Содержание к диссертации
Введение
1. Литературный обзор 7
1.1 Низкотемпературная сепарация природного газа 9
1.2 Абсорбционный метод подготовки газа к транспорту
1.3 Адсорбционные способы очистки, осушки и отбензинивания природных газов 12
1.4 Активные угли 14
1.5 Цеолиты
1.6 Активный оксид алюминия 18
1.7 Силикагели
1.7.1 Адсорбция силикагелем 20
1.7.2 Установки осушки и отбензинивания природного газа 24
2. Методы исследования адсорбентов 32
2.1 Определение диаметра гранул адсорбента 32
2.2 Определение насыпной плотности гранул адсорбента 32
2.3 Определение массовой доли потерь при высушивании 33
2.4 Определение массовой доли потерь при прокаливании (ППП) при 800 С 34
2.5 Определение потерь при истирании гранул адсорбента 35
2.6 Определение общего объема пор гранул адсорбента 36
2.7 Определение величины удельной поверхности гранул адсорбента 37
2.8 Определение механической прочности гранул адсорбента 40
2.9 Определение динамической адсорбционной емкости силикагелей по парам воды и н-гептана 2.9.1 Определение динамической адсорбционной емкости силикагелей по парам воды 41
2.9.2 Определение динамической адсорбционной емкости силикагелей по парам н-гептана 44
2.10 Определение адсорбционных свойств образцов адсорбентов на пилотной адсорбционной установке
3. Исследования свойств адсорбентов для процесса одновременной осушки и отбензинивания природного газа 50
3.1 Исследование физико-технических свойств образцов российских адсорбентов 50
3.2 Исследование закономерностей процесса одновременной осушки и отбензинивания природного газа на однослойных и комбинированных слоях российских адсорбентов 60
3.3 Исследование режима регенерации (термодесорбции) 77
3.4 Сравнительный анализ основных физико-технических свойств российских и импортных адсорбентов 78
4. Опытно-промышленные испытания комбинированного слоя российских адсорбентов на УПГТ КС «Краснодарская» 85
4.1 Объем и порядок загрузки российских адсорбентов для проведения опытно-промышленных испытаний на КС «Краснодарская» 85
4.2 Технологический режим проведения процессов адсорбции и регенерации для опытно-промышленных испытаний российских адсорбентов на КС «Краснодарская» 92
4.3 Мониторинг работы комбинированного слоя российских адсорбентов на УПГТ КС «Краснодарская» 93
4.4 Оценка экономической эффективности использования предлагаемого комбинированного слоя российских адсорбентов для осушки и отбензинивания природного газа на УПГТ КС «Краснодарская» 106
Выводы 108
Приложения 110
Библиография
- Абсорбционный метод подготовки газа к транспорту
- Определение насыпной плотности гранул адсорбента
- Исследование закономерностей процесса одновременной осушки и отбензинивания природного газа на однослойных и комбинированных слоях российских адсорбентов
- Технологический режим проведения процессов адсорбции и регенерации для опытно-промышленных испытаний российских адсорбентов на КС «Краснодарская»
Введение к работе
Актуальность темы. Наряду с развитием экспортной инфраструктуры ОАО «Газпром», разработкой новых газоконденсатных месторождений, перспективы использования адсорбционных технологий осушки и отбензинивания природного газа в газовой отрасли ежегодно возрастают. В настоящее время эксплуатируются адсорбционные установки подготовки газа к транспорту (УПГТ) в ООО «Газпром добыча Надым» (месторождение «Медвежье»), ООО «Газпром трансгаз-Кубань» (магистральный газопровод «Голубой поток») и ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» («Северный поток»). В ближайшие годы планируется построить адсорбционные установки в ООО «Газпром трансгаз-Кубань» (расширение УПГТ КС «Краснодарская»; УПГТ КС «Казачья» (в проекте «Южный поток»)). С учетом существующих и создаваемых адсорбционных установок подготовки газа к транспорту (УПГТ), ожидается, что к 2015 году общая загрузка силикагеля на объектах ОАО «Газпром» составит порядка 5800 тонн.
На УПГТ КС «Краснодарская» в качестве адсорбентов используются силикагели компании BASF (Германия). Следует отметить, что стоимость импортных силикагелей в 1,5 – 2 раза выше стоимости отечественных аналогов.
Учитывая реализуемую ОАО «Газпром» программу импортозамещения, актуальным является комплексное исследование физико-химических и адсорбционных свойств, производимых на территории Российской Федерации адсорбентов, с целью определения наиболее перспективных для возможного применения на установках подготовки газа к транспорту взамен импортных силикагелей.
Цель и основные задачи работы. Целью работы является совершенствование технологии адсорбционной осушки и отбензинивания природного газа.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
- установление закономерностей процесса одновременной осушки и отбензинивания природного газа на однослойных и комбинированных слоях адсорбентов;
- экспериментальное определение оптимального состава и соотношения адсорбентов в комбинированном слое, обеспечивающих глубокую степень осушки и отбензинивания;
- обоснование выбора комбинированного слоя адсорбентов и оценка эффективности его работы при различных технологических режимах пилотной адсорбционной установки и содержании тяжелых углеводородов (н-гептана) в природном газе;
- проведение опытно-промышленных испытаний предложенного способа одновременной осушки и отбензинивания природного газа на УПГТ КС «Краснодарская».
Новизна исследования и полученных результатов.
Предложен и научно обоснован способ адсорбционной осушки и очистки природного газа от углеводородов С5+ на комбинированном слое отечественных адсорбентов, который успешно может быть реализован для подготовки газа к транспорту по экспортным морским газопроводам.
Определена область применения предложенного комбинированного слоя адсорбентов для осушки и отбензинивания природного газа.
Установлено, что избирательная адсорбция молекул воды и н-гептана, позволяет достигнуть максимальных показателей динамической адсорбционной емкости по извлекаемым компонентам.
Выявлено, что динамическая адсорбционная емкость силикагелей по парам н-гептана зависит от объема мезопор. С ростом объема мезопор в силикагеле показатель адсорбционной емкости увеличивается.
Экспериментально определен оптимальный температурный режим регенерации комбинированного слоя адсорбентов. Выявлено, что термодесорбция н-гептана из комбинированного слоя заканчивается при температуре 210 С.
Защищаемые положения.
- результаты исследований и выявленные закономерности процесса одновременной осушки и отбензинивания природного газа на однослойных и комбинированных слоях адсорбентов;
- способ одновременной осушки и отбензинивания природного газа в послойно расположенных адсорбентах, обладающих избирательностью по извлекаемым компонентам;
- обоснование выбора, оптимального состава и соотношения адсорбентов комбинированного слоя.
Практическая ценность и реализация работы.
Предложено осуществить загрузку адсорбера С-1А линии «А» УПГТ КС «Краснодарская» комбинированным слоем российских адсорбентов, состоящим из адсорбента на основе оксида алюминия марки НИАП-АОС (5 % мас. – защитный слой) в количестве 2,1 т и модифицированного силикагеля марки РС-АССМ-М (95 % мас. – основной слой) в количестве 39,9 т.
В ходе проведения опытно-промышленных испытаний на УПГТ КС «Краснодарская» показано, что предложенный комбинированный слой отечественных адсорбентов обеспечивает качество подготовленного газа, соответствующее регламентным требованиям для его однофазного и безгидратного транспорта по подводной части газопровода «Голубой поток» (Россия-Турция).
Проведенная оценка ожидаемого экономического эффекта от внедрения предлагаемого комбинированного слоя адсорбентов для осушки и отбензинивания природного газа на УПГТ КС «Краснодарская» показала, что величина чистого дисконтированного дохода положительна и составляет 295,2 млн.руб.
Результаты диссертационной работы также могут быть использованы при проектировании адсорбционных установок осушки и отбензинивания природного газа с применением отечественных адсорбентов.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были доложены и обсуждены на VI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2009» (г. Ухта, 2009), «Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов» (г. Москва, 2009), VII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2010» (г. Ухта, 2010), Азербайджано-Российском симпозиуме «Катализ в решении проблем нефтехимии и нефтепереработки» (г. Баку, 2010), Конференции молодых специалистов и новаторов производства ООО «Газпром трансгаз Югорск» (г. Югорск, 2010).
