных в основном в каналах их кристаллов, формируются углеродистые коксоподобные высокомолекулярные вещества (отложения). Наличие этих отложений обнаружено по увеличению массы цеолита, снижению четкости разрешения полос в ИК-спектре и появлению на термограмме цеолита пика при 360С, соответствующего экзотермическому эффекту сгорания "кокса" [1, 5, 13]. Коксоподобные отложения адсорбционно блокируют кислотные центры цеолита и, тем самым, сокращают емкость цеолита и срок его службы [16-18]. На ГПЗ "коксоотложения" увеличиваются при наличии в газе ДЭА и МЭГ, попадающих на адсорбент с установок подготовки природного газа.
Соотношение между количеством поглощенного цеолитом C2H5SH и образовавшихся при этом коксоподобных отложений (G, г/г), содержанием "кокса" в цеолите, Ск, % мае, при суммарном содержании в природном газе МЭГ + ДЭА 100-120 мг/м приведено на рис. 5.
Зависимость накопления "кокса" в цеолите NaX от количества пропущенного через него этилтиола (G, г/г) при t = 200С (1), 250С (2) и 300С (3-5) в токе N2, содержащего 80-100 г этилтиола/м3. Кривая 4 - N2 дополнительно содержит 100 мг МЭГ / м3. Кривая 5 - N2 дополнительно содержит 120 мг (МЭГ + ДЭА) / м3. На процесс "коксообразования" мало влияет незначительное присутствие в регенерирующем газе (например, N2) МЭГ и ДЭА. Но с увеличением количества МЭГ и ДЭА более 100 мг/м3 их участие в "коксообразовании" значительно возрастает. Например, при нанесении определенных количеств МЭГ и ДЭА на образцы различных импортных цеолитов и последующем нагревании до 320С наблюдались десорбция (МЭГ - при 150-200С, ДЭА - при 200-250С) и "коксование", особенно интенсивное в случае ДЭА.
Описание пилотной установки ГПЗ и методики испытаний
Пилотная установка была создана на ГПЗ для изучения процесса соадсорбции влаги, H2S и RSH различными адсорбентами в условиях, близких к промышленным. В 2000 г. эта установка модернизирована (по проекту) непосредственно для испытаний силикагелей. Модернизация заключалась в дооборудовании узлом охлаждения и сепарации газа регенерации, в составе которого (рис. 15): - аппарат воздушного охлаждения (ВХ-1) с поверхностью теплообмена 6,0 м ; - водяной холодильник (Т-1) с поверхностью теплообмена 2,0 м ; - сепаратор газов регенерации (С-2) с объемом 0,007 м . На пилотной установке предусмотрена противоточная схема подачи сырьевого газа и газа регенерации: газ в цикле регенерации подается в адсорбер снизу вверх, в цикле адсорбции - наоборот. Сырьевой газ отбирается из трубопровода, по которому природный газ поступает на промышленные адсорбционные установки очистки и проходит через сепаратор С-1, где отделяется капельная жидкость.
Отсепарированный газ с верха сепаратора С-1 направляется в один из четырех адсорберов (А-1, А-2, А-3, и А-4), а оттуда - в трубопровод товарного газа промышленных адсорбционных установок.
Все указанные адсорберы снабжены пробоотборниками для отбора проб газовых потоков на анализ их состава. Термопары в адсорберах находятся на высоте 100 мм от опорной решетки. Расходы газовых потоков измеряются диафрагмовыми расходомерами, давление техническими манометрами по месту. Подаваемый для регенерации адсорбентов газ нагревается в технологических линиях с помощью электроподогрева.
Каждый адсорбер футерован изнутри асбестовым листом. Внутренний диаметр адсорбера с учетом футеровки составляет 133 мм, высота слоя адсорбента в адсорбере - 510 мм. При проведении испытаний адсорберы были загружены следующим образом: А-1 -"КС Trokenperlen ТР+"; А-3 -"КС Trokenperlen Н"; А-4 - "КС Trokenperlen N". В каждом из них в качестве применен в качестве верхнего защитного (лобового) слоя был загружен "КС Trokenperlen WS" ( 10 мае. % от общей загрузки адсорбера, которая составила 4,0-5,2 кг (табл. 12)).
