CC BY
106
УДК 622.276.53
https://doi.org/10.24411/2310-8266-2019-10204
Влияние газа регенерации цеолитов процесса осушки на качество товарного газа Астраханского ГПЗ в период высоких температур окружающего воздуха
О.В. Танаянц, В.В. Шардыко, О.Н. Каратун, С.В. Драчевский
Астраханский газоперерабатывающий завод, 414000, г. Астрахань, Россия
ORCID ORCID ORCID ORCID
0000-0003-0703-8880, E-mail 0000-0003-3175-8722, E-mail 0000-0002-5580-5813, E-mail 0000-0003-4311-8220, E-mail
[email protected] [email protected] [email protected] [email protected]
Резюме: Проведено исследование влияния газа регенерации цеолитов процесса осушки Астраханского ГПЗ на качество товарного газа, вырабатываемого по СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия» и перспективы получения товарного газа по требованиям ТР ЕАЭС 046/2018. Приведена оценка влияния схемы вывода газа регенерации цеолитов на содержание сернистых соединений в продукции (товарном газе) в период высоких температур окружающего воздуха.
Ключевые слова: осушка обессеренного газа, газ регенерации, цеолиты, адсорбция, сернистые соединения, получение товарного газа, фиксированный пробег, высокая температура окружающего воздуха.
Для цитирования: Танаянц О.В., Шардыко В.В., Каратун О.Н., Драчевский С.В. Влияние газа регенерации цеолитов процесса осушки на качество товарного газа Астраханского ГПЗ в период высоких температур окружающего воздуха // НефтеГазоХимия. 2019. № 2. С. 21-24.
DOI:10.24411/2310-8266-2019-10204
INFLUENCE OF ZEOLITE REGENERATION GAS OF DRYING PROCESS ON THE QUALITY OF COMMERCIAL GAS OF ASTRAKHAN GAS PROCESSING PLANT DURING HIGH AMBIENT TEMPERATURES
Oleg V. Tanayants, Viktor V. Shardyko, Olga N. Karatun, Sergey V. Drachevskiy
Astrakhan Gas Processing Plant, 414000, Astrakhan, Russia
E-mail: [email protected] E-mail: [email protected] E-mail: [email protected] E-mail: [email protected]
ORCID ORCID ORCID ORCID
0000-0003-0703-8880, 0000-0003-3175-8722, 0000-0002-5580-5813, 0000-0003-4311-8220,
Abstract: A study was made of the effect of the regeneration gas of zeolites from the drying process of the Astrakhan gas processing plant on the quality of gas produced according to the Gazprom 089-2010 STO «Natural combustible gas, supplied and transported via main gas pipelines. Technical conditions» and prospects for commercial gas production according to the requirements of TR EAEC 046/2018. The assessment of the effect of zeolite regeneration gas is presented. The adsorbent content of sulfur compounds in products (commercial gas) during high ambient temperatures is given.
Keywords: desiccated gas drying, regeneration gas, zeolites, adsorption, sulfur compounds, commercial gas generation, fixed mileage, high ambient temperature.
For citation: Tanayants O.V., Shardyko V.V., Karatun O.N., Drachevskiy S.V. THE EFFECT OF GAS OF REGENERATION OF OSUSHKIN'S ZEOLITES QUALITY OF COMMERCIAL GAS OF ASTRAKHAN GPP IN THE PERIOD OF HIGH AMBIENT AIR TEMPERATURES. Oil & Gas Cheymistry. 2019, no. 2, pp. 21-24.
DOI:10.24411/2310-8266-2019-10204
В настоящий момент развитие и увеличение мощностей газотранспортной системы в газовой отрасли выдвигает значительно более жесткие требования к надежности функционирования технологических процессов и экологической безопасности при подготовке углеводородного газа к транспорту по магистральным газопроводам. Наряду с требованиями высокой надежности работы и экологической безопасности повышенное внимание уделяется также качеству получаемой продукции, а следовательно, и качеству ведения технологических процессов, которые невозможно осуществить без применения современных и надежных технологических процессов при подготовке углеводородного газа к транспорту.
Одним из требований основного нормативного документа газовой отрасли, регламентирующего качество транспортируемых углеводородных газов [1], является обеспечение определенных значений температур точек росы по углеводородам и воде, которые не вызывают образование жидкой фазы и гарантируют безопасную эксплуатацию магистральных газопроводов.
