Jump to content
Российский ТЭК: объявления и форум
Продвижение публикаций
сервис для специалистов ТЭК
Выбрать категорию
Для использования TEK-ADS необходимо войти или зарегистрироваться!

Адсорбционные установки осушки газа


 Share
Followers 11

Recommended Posts

Guest Arman Upstream
То что, нерегулярные насадки обладают эффектом пеногашения и каплеотбоя (для каплеотбоя нужна мелкая насадка) указано в литературе, но как у Вас на Тенгизе организовано распределение промывной воды по насадке, ведь по идее ее нужно подавать мало, а нерегулярные насадки при малом орошении работаю плохо (при малом расходе высота слоя нерегулярной насадки должна быть маленькой и количество точек орошения должно быть большим). Если же воды подается много, то возникает вопрос, куда потом ее девать ?. И второй вопрос. Какой у на Тенгизе диаметр колец в промывной секции. И третий вопрос. