Технология адсорбционной осушки газа

Адсорбцией называется избирательное поглощение паров или газов твердыми поглотителями. Твердое вещест­во, на поверхности или в объеме пор которого происходит концентрирование поглощаемого вещества, называется адсорбен­том. В промышленности, как правило, используют твер­дые сорбенты с сильно развитой внутренней поверхностью, включающей поры различного размера, которая достигается путем создания специальных условий в процессе его синтеза или в результате дополнительной обработки. Решающее влия­ние на адсорбционную способность и скорость поглощения ока­зывает содержание мелких пор в единице объема или массы ад­сорбента.

Применительно к процессам подготовки природного газа к дальнему транспорту адсорбционный метод разделения основан на избирательном поглощении из него водяного пара, как компонента газовой смеси (или углеводоро­дов). Применяемые при этом адсорбенты обладают способнос­тью при одних условиях извлекать из газа влагу и углеводоро­ды, а при других - отдавать поглощенные компоненты, что поз­воляет осуществлять их регенерацию с восстановлением по­глощающих свойств.

К основным видам промышленных адсорбентов, применяе­мых при осушке газа, следует отнести силикагели, синтетиче­ские цеолиты и окись алюминия.

Силикагели - наиболее распространенные в промышленной практике минеральные адсорбенты на основе двуокиси крем­ния. Они обладают хорошо развитой поверхностью, выпускают­ся в виде шариков (гранулированные) или кусочков неправиль­ной формы (кусковые) размером в пределах от 0,1 до 7,0 мм. В зависимости от гранулометрического состава и характера пори­стости различают:

крупный силикагель мелкопористый - КСМ;

мелкий силикагель среднепористый - МСС;

мелкий силикагель мелкопористый - МСМ.

Характеристика шариковых силикагелей дана в таблице 2.1

Таблица 2.1

Характеристика шариковых силикагелей

Тип адсор­бента	Марка силикагеля	Насыпная плотность, г/см3	Характеристика пористой структуры
Суммар­ный объ­ем пор, см3/г	Удель­ная поверх­ность, м3/г	Сред­ний радиус пор, А°
Крупнопо­ристый	КСК № 1 КСК № 2 КСК № 2,5	0,42 0,38-0,45 0,44-0,49	1.10 1,05-1,25 0,90-1,10	300-350 350-450	80-100 60-75 45-58
Среднепо-ристый Мелкопо­ристый	КСС № 3 КСС № 4 КСМ № 5 КСМ № 6п КСМ № 6с	0,50-0,55 0,56-0,65 0,65-0,75 0,8 0,8	0,76-0,85 0,61-0,75 0,46-0,60 0,25-0,45 0,25-0,38	500-600 550-650 580-680 400-550 600-750	26-35 18-25 15-20 10-14 8-12

После открытия первых северных месторождений - Медве­жьего и Мессояхского - предполагалось, что сбор газа и транс­портировка его будут производиться по трубопроводам назем­ной и надземной прокладки, в результате чего фактическая температура газа будет равна температуре наружного воздуха, которая зимой понижается до минус 40-60 °С. Исходя из этого, для промысловой подготовки газа для данных месторождений был рекомендован адсорбционный процесс [8].

Так, на месторождении природного газа Медвежье в эксплу­атации находятся пять установок комплексной подготовки газа к транспорту с использованием адсорбционной технологии осушки. Пропускная способность каждой установки 24 млн. м³ газа в сутки. Все пять установок имеют одну технологию и одно­типное оборудование. Каждая установка состоит из четырех технологических линий осушки газа. Проектная производи­тельность каждой линии 6 млн. м³ газа в сутки при давлении 7,7 МПа и температуре 14 °С. В основу схемы одной технологи­ческой линии положена двухсорберная система с открытым циклом регенерации адсорбента [9-10]. По данной схеме про­цесс осуществляется следующим образом.