Газ Астраханского месторождения характеризуется высоким содержанием сероводорода (около 26,00%), диоксида углерода (около 13,0%), серо-органических соединений, в том числе меркаптанов, сероуглерода, сероок-сида углерода. Повышение содержания указанных примесей и температуры контакта газа с пластовой водой увеличивает содержание паров воды в газе. Даже незначительное количество влаги в газе усиливает коррозию оборудования, особенно при содержании в сырье кислых компонентов, вы-
2 • 2019
НефтеГазоХимия 21
-о1
(ИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
зывает опасность образования газовых гидратов, снижает калорийность горючих газов [2]. Такой газ должен быть тщательно осушен и очищен от этих примесей.
Вырабатываемый на Астраханском газоперерабатывающем заводе (Астраханский ГПЗ) в настоящее время газ горючий природный соответствует требованиям отраслевого стандарта СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия», в соответствии с которыми максимальное содержание сероводорода, меркаптановой серы и общей серы не более 0,020, 0,036 и 0,070 г/м3 соответственно.
Ввиду того что климат Астраханской области умеренный, резко континентальный, лето бывает жарким и сухим. Летний период самый продолжительный в году, начинается в первой декаде мая и длится 130-150 дней, характеризуется высокими суточными амплитудами температуры воздуха, малым количеством осадков и большой испаряемостью. Максимальные температуры воздуха в этот период могут достигать 38-42 °С, а поверхность почвы нагревается до 60-70 °С.
Следует заметить, что на стабильность получения товарного газа, соответствующего требованиям нормативно-технической документации (НТД) на газ горючий природный, главным образом по содержанию сернистых соединений оказывает влияние работа установок очистки газа от кислых компонентов У172/272 (У72), где удаление H2S, CO2, COS происходит путем абсорбции данных компонентов диэтаноламином (ДЭА), стабильная работа которых непосредственно зависит от температуры окружающего воздуха. В условиях аномально высоких температур окружающего воздуха в летний период происходит снижение эффективности охлаждения раствора амина в аппаратах воздушного охлаждения, что, в свою очередь, ведет к снижению абсорбционной способности амина по извлечению сероводорода при номинальных нагрузках. Снижается эффективность процесса очистки газа и повышается температура обессеренного газа, поступающего на установки осушки и отбензинивания газа У174/274 (У74). При этом данная тенденция наблюдается при номинальной и пониженной производительности по обессеренному газу.
Дальнейшее использование осушенного газа в процессе подготовки газа к низкотемпературной переработке обуславливает необходимость глубокой осушки (до точки росы -70 °С и ниже) что целесообразно проводить с использованием цеолитов, которые, не обладая высоким объемом пор, характеризуются значительной сорбционной емкостью по воде как при высоких, так и при низких равновесных давлениях паров воды, то есть крутой изотермой адсорбции (рис. 1) [3].
Одной из особенностей цеолита является его постоянная адсорбционная способность при любой относительной влажности газа, кроме того, цеолиты сохраняют высокую активность в широком интервале температур и отличаются большой скоростью поглощения влаги. Высокая степень осушки поддерживается практически в течение всей стадии. Повышение влагосодержания в конце стадии наступает не постепенно, как это наблюдается в случае применения других твердых поглотителей, а резко и быстро. Вследствие такого характера выходных кривых удается почти полностью отработать адсорбционную емкость слоя. Динамическая активность даже относительно небольшого слоя цеолитов близка к равновесной статической активности. Разница между этими величинами в цеолитовых адсорбентах не превышает 10-15% [4].
Осушка обессеренного газа и доведение его до норм отраслевого стандарта СТО Газпром 089-2010 по содержа-
Изотермы адсорбции паров на гранулированном цеолите NaA при различных температурах
нию воды происходит на У74 с использованием цеолитов (молекулярных сит) NaA-У диаметром 1,6 и 3,2 мм по ТУ 2163-003-15285215-2006 [5] производства Ишимбайского специализированного химического завода катализаторов, загруженных в адсорбер в два слоя по высоте (рис. 2).