Публикации. По материалам диссертации опубликованы: 3 статьи в ведущем научно-техническом журнале, включенном в список ВАК Министерства образования и науки РФ, тезисы 5 докладов, представленных на российских и международной научных конференциях, подана заявка на изобретение.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов (содержит 141 страницу, включая 24 рисунка и 28 таблиц), библиографии, включающей 121 наименований публикаций отечественных и зарубежных авторов и 14 приложений.
Абсорбционный метод подготовки газа к транспорту
Процесс низкотемпературной сепарации широко используется в газовой промышленности при обработке конденсатсодержащих газов в нескольких различных технологических конфигурациях. Основным критерием, определяющим режим работы промысловых установок НТС, является обеспечение надежности транспортирования газа. Последнее достигается путем глубокого извлечения конденсата из газа [1, 3].
Извлечение из газа влаги и тяжелых углеводородов осуществляется за счет охлаждения газа путем его дросселирования (эффект Джоуля-Томпсона), вследствие чего конденсируются тяжелые углеводороды и вода, а затем образовавшаяся жидкая фаза отделяется в низкотемпературном сепараторе. Такие установки принято называть установками низкотемпературной сепарации (НТС). Для обеспечения безгидратного режима работы установки НТС в поток газа вводится раствор ингибитора гидратообразования (метанол). Если не вводить ингибитор гидратов, то при соответствующем давлении степень охлаждения часто ограничивается температурой образования гидратов. Технология низкотемпературной сепарации газа подробно рассмотрена в работах [4-11]. Выбору рационального метода выделения конденсата в зависимости от давления и температуры сепарации, состава газа и условий его транспорта посвящены работы [12-15]. Недостатком эксплуатации установок НТС являются энергетические потери, связанные с расширением газа и необходимостью рекомпрессии подготовленного газа. Кроме того, процесс НТС основан на дросселировании газа высокого давления, поэтому он может быть применен в течение ограниченного периода разработки месторождения.
Анализ литературных данных по вопросу использования метода НТС для выделения углеводородного конденсата показал, что по мере уменьшения содержания углеводородов (С5+) в газе эффект НТС понижается.
Несмотря на то, что при осушке и отбензинивании природного газа на установке НТС достигается требуемая по СТО Газпром 089-2010 точка росы по воде, парообразные углеводороды (С5+) не могут быть отделены от газа и уносятся в газопровод. Газ, вышедший из сепаратора, обладает низким давлением максимальной конденсации, по причине чего в магистральном газопроводе выделяется углеводородный конденсат. Поэтому использование схемы низкотемпературной сепарации для одновременной осушки и отбензинивания природного газа газоконденсатных месторождений возможно только в сочетании с другим методом, обеспечивающим более низкую точку росы по тяжелым углеводородам (С5+), например, адсорбционным [16, 17].
Противоточные абсорбционные процессы, в первую очередь, применяют для осушки тощих газов, т.е. газов, не содержащих тяжелые углеводороды выше «пороговой» концентрации [1]. Здесь под определением «пороговая» подразумевается такая концентрация углеводородов, которая не служит препятствием для нормальной транспортировки газа. Эти процессы используют также при осушке кислых газов, газов после установки очистки их от кислых компонентов с применением водных растворов разных реагентов, а также при подготовке к низкотемпературной переработке и т.д.
В настоящее время наибольшее распространение в России получил абсорбционный метод с применением диэтиленгликоля (ДЭГ), тогда как за рубежом чаще всего используют более эффективный осушитель -триэтиленгликоль (ТЭГ). Гликоли являются двухатомными спиртами жирного ряда и с водой смешиваются во всех соотношениях. Их водные растворы не вызывают коррозии оборудования.
Наличие отрицательной температуры окружающей среды в северных районах исключает возможность широкого использования метода абсорбционной осушки газа. Одним из основных недостатков является то, что при низких температурах увеличивается вязкость абсорбента.
Гликолевая осушка обеспечивает умеренные показатели точки росы по воде (до -30 С). Наличие в составе газа тяжелых углеводородов (С5+) ограничивает применение данной технологии из-за невозможности обеспечения требуемой точки росы по углеводородам. Это обстоятельство также является серьезным недостатком технологии гликолевой осушки газа.
При осушке гликолями газ на выходе из абсорберов (даже при полном отсутствии механического уноса) содержит пары осушителя в количествах, соответствующих равновесному насыщению газа гликолем при параметрах осушки [17]. В ходе транспортировки при охлаждении газа пары осушителя конденсируются и выпадают в газопроводе в виде жидкости. В результате происходит не только постоянная потеря реагента, но и возникает проблема утилизации жидкости, улавливаемой из газа на входе компрессорных станций.
По нашему мнению, наиболее оптимальным с экономической точки зрения способом подготовки природного газа высокого давления, когда требуется низкая температура точки росы по влаге и углеводородам, является одновременная адсорбционная осушка и отбензинивание. Данный способ обеспечивает высококачественную подготовку газа к транспорту на большие расстояния при приемлемых затратах, исключает подачу в газопровод неосушенного газа, что возможно при гликолевой осушке в случае прекращения подачи осушителя в абсорберы из-за его отсутствия, в целях экономии или соблюдения установленных норм расхода вследствие, например, повышенного уноса.
Определение насыпной плотности гранул адсорбента
Тигель моют водопроводной водой, ополаскивают дистиллированной водой и высушивают в сушильном шкафу при температуре (110±10) С в течение 1 ч, затем переносят в муфельную печь и прокаливают при температуре (800±10) С в течение 1,5 ч.
После этого тигель охлаждают сначала на открытом воздухе в течение 1 мин, а потом в эксикаторе в течение 1 ч, и взвешивают с точностью до четвертого десятичного знака. Затем процедуру прокаливания (в течение 30 мин), охлаждения и взвешивания повторяют до постоянной массы. Разница между результатами двух последних взвешиваний должна быть не более 0,2 мг.
Проведение испытания. 1,0000 г тонко растертого адсорбента на основе оксида алюминия взвешивают в предварительно подготовленном и взвешенном тигле. Затем тигель с адсорбентом помещают в электропечь и прокаливают при температуре (800+10) С в течение 2 ч, охлаждают в эксикаторе и взвешивают с той же точностью.
Второе и последующие прокаливания проводят в течение 1 часа. Затем тигель охлаждают и взвешивают. Испытания проводят до тех пор, пока разница между результатами двух последних взвешиваний будет не более 0,3 мг. Обработка результатов. Массовую долю потерь при прокаливании (ППП), %, рассчитывают по формуле: ППГГ = — " , (3) где: m0 - масса высушенного адсорбента, г; пі] - масса прокаленного адсорбента, г. За результат принимают среднее арифметическое значение результатов двух параллельных испытаний, абсолютное допускаемое расхождение между которыми не должно превышать 0,2 %.
Определение потерь при истирании гранул адсорбента Метод определения скорости истирания адсорбента основан на методике ASTM D 4058-92 и заключается в следующем: образец адсорбента вращают в течение определенного периода времени в цилиндрическом барабане с одной перегородкой; мелочь, образующуюся при истирании во время испытания, определяют путем просеивания через стандартные сита.
Проведение испытания.
Методом квартования отбирают около 110,00 г адсорбента и осторожно просеивают его через сито № 1,0. Просеянный образец адсорбента переносят в стаканчик, предварительно взвешенный с точностью до второго десятичного знака, и высушивают в сушильном шкафу в течение 3 ч при температуре 150 С. Охлаждают высушенный образец в течение как минимум 30 мин в эксикаторе, используя в качестве влагопоглотителя хлористый кальций.
Испытательный цилиндр и крышку аппарата очищают с помощью щетки с мелкой щетиной. Взвешенный образец адсорбента в количестве 100,00 г переносят в испытательный цилиндр. Аккуратно и герметично закрывают аппарат крышкой и устанавливают испытательный цилиндр в исходное положение для вращения. Для обеспечения вращения барабана используют любое вращательное устройство, например вал шаровой мельницы.
Вращают испытательный цилиндр в течение 30 мин со скоростью (60±5) оборотов в минуту. По истечении 30 мин барабан останавливают, поворачивают так, чтобы внутренняя перегородка оказалась наверху, и затем легко стучат по нему резиновым молоточком несколько раз, чтобы вся пыль и мелочь осела на дно цилиндра. Помещают сито с поддоном под испытательный цилиндр и осторожно снимают крышку. Высыпают исследуемый образец на сито. Очищают испытательный цилиндр и его крышку с помощью щетки с мелкой щетиной. Просеивают пыль и крошку в поддон, осторожно встряхивая сито вручную и избегая чрезмерно резких движений. Высушивают часть образца адсорбента, оставшуюся на сите, при тех же условиях, что и исходный образец. Взвешивают высушенную часть пробы адсорбента с точностью до второго десятичного знака. Обработка результатов. Потери при истирании (Z), %/мин, рассчитывают по формуле: 2= v±kx 100, (4) где: Ш] - масса исходной навески адсорбента, г; т2 - масса разрушенной части навески адсорбента, г; т - время вращения барабана, мин. За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений, абсолютное расхождение между которыми не должно превышать 0,05 %.
Проведение испытания.
Около 50 г адсорбента высушивают при температуре (110±10) С в течение 1,5 часа, охлаждают до комнатной температуры в.эксикаторе в течение 1 часа и взвешивают. Результат записывают с точностью до второго знака после запятой. Навеску пересыпают в стакан, заливают дистиллированной водой и выдерживают 30 мин.
Исследование закономерностей процесса одновременной осушки и отбензинивания природного газа на однослойных и комбинированных слоях российских адсорбентов
В результате проведенных экспериментов было выявлено, что время «проскока» для комбинированных слоев силикагелей АССМ, РС-АССМ-М (в сочетании с устойчивыми к капельной влаге адсорбентами на основе оксида алюминия ОС-01-1 и НИАП-АОС) больше, чем при их однослойной загрузке. Время работы до «проскока» при комбинированной загрузке увеличилось на 16-20 % по сравнению с однослойной. Комбинированные слои OC-01-l+PC-ACCM-M и НИАП-АОС+РС-АССМ-М имеют более длительное время «проскока» (144 и 155 минут соответственно).
Силикагели в основном относятся к адсорбентам с развитым объемом мезопор по которым осуществляется подвод вещества к «емкостям» -микропорам. По экспериментальным данным адсорбционных и текстурных характеристик силикагелей нами была получена зависимость динамической адсорбционной емкости по парам н-гептана от объема мезопор (рисунок 9).
Из графика-гистограммы, представленного на рисунке 9, следует, что показатель динамической адсорбционной емкости по парам н-гептана в значительной мере определяется объемом мезопор. Вероятно, именно эти поры характеризуют динамическую адсорбционную емкость силикагелей по тяжелым углеводородам С5+. Объем мезопор импортного силикагеля марки Trokenperlen-H и модифицированного российского силикагеля марки РС-АССМ-М примерно одинаков и составляет 0,395 см3/г.
Известно [86], что путем химического модифицирования поверхности можно резко улучшить химические и физические свойства адсорбентов. Более высокий показатель адсорбционной емкости модифицированного силикагеля РС-АССМ-М, по-видимому, объясняется проведенным модифицированием его поверхности за счет замещения ОН-групп органическими радикалами.
Как было отмечено ранее, одной из наиболее важных технических характеристик адсорбентов является динамическая емкость по извлекаемому компоненту. Динамическая емкость - величина переменная и зависит от многих факторов: концентрации адсорбируемого вещества, размеров адсорбера, температуры и давления адсорбции. Поэтому были проведены экспериментальные исследования, целью которых являлось определение динамической адсорбционной емкости по парам н-гептана модифицированного силикагеля марки РС-АССМ-М в диапазоне давлений 0,1 - 5,0 МПа и температурах контакта 10, 20 и 30 С. По результатам исследований получены зависимости динамической адсорбционной емкости по парам н-гептана от рабочего давления в системе (рисунок 10).