Сырой газ от эксплуатационных скважин по трем шлейфам последовательно проходит входные блоки (манифольды) и по­ступает в газосборный коллектор, откуда направляется во всасывающий коллектор дожимной компрессорной станции. На ДКС газ проходит очистку на пункте сепарации пластового газа (ПСПГ), компримируется в газотурбинных нагнетателях ГТН-6 и охлаждается в аппаратах охлаждения. Пункт сепара­ции пластового газа состоит из:

- шести мультициклонных пылеуловителей (П-1), осуществ­ляющих предварительную очистку пластового газа (первая ступень сепарации);

- двух блоков фильтр-сепараторов (БФ), одного входного се­паратора (ВС) и одного блочно-модульного роторного сепарато­ра БМРС-30 (вторая ступень сепарации);

- подземной емкости Е-6, предназначенной для сбора отсепарированной в аппаратах П-1, БФ, ВС и БМРС-30 жидкости и механических примесей.

Скомпримированный и охлажденный газ после ДКС посту­пает на технологическую линию цеха адсорбционной осушки, принципиальная схема которого представлена на рис. 1.19 [9, 10], в горизонтальный сепаратор 1, где происходит отделение механических примесей и жидкости, поступающих с газом. От-сепарированная жидкость и механические примеси поступают в сборник конденсата. Жидкость из него направляется в емкость разгазирования, а механические примеси периодически уда­ляются. После сепаратора 1 газ сверху вниз проходит через один из адсорберов 2, заполненных слоем адсорбента, и отво­дится в коллектор сухого газа.

Второй адсорбер в это время находится в стадии регенерации адсорбента (включающей процессы нагрева и охлаждения) или на стадии ожидания. Переключение адсорберов на различные режимы работы осуществляется при помощи манифольда. Осушенный газ из адсорберов направляется на узел замера, а затем поступает в общий коллектор. Точка росы осушенного газа не выше минус 30 °С.

Рис. 1.19. Технологическая схема адсорбционного цеха осушки газа на УКПГ месторождения Медвежье:

1 -сепаратор; 2- адсорбер; 3-компрессор; 4-печь огневого подогрева;

5-АВО газа регенерации; 6 -сепаратор газа регенерации

Регенерация адсорбента осуществляется осушенным газом. Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа, прохо­дит компрессор 3, печь подогрева 4 и с температурой 180-200 °С подается снизу вверх через десорбер (второй адсорбер), в котором при повышенной температуре газ десорбирует погло­щенные адсорбентом в процессе адсорбции тяжелые углеводо­роды и влагу, после чего направляется в аппарат воздушного охлаждения 5. Охлажденный до температуры 50 °С газ вместе со сконденсированными влагой и тяжелыми углеводородами поступает в сепаратор газа регенерации 6, в котором и происхо­дит отделение от газа сконденсированных продуктов десорб­ции. После сепаратора газ регенерации возвращается в систему осушки перед входным горизонтальным сепаратором 1.

Управление установкой ведется с центрального диспетчер­ского пульта, где сосредоточены все основные регулирующие и контролирующие приборы, ключи управления технологичес­кими запорными органами и аварийная сигнализация. Система контрольно-измерительных приборов и средств регулирования предусматривает работу системы осушки в автоматическом режиме с поддержанием основных технологических парамет­ров.

В качестве сорбента в адсорберах применяются силикагели, выпускаемые отечественной промышленностью: марки КСМГ (КСМ) - в качестве основного осушающего слоя и крупнозерни­стый силикагель марки КСКГ (КСК) - в качестве защитного слоя. На начальной стадии эксплуатации использовались силикагели фирмы ВА8Г: защитный слой - крупнопористый сили­кагель, основной осушающий слой — мелкопористый силика­гель. Верхний слой крупнопористого силикагеля предназначен для защиты основного слоя от капельной жидкой фазы, выно­симой потоком газа из входного горизонтального сепаратора. Слой муллита, представляющего собой твердые частицы диа­метром 7-40 мм, близкие по форме к сфере, расположенный на входе и выходе газа, необходим для более равномерного рас­пределения газа по сечению аппарата. Расчетный срок службы загрузки адсорбента при работе на проектных параметрах со­ставляет два года. При этом динамическая емкость адсорбента поводе снижается с 20-24 до 6,8 %. Проектный перепад дав­ления адсорберов в начальный период адсорбции 0,042 МПа, в конце периода - 0,168 МПа.

В целом система и оборудование установок адсорбционной осушки газа достаточно работоспособны и в состоянии обеспе­чить проектную производительность по газу.