Данный цеолит обладает адсорбционной способностью по Н^, что обусловлено размером рабочих пор цеолита NaA-Y который составляет 4А, а размер молекулы Н^ -3,6А. Также на показатель адсорбционной емкости кроме размера молекул сильное влияние оказывает дипольный момент молекулы адсорбируемого вещества, так как решетка цеолита является полярной. Дипольный момент молекулы воды составляет 1,84 D, молекулы Н^ - 0,93 D. Таким образом, фронт адсорбции воды будет располагаться первым по ходу движения газа, и вода будет вытеснять Н^.
Вход газа
Керамические шары 012-13 мм
NaA-Y 0 3,2 мм
NaA-Y 0 1,6 мм
Керамические шары 0 6 мм
Керамические шары 012-13 мм
' | Вь
Выход газа
Рис. 1
Обессеренный газ, поступающий на установку осушки и отбензинивания У74, характеризуется высокой насыщенностью водяными парами. Такая насыщенность объясняется спецификой, применяемой на Астраханском ГПЗ технологии подготовки газа. Обессеренный газ после процесса абсорбции кислых газов водным раствором ДЭА содержит влагу, остаточное количество сероводорода не более 0,012 г/м3. ДЭА является ядом для адсорбента осушки газа, поэтому газ должен быть промыт водой в промывной колонне. Промытый газ проходит стадию осушки на цеолитах NaA-У в абсорберах У74.
Если при осушке углеводородного газа происходит адсорбция не только молекул воды адсорбентом (цеолитами), но и других компонентов, содержащихся в газе, таких как сероводород, сернистые соединения, то регенерация цеолитов, проводимая осушенным газом в течение четырех часов при температуре 290 °С, приводит к десорбции всех поглощенных молекул адсорбентом. Ввиду того что в концевых слоях цеолита, куда вода практически не доходит, адсорбируется Н^ и во время регенерации в первую очередь происходит десорбция молекул Н^, поток газа регенерации в первую очередь контактирует со слоем цеолита, насыщенного сероводородом.
Одной из предусмотренных схем утилизации газа регенерации, образующегося при регенерации цеолита на установках У74, является подача газа регенерации на вход установки (подмешивание его в обессеренный газ, поступающий на осушку). Анализ проб газа регенерации показал, что максимальное количество сероводорода содержится в первые 0,5-1,5 часа режима регенерации.
В связи с ожидаемым в ближайшей перспективе переходом на требования, предъявляемые к качеству товарного газа техническим регламентом Евразийского экономического союза «О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и (или) использованию» (ТР ЕАЭС 046/2018), максимальное содержание сероводорода, меркаптановой серы и общей серы в газе горючем природном, подаваемом и транспортируемом по магистральным газопроводам, составит 0,007, 0,016 и 0,030 г/м3 соответственно [6].
Таким образом, наблюдается ужесточение требований по сравнению с СТО Газпром 089-2010 по содержанию сероводорода, меркаптановой серы и общей серы более чем в два раза.
С целью определения степени влияния газа регенерации адсорбента на качество товарного газа по содержанию сероводорода, меркаптанов и общей серы был проведен фиксированный пробег, в период которого газ регенерации подавался на вход установки У74 и на факел SH в первые два часа режима регенерации.
Исследования проводились в летнее время с фиксацией контролируемых показателей процесса в период проведения пробега, в два этапа:
- при выводе газа регенерации с У74 на вход установки У74 (далее - схема «на вход установки»);
- при выводе газа регенерации в первые два часа стадии регенерации на факел SH (далее - схема «на факел»).
При проведении фиксированного пробега проводился отбор проб на определение содержания сероводорода, меркаптановой и общей серы в обессеренном, осушенном газе регенерации адсорберов У74 и товарном газе на выходе с У74 и на выходе с замерного узла (У75). Расход обессеренного газа на установку У74 на период проведения фиксированного пробега постепенно снижался с 278 тыс. до 225 тыс. м3/ч.
Расход обессеренного газа на установках У72 за анализируемый период находился в диапазоне от 108 до 125 м3/ч, за период проведения фиксированного пробега вспенивания амина в абсорберах У72 не наблюдалось.
Фиксация параметров процесса и лабораторный анализ отобранных проб в период фиксированного пробега, проводимого по ГОСТ Р 53367-2009 «Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматогра-фическим методом», показали следующее:
- содержание сероводорода в осушенном газе на У74 изменялось в следующем диапазоне:
- для 1-го этапа 0,001-0,013 г/м3;
- для 2-го этапа 0,001-0,028 г/м3.