Для получения сравнительных данных А-2 был загружен цеолитным адсорбентом NaX АО "Салаватнефтеоргсинтез". юры на щи- ґ-г. І I / ч »ператорной 44 L/ Г ) ( ) - - Рис. 15. Схема пилотной установки Оренбургского ГПЗ по испытанию адсорбции сернистых соединений силикагелями 1). А-1 -н А-4 - адсорберы; 2). С-1 - входной сепаратор; 3). С-2 -сепаратор газа регенерации; 4). ВХ-1- воздушный холодильник; 5). Т-1 - водяной холодильник - точку росы по влаге измеряли электролитическим методом при рабочем давлении по ГОСТ 20060-83; - точку росы по углеводородам определяли при рабочем давлении по ГОСТ 20061-84 измерением tC начала конденсации паров углеводородов на поверхности охлаждаемого металлического зеркала при непрерывном потоке анализируемого газа; - углеводородный состав газа определяли хроматографическим методом по ГОСТ 23781-87; условия анализа: колонка, заполненная активированной окисью алюминия с нанесенной неподвижной фазой - медицинским вазелиновым маслом, t в колонке 40С, ток детектора 120 мА; - содержание меркаптановой (тиоловой) серы и H2S определяли йодометриче-ским титрованием по ГОСТ 22387.2-97, а также хроматографическим методом. Отбор проб исходного природного газа для проведения анализа осуществлялся перед сепаратором С-1, а очищенного газа непосредственно на выходе из адсорберов позиции А-1 - А-4.
Испытания адсорбентов проводили в каждом адсорбере отдельно. Содержание примесей тиолов и H2S в исходном газе изменялось в следующих пределах: серы меркаптановой от 276 до 604 мг/нм3, E S от 10,2 до 48 мг/нм3, паров Н20 не более 127 мг/м , углеводородов С5+ не более 0,16% об. Относительное малое содержание паров влаги и жидких углеводородов в газе, подаваемом на пилотную установку, является следствием его обработки в пропановых холодильниках.
Условия испытаний силикагелей на пилотной установке ГПЗ: - расход исходного природного газа через адсорбер - 44-46 нм3/ч; - линейная скорость в свободном сечении адсорбера - 0,02 м/с; - температура природного газа на входе в адсорбер - 15-40С; - давление в адсорбере - 4,9-5,1 МПа. Расход природного газа в адсорбер, газа, подаваемого на регенерацию, давле 49 ниє газа в циклах адсорбции и регенерации, tC адсорбции для всех видов адсорбентов в период испытаний были практически одинаковыми.
После цикла адсорбции адсорбенты регенерировали с нагреванием до 180-220С в течение 3 ч. В качестве газа регенерации использовали очищенный от влаги и сернистых соединений природный газ. После адсорберов газ регенерации охлаждался последовательно в аппаратах ВХ-1 и Т-1 и затем поступал через сепаратор С-2 (рис. 1.5) либо на факел, либо в общий трубопровод газов регенерации.
Результаты проведенных испытаний представлены в виде протокола (табл. 13) и дополняющей его табл. 14. Данные табл. 13 однозначно свидетельствуют о поглощении тиолов из природного сернистого газа силикагелями " КС Trokenperlen Н, N, ТР+". Кроме того, эти силикагели сорбируют из газа присутствующие в нем даже в небольшом количестве пары влаги (точка росы по Н2О снижается на 10-11С) и жидких углеводородов (точка росы снижается на 4-6С). Способность силикагелей поглощать из природного сернистого газа даже небольшое количество паров жидких углеводородов согласуется с фактом отсутствия углеводородного конденсата при охлаждении газа регенерации этих адсорбентов.
Табл. 14 содержит некоторые выборочные данные тех же испытаний, которые указывают на изменение адсорбционной способности испытанных силикагелей с течением времени. Видно, что через 30 мин после начала цикла адсорбции на "КС Trokenperlen Н" концентрация RSH в очищаемом газе снижается более чем в 20 раз, а через 120 мин она несколько возрастает. Примерно то же происходит и с H2S - через 30 мин его концентрация снижается в 3,3 раза, через 120 мин повышается; присутствующие в небольшом количестве углеводороды Сб+ поглощаются полностью, углеводороды С5 сначала (30 мин) активно сорбируются, а затем (120 мин) их концентрация в газе остается почти постоянной; углеводороды С1-С4 силикагелем совсем не задерживаются.
Описание пилотной установки ВНИИГАЗа и методики испытаний силикагелей
Для этого использовали лабораторную установку, которая состояла из стеклянного адсорбера с внутренним диаметром 25 мм и высотой 400 мм, компрессора и термостатируемой барботажной склянки. В адсорбер загружали высушенный в токе аргона при 180С в течение 5 ч силикагель (95 г) слоем высотой 300 мм, в барботер - поочередно воду, н.гептан и лабораторным компрессором подавали воздух с Р, близким к атмосферному, и линейной скоростью 0,106 м/с. Воздух насыщался в барботоре парами н.гептана и Н20 (при t = 20+1 С), которые затем поглощались си-ликагелем в адсорбере. Величину ад оценивали по приросту массы сорбента (в адсорбере) до проскока адсорбата (тпр. 3 ч), за который принимали повышение точки росы газа на выходе из адсорбера более минус 60С. Все опыты проведены в одинаковых условиях.