Одной из перспективных разработок, направленных на усо­вершенствование технологии адсорбционной осушки газа, было внедрение системы централизованной регенерации адсорбента не сухим, а сырым газом.

Типовая (проектная) схема регенерации адсорбента горячим осушенным газом позволяет получить сравнительно низкую остаточную влажность регенерированного адсорбента, а следо­вательно, и более низкую температуру точки росы газа в начале стадии адсорбции. Однако эта технология имеет ряд сущест­венных недостатков, резко снижающих ее надежность и ухуд­шающих технико-экономические показатели работы УКПГ. Прежде всего, работоспособность такой системы регенерации определяется главным образом надежностью узла компримирования газа, причем степень сжатия осушенного газа и давле­ние его в печи определяются гидравлическим сопротивлением адсорбера, в котором в данный момент идет стадия адсорбции. Изменение гранулометрического состава адсорбента во време­ни, его измельчение и отключения от проектных параметров технологического режима ведут к столь существенному росту гидравлического сопротивления адсорберов, что установлен­ные центробежные компрессоры не могут обеспечить подачу требуемого количества газа через аппараты. Все это ведет к не­обходимости сбрасывать на факел от 200 до 750 тыс. м³/сут до­бытого и осушенного газа.

Применение технологии регенерации горячим осушенным газом ведет к некоторому увеличению нагрузки на систему осушки газа (на 3-3,5 %), так как циркулирующий в системе газ регенерации не подается в магистральный газопровод.

Наконец, такая технология требует практически непрерыв­ной и надежной эксплуатации на каждой УКПГ всех четырех компрессоров. Конструкция центробежных компрессоров не­надежна, они часто выходят из строя и нуждаются в система­тическом обслуживании.

С целью исключения сброса больших количеств газа на фа­кел и повышения надежности работы УКПГ с адсорбционной технологией осушки газа ТюменНИИгипрогазом была разрабо­тана, испытана и внедрена централизованная система регене­рации адсорбента сырым горячим газом. В разработанной новой схеме регенерации в отличие от базовой исключены компрессо­ры, так как используется имеющийся перепад давления между блоком входных манифольдов и промысловым сепаратором. В отличие от базовой схемы по данной технологии природный газ после сепаратора 1 делится на два потока, один из которых (основной) направляется на осушку, а другой - газ регенерации подается для подогрева в печь 4, минуя компрессор 3. Нагре­тый газ из печи поступает на регенерацию адсорбента в один из адсорберов 2. Затем газ охлаждается в воздушном холодильни­ке 5 и после сепаратора газа регенерации 6 возвращается в ли­нию сырого газа перед входным горизонтальным сепаратором 1.С пуском дожимных компрессорных станций газ после сепа­ратора 6 подается во всасывающий коллектор ДКС перед ком­прессорами.

Так как имелись ограничения по тепловой нагрузке печей подогрева газа регенерации, была предусмотрена подача сыро­го газа после сепаратора через газовый подогреватель, в качест­ве которого применен один из используемых устьевых подогре­вателей.

Проведенные промысловые исследования показали, что пе­реход к регенерации адсорбента сырым газом не оказывает от­рицательного влияния на эффективность осушки газа адсорбен­тами - силикагелем. Длительность стадии осушки и качество подготовки газа при этом практически не изменились.

По результатам исследований эксплуатационных показате­лей работы адсорбционных установок на месторождении Мед­вежье следует отметить следующие положительные моменты [8]:

срок службы силикагеля при соблюдении технологии его применения достигает 4-5 лет вместо двух по проекту и ограничивается износом гранул;

влагоемкость адсорбента в конце этого срока, равная по проекту 6 и 8 % (массовая доля), также оказалась в 2-3 раза выше при достаточно низкой точке росы осушенного газа;

адсорбционная емкость силикагеля к концу срока службы также превышает проектную при глубине осушки газа ниже минус 30 °С;

кроме воды на этих установках из газа также извлекаются тяжелые углеводороды, температура кипения которых пре­вышает температуру регенерации силикагеля;

в присутствии паров высококипящих углеводородов природ­ный газ осушается до точки росы минус 32 - минус 52 °С.