Содержание сероводорода в газе регенерации на двух этапах пробега находилось в диапазоне от 0,001 до 0,12 г/м3.
Содержание сероводорода в товарном газе на У75 в период пробега изменялось в диапазоне 0,001-0,014 г/м3 для первого этапа фиксированного пробега и 0,001-0,013 г/м3 для второго этапа.
Пониженное содержание сероводорода в осушенном газе по отношению к обессеренному и высокое содержание сероводорода в газе регенерации свидетельствует о частичной адсорбции сероводорода адсорбентом.
Кроме того, на первом этапе проведения фиксированного пробега неоднократно выявлены случаи увеличения содержания сероводорода в товарном газе У75 при низком содержании сероводорода в обессеренном газе на У74 и высоком содержании сероводорода в газе регенерации. Что свидетельствует о влиянии газа регенерации на качество товарного газа при подаче его на вход установки.
Анализ результатов лабораторных исследований обессеренного, осушенного газа, газа регенерации адсорбентов, товарного газа, проведенный на содержание меркап-тановой и общей серы, показал следующее:
- по содержанию меркаптановой серы в обессеренном газе значение данного показателя изменялось в пределах 0,004-0,290 г/м3 для 1-го этапа и 0,009-0,390 г/м3 для второго этапа работы установки;
- по содержанию общей серы в обессеренном газе значение данного показателя составляло 0,004-0,320 г/м3 для 1-го этапа, и 0,009-0,420 г/м3 для 2-го этапа;
- по содержанию меркаптановой серы в осушенном газе значение данного показателя изменялось в пределах 0,004-0,245 г/м3 для 1-го этапа и 0,006-0,325 для второго этапа работы установки;
- по содержанию общей серы в осушенном газе значение данного показателя составляло 0,004-0,256 г/м3 для 1-го этапа, и 0,008-0,362 г/м3 для 2-го этапа;
- по содержанию меркаптановой и общей серы в газе регенерации значение данного показателя изменялось в пределах 0,010-0,473 г/м3 для 1-го этапа и 0,01-0,429 г/м3 для 2-го этапа работы установки;
- по содержанию общей серы в газе регенерации значение данного показателя составляло 0,020-0,480 г/м3 для 1-го этапа, и 0,010-0,481 г/м3 для 2-го этапа.
Значения содержания показателя «меркаптановая сера» в товарном газе на 1-м этапе находились в диапазоне от 0,001 до 0,004 г/м3; на 2-м этапе показания были стабильны и составляли 0,001 г/м3.
Значения по показателю «общая сера» в товарном газе на У75 находились в диапазоне 0,002-0,015 г/м3 для 1-го этапа, и 0,001-0,013 г/м3 для 2-го этапа.
По результатам проведенного комплексного исследования можно сделать следующий вывод о влиянии газа регенерации при подаче его на вход установки:
2 • 2019
НефтеГазоХимия 23
#- ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
- выявлено высокое содержание сероводорода в газе регенерации для обоих этапов исследования по сравнению с обессеренным газом, поступающим на осушку, что свидетельствует о частичной адсорбции сероводорода, адсорбентом, при регенерации которого происходит десорбция не только молекул воды, но и сероводорода, что при подаче газа регенерации на вход установки увеличивает содержание сероводорода в сырье;
- основное количество сероводорода десорбируется с поверхности цеолитов в первые два часа режима регенерации, так как на первом этапе проведения фиксированного пробега были выявлены случаи увеличения содержания сероводорода в товарном газе на замерном узле У75 при низком содержании сероводорода в обессеренном газе на У74 и высоком содержании сероводорода в газе регенерации;
- содержание меркаптановой и общей серы в обессеренном, осушенном газе, газе регенерации на У74 и в товарном газе на У75 при использовании схемы подачи газа регенерации на вход установки в среднем больше, чем для схемы подачи газа регенерации в первые два часа регенерации на факел SH Это свидетельствует о том, что основное количество меркаптановой и общей серы выделяется при начальной стадии процесса регенерации адсорбента;
- данная схема утилизации на вход установки, увеличивает содержание сероводорода и сернистых компонентов в обессеренном газе в первый час поступления газа регенерации в обессеренный газ. Таким образом, снижается степень обессеривания газа с установки очистки газа от кислых компонентов У72 и газ с более высоким содержанием сероводорода поступает на установки осушки углеводородного газа У74.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Стандарт организации: СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: Газпром экспо, 2010. 20 с.