График, представленный на рисунке 10, показывает, что динамическая адсорбционная емкость по парам н-гептана модифицированного силикагеля РС-АССМ-М возрастает по мере увеличения рабочего давления. При максимальном рабочем давлении 5,0 МПа показатель динамической адсорбционной емкости по парам н-гептана составил 7,7; 9,6; 9,9 % мае. при температурах 30, 20, 10 С соответственно. Во время экспериментов по осушке и отбензиниванию природного газа при температуре 30 С наблюдалось значительное снижение динамической активности по н-гептану, следовательно для достижения максимальных эксплуатационных показателей модифицированного силикагеля марки РС-АССМ-М температура газа на входе в адсорбер не должна превышать 20 С.
Как показывает промышленный опыт эксплуатации короткоцикловых адсорбционных установок подготовки газа к транспорту, слой свежих адсорбентов для удаления углеводородов С5+ должен иметь динамическую адсорбционную емкость по парам н-гептана не менее 8,0 % мае. (при 5,0 МПа).
Поэтому практический интерес представляет определение зависимости динамической адсорбционной емкости выбранного комбинированного слоя российских адсорбентов (соотношение 1:19) по парам н-гептана от содержания последнего в модельной газовой смеси. Данная зависимость позволит установить диапазон содержания н-гептана в газе, при котором будет наблюдаться его эффективное удаление.
Полученные результаты исследований наглядно иллюстрирует рисунок 11, из которого следует, что комбинированный слой российских адсорбентов (соотношение 1:19) способен эффективно удалять пары н-гептана в пределах его содержания от 0,5 до 5,0 г/м включительно (эксперименты проводились при давлении 5,0 МПа). При этом максимальное значение динамической емкости по парам н-гептана (10,2 г/100 г) достигнуто при его содержании 3,5-4,0 г/м3.
Зависимость динамической адсорбционной емкости по парам н-гептана комбинированного слоя адсорбентов НИАП-АОС+РС-АССМ-М (1:19) от концентрации н-гептана в модельной газовой смеси.
По экспериментальным данным, полученным на пилотной адсорбционной установке, нами также была рассчитана степень извлечения паров н-гептана в зависимости от его содержания в модельной газовой смеси. Полученная зависимость представлена на рисунке 12. Из графика (рисунок 12) видно, что с увеличением содержания н гептана, возрастает его степень извлечения на комбинированном слое НИАП-АОС+РС-АССМ-М. В пределах содержания н-гептана 3,0-3,5 г/м3 степень извлечения достигает 98 % мае, что превосходит данный показатель для импортных силикагелей, предусмотренный в расчетах при проектировании УПГТ КС «Краснодарская» (93 % мае).
Технологический режим проведения процессов адсорбции и регенерации для опытно-промышленных испытаний российских адсорбентов на КС «Краснодарская»
Возвращаясь к данным таблицы 27, отметим, что точка росы по углеводородам сырого газа составляет порядка -80 С (при 0,1 МПа), что соответствует содержанию углеводородов С5+ = 0,3-0,5 г/м3.
Учитывая низкое содержание углеводородов С6+ в сыром газе, (последние 3 года на УПГТ КС «Краснодарская» приходит газ с «бедным» содержанием углеводородов Сб+) считаем, что в данном случае, наиболее объективным критерием оценки работы адсорберов С-1А и С-1В является точка росы по воде природного газа на выходе из вышеуказанных адсорберов.
Для этого были проведены измерения точки росы по воде природного газа через каждые 15 минут в течение всей стадии адсорбции (Приложение 10).
При проведении измерений средний расход природного газа в адсорберы С-1А и С-1В составлял 220000 нм3/ч и 210000 нм3/ч соответственно; точка росы сырого газа на входе в УПГТ была равна -8,2 С. Необходимо отметить, что в момент проведения измерений в линии «А» в работе одновременно находились 2 адсорбера, в связи с чем, время регенерации было увеличено с 70 до 140 минут.
По результатам измерений получены зависимости точки росы по воде природного газа от времени работы адсорберов С-1А и С-1В в режиме адсорбции (рисунок 19).
Из графиков, представленных на рисунке 19, видно, что точка росы по воде природного газа после адсорбера С-1А, загруженного комбинированным слоем российских адсорбентов, ниже, чем точка росы по воде после адсорбера С-1В, загруженного комбинированным слоем импортных силикагелей. Точка росы по воде природного газа через 150 минут работы составляет -76,3 С и -66,8 С для адсорберов С-1А и С-1В соответственно. К концу стадии адсорбции точки росы по воде становятся практически одинаковыми и составляют - 75,8 С и -72,7 С для адсорберов С-1А и С-1В соответственно. На рисунке 20 представлены зависимости точки росы по воде природного газа от времени работы адсорбера С-1А в режиме адсорбции после 1-го и 3-х месяцев опытно-промышленных испытаний (ОПИ), из которых видно, что комбинированный слой российских адсорбентов через 3 месяца (264 цикла работы) опытно-промышленной эксплуатации обеспечивает более глубокую степень осушки природного газа, чем через месяц ( 89 циклов) эксплуатации.
Зависимости точки росы по воде природного газа от времени работы адсорберов С-1А и С-1В в режиме адсорбции через 3 месяца ОПИ комбинированного слоя российских адсорбентов
Зависимости точки росы по воде природного газа от времени работы адсорбера C-IA в режиме адсорбции после 1-го и 3-х месяцев опытно-промышленных испытаний (ОПИ) комбинированного слоя российских адсорбентов
Сравнительный анализ полученных результатов показывает следующее: S комбинированный слой российских адсорбентов с течением времени «разрабатывается»; вынужденное увеличение времени регенерации с 70 до 140 минут, связанное с сезонным колебанием производительности УПГТ КС «Краснодарская», позволило провести более полное удаление адсорбировавшихся компонентов, тем самым снизив остаточную влажность комбинированного слоя, что положительно сказалось на точке росы по влаге подготовленного к транспортировке газа.
В сентябре-октябре 2010 была осуществлена загрузка адсорберов линии «А» (кроме адсорбера С-1А) комбинированным слоем импортных силикагелей «KSrokenperlen» марок WS и Н компании «BASF» (Германия). Изначально планировалось провести загрузку в марте 2010 года, чтобы синхронно проводить мониторинг работы свежих российских и импортных адсорбентов, но в силу ряда причин загрузка импортных силикагелей была отложена на 6 месяцев. Поэтому нами был проведен сравнительный анализ работы «свежих» импортных силикагелей через месяц их эксплуатации с показателями работы комбинированного слоя российских адсорбентов полученными в мае 2010 года. Для этого был выбран адсорбер С-ID.
В период с 22 по 25 октября 2010 года проведено комплексное обследование работы адсорберов С-1А и С-ID в режиме адсорбции -измерена точка росы по воде природного газа через каждые 10 минут (Приложение 11).
При проведении измерений средний расход природного газа в адсорберы С-1А и С-ID составлял 252000 нм3/ч и 230000 нм3/ч соответственно; точка росы сырого газа на входе в УПГТ была равна -13,5 С. В момент проведения измерений в линии «А» в работе одновременно находились 4 адсорбера.
По результатам измерений были построены зависимости точки росы по воде природного газа от времени работы адсорберов С-1А и С-ID в режиме адсорбции.
На конец октября 2010 года продолжительность опытно-промышленной эксплуатации комбинированного слоя российских адсорбентов С-1А составила 7 месяцев ( 690 циклов «адсорбция-регенерация-охлаждение»).
На рисунке 21 представлены зависимости точки росы по влаге природного газа от времени работы адсорберов С-1А и С-ID в режиме адсорбции. Следует отметить, что комбинированный слой российских адсорбентов через 7 месяцев (690 циклов) опытно-промышленной эксплуатации обеспечивает более глубокую степень осушки природного газа, чем комбинированный слой импортных силикагелей через месяц после начала эксплуатации (« 80 циклов).
На рисунке 22 представлены зависимости точки росы по влаге природного газа от времени работы адсорберов С-1А и С-ID в режиме адсорбции через месяц эксплуатации, из которых можно сделать вывод о том, что «свежие» российские адсорбенты и «свежие» импортные силикагели обеспечивают примерно одинаковую степень осушки газа (точка росы по воде осушенного газа равна -67,4 С и -69,2 С соответственно).