Полученные данные приведены в табл. 18. Видно, что величина ад импортных силикагелей как по парам воды, так и н.гептана, примерно в 2 раза выше, чем у отечественных образцов. Наиболее активны силикагели "КС Trokenperlen N, Н" (в потверждение данных главы 2), а также КСМГ. С учетом близких значений радиуса мезопор у импортных и отечественных силикагелей (рис. 14) можно обоснованно предположить, что их адсорбционная емкость изменяется симбатно объему этих ме-зопор, в которых, как известно [9], происходит капиллярное конденсация адсорбата.
Исследование адсорбционных характеристик силикагелей в процессе одновременной очистки природного газа от паров жидких углеводородов и влаги было продолжено на пилотной установке ВНИИГАЗа рис. 24, условия работы которой, как видно из данных табл. 19, максимально приближены к промышленным установкам.
При измерении ад силикагеля по парам НгО влажный газ по трубопроводу (I) поступал в компрессор (4), сжимался до Р = 5,0 МПа и далее через сепаратор - в адсорбер (5). Расход газа контролировали по ротаметру и газовому счетчику на выходе из адсорбера. В течение всего цикла осушки определяли влагосодержание газа до и после адсорбера по точке росы с помощью лабораторного прибора, снабженного глубоко охлаждаемым полированным металлическим зеркалом (входящего газа) и с помощью влагомера "Байкал-1". Все измерения влагосодержания газа проведены при атмосферном давлении. IV
При одновременной осушке и отбензинивании природного газа в качестве модельного углеводорода применяли н.гептан, который вводили из емкости (2) через испаритель (3) в исходный влажный газ с помощью дозировочного насоса (1), затем газовая смесь поступала на всас компрессора (4), сжималась до Р = 5,0 МПа и далее через ротаметр - в абсорбер (снизу вверх).
Содержание н.гептана в газе на входе и выходе из адсорбера с силикагелем определяли на хроматографе ЛХМ-8МД с пламенно-ионизационным детектором в колонке 3000 х 2 мм, заполненной сорбентом "Полисорб". Условия хроматографиче-ского анализа: газ-носитель - гелий (20 см3/мин), t в колонке 175С, расходы водорода и сжатого воздуха - 30 и 300 см3/мин, соответственно.
Последовательно проведены испытания процесса очистки силикагелями безсернистого природного газа указанного выше состава от паров жидких углеводородов и влаги на пилотной установке ВНИИГАЗа. В табл. 20 показаны условия осушки газа силикагелем "КС Trokenperlen N, Н", а также КСМГ, и достигнутые при этом (в среднем за 5 циклов адсорбции-термодесорбции) значения динамической влагоем-кости. Величина ад по Н20 импортных силикагелей примерно в 1,3 раза выше, чем у наиболее активного из отечественных. Глубина осушки газа по точке росы составляет минус 72С (для силикагелей "КС Trokenperlen N, Н") и минус 60С (для КСМГ).
По завершении цикла адсорбции проводили регенерацию силикагелей продувкой сухим природным газом при нагревании адсорбера до 100-180С. Установлено, по данным термогравиметрического анализа образцов силикагелей, отобранных из адсорбера, что практически полная десорбция влаги из силикагеля происходит при достижении температуры не более 180С.
Затем был испытан процесс одновременной осушки и отбензинивания влажного природного газа на силикагелях "КС Trokenperlen N, Н" и КСМГ. Достигнутые величины ад по н.гептану, проскок которого происходит первым, и суммарной емкости по парам НгО и н.гептана (также в среднем за 5 циклов адсорбции-термодесорбции) даны в табл. 21. Видно, что проскок н.гептана, как слабо адсорбируемого силикагелем компонента, наступает примерно в 10 раз скорее, чем Н20. Импортные силикагели имеют практически одинаковую адсорбционную емкость по н. гептану (7,7-8,0% мае), силикагель КСМГ - в 1,3 раза меньшую (5,8% мае). Глубина осушки газа по точке росы составляет минус 66С.