2. Афанасьев А.И., Афанасьев Ю.М., Бекиров Т.М. и др., Технология переработки природного газа и конденсата. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. Ч. 1. 517 с.
3. Новый справочник химика и технолога. Основные свойства неорганических, органических и элементоорганических соединений. Ч. I. СПб. Мир и семья, 2002. 964 с.
4. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. 596 с.
5. Технические условия ОАО «Ишимбайский специализированный химический завод катализаторов» ТУ 2163-003-15285215-2006 Цеолит формованный.
6. Технический регламент Евроазиатского экономического союза ТР ЕАЭС 046/2018 О безопасности газа горючего природного, подготовленного
к транспортированию и (или) использованию. Принят решением Совета Евразийской экономической комиссии от 14 сентября 2018 г. № 74.
REFERENCES
1. Standart organizatsii: STO Gazprom 089-2010. Gaz goryuchiy prirodnyy, postavlyayemyy i transportiruyemyy po magistral'nym gazoprovodam. Tekhnicheskiye usloviya [Organization standard: STO Gazprom 089-2010. Combustible natural gas supplied and transported through gas pipelines. Technical conditions]. Moscow, Gazprom ekspo Publ., 2010. 20 p.
2. Afanas'yev A.I., Afanas'yev YU.M., Bekirov T.M. Tekhnologiya pererabotki prirodnogo gaza i kondensata [Technology for processing natural gas and condensate]. Moscow, Nedra-Biznestsentr Publ., 2002. 517 p.
3. Novyy spravochnik khimika i tekhnologa. Osnovnyye svoystva neorganicheskikh, organicheskikh i elementoorganicheskikh soyedineniy. CH. I [The new reference for chemist and technologist. The main properties of inorganic, organic and organoelement compounds. Part I]. St. Petersburg, ANO NPO «Mir i Sem'ya» Publ., 2002. 964 p.
4. Bekirov T.M., Lanchakov G.A. Tekhnologiya obrabotkigaza ikondensata [Gas
and condensate processing technology]. Moscow, Nedra - Biznestsentr Publ., 1999. 596 p.
5. Tekhnicheskiye usloviya OAO «Ishimbayskiy spetsializirovannyy khimicheskiy zavod katalizatorov» TU 2163-003-15285215-2006 Tseolit NaA-Yformovannyy [Technical conditions of OAO Ishimbay Specialized Chemical Plant of Catalysts TU 2163-003-15285215-2006 Molded NaA-Y Zeolite].
6. Tekhnicheskiy reglament Yevroaziatskogo ekonomicheskogo soyuza TR YEAES 046/2018 O bezopasnosti gaza goryuchego prirodnogo, podgotovlennogo k transportirovaniyu i (ili) ispol'zovaniyu. Prinyat resheniyem Soveta Yevraziyskoy ekonomicheskoy komissii ot 14 sentyabrya 2018 g. № 74 [Technical regulations of the Eurasian Economic Union TR EAES 046/2018 On the safety of combustible natural gas prepared for transportation and (or) use. Adopted by the decision of the Council of the Eurasian Economic Commission of September 14, 2018 No. 74.].
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Танаянц Олег Владимирович, директор, Астраханский газоперерабатывающий завод.
Шардыко Виктор Владимирович, главный инженер, Астраханский газоперерабатывающий завод.
Каратун Ольга Николаевна, д.т.н., проф., главный технолог, Астраханский газоперерабатывающий завод.
Драчевский Сергей Владимирович, начальник технологической установки осушки и отбензинивания газа, Астраханский газоперерабатывающий завод.
Oleg V. Tanayants, Director, Astrakhan Gas Processing Plant.
Viktor V. Shardyko, Oiief Engineer, Astrakhan Gas Processing Plant.
Olga N. Karatun, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Chief Technologist. Astrakhan Gas Processing
Plant.
Sergey V. Drachevskiy, Head of Technological Unit, Astrakhan Gas Processing Plant.