Испытание процесса очистки природного сернистого газа от паров жидких углеводородов, тиолов, влаги и H2S в комбинированном слое силикагеля и цеолита
В начальный период эксплуатации ОГКМ была создана станция подземного хранения газа, получившая в проектной и производственной деятельности название "Совхозное подземное хранилище газа" (СПХГ). СПХГ предназначено для регулирования сезонной неравномерности потребления природного газа и обеспечения надежности его подачи в магистральные газопроводы потребителям, а также сохранения в течение года ритмичной и стабильной работы процессов добычи и переработки газа на Оренбургском газохимическом комплексе. Основные технологические показатели Совхозного ПХГ отражены в табл. 26:
СПХГ работает в 2 сезонных режимах: закачка природного газа в хранилище (апрель-сентябрь) и отбор газа из хранилища (октябрь-март) с последующим направлением его в единую систему газоснабжения России или для переработки на установках ГПЗ и ГЗ. СПХГ было создано на базе истощенного безсернистого газоконденсатного месторождения, которое эксплуатировалось в 1968-1974 г.г. Время перевода скважин указанного месторождения в статус СПХГ совпало с пуском и началь 79 ным периодом работы ГПЗ, который характеризовался неустойчивым режимом эксплуатации его установок, перерабатывавших газ и углеводородный конденсат зачастую с очень высоким содержанием тиолов.
Эти продукты в тот период направлялись в СПХГ, что привело к накоплению тиолов в его пластовом флюиде - более 1900 т (в расчете на меркаптановую серу) [4]. В табл. 27 приведено содержание тиолов (серы меркаптановой) в природном газе, отбираемом из СПХГ, которое в 2-3 раза превышает норму, предусмотренную ОСТ 51.40-93.
Содержание тиолов в газе, отбираемом из скважин СПХГ, увеличивается к концу сезона, так как в этот период происходит снижение Р и летучесть тиолов возрастает.
Из табл. 25 видно, что в период отбора газа из СПХГ в сезоне 1998-1999 г.г. по мере снижения давления природного газа в хранилище с 12,96 до 9,20 МПа наблюдалось увеличение содержания меркаптановой серы в отбираемом газе с 12 до 37 мг/нм3, а фактический отбор газа из хранилища за указанный период составил 2,667 млр.нм /год, при плановом отборе 2,950 млр.нм /год.
Поскольку СПХГ имеет общеотраслевое значение, оказывая влияние на регулирование сезонной неравномерности газопотребления в рамках единой системы газоснабжения РФ, ОАО "Газпром" в 1999 г. принято решение разработать мероприя 80 тия по ускорению очистки пласта хранилища от накопившихся в пласте хранилища сернистых соединений, в том числе: - заполнить СПХГ безсернистым природным газом из месторождений северных районов Тюменской области; - регулировать режим работы скважин для отбора газа, подключая одновре-менно скважины с некондиционным газом ( 16 мг S/HM ) и скважины с газом, содержащим менее 16 мг S/HM3; - очищать природный газ, отбираемый из СПХГ, на ГПЗ и ГЗ. Расчеты по I варианту показывают, что за сезон отбора масса извлекаемой меркаптановой серы (HIRSH) составит: DIRSH = 2667,6 (36 -16) = 53,4 т/г, где 2776,4 -годовой объем отбираемого газа (млн. м3), 36 мг/м3 - среднее фактическое, а 16 мг/м3 - нормируемое содержание в нем меркаптановой серы. Следовательно, для того, чтобы довести содержание меркаптановой серы в отбираемом из СПХГ природном газе до требований ОСТ 51.40-93 методом его разбавления безсернистым газом, потребуется 1944,6 : 53,4 = 36,4 лет (1944,6 - количество (т) меркаптановой серы в СПХГ), а точнее - в 2 раза больше лет, поскольку для отбора малосернистого газа надо закачать в СПХГ столько же безсернистого газа из газовых месторождений Тюменской области (т.е. за сезон можно будет отбирать только 2667,6 : 2 =1333 нм3 газа).
Расчеты по II варианту показывают, что он также не всегда осуществим, т.к. число скважин с газом, содержащим менее 16 мг S/HM3, чаще всего меньше, чем скважин с некондиционным газом.
Среднесуточный отбор газа из СПХГ составляет 20-30 млн. нм3 (табл. 26). На ГПЗ очистку этого газа можно осуществлять на адсорбционных цеолитовых установках I очереди завода или на установках низкотемпературной масляной абсорбции III очереди. В последнем случае будет загружено до половины мощности установки и в результате снизится выработка на ГПЗ пропан-бутановой фракции, так как в газе из СПХГ содержание этих углеводородов невелико (0,41 - 0,96 % об.). Кроме того, возникнет проблема с переработкой поступающего на ГПЗ с КГКМ природного газа. Следовательно, наиболее эффективным и целесообразным вариантом ускорения очистки пласта - коллектора СПХГ является обработка части природного газа, отбираемого из данного хранилища, на адсорбционных установках ГПЗ. Ниже приведены технологические расчеты такого процесса очистки природного сернистого газа.
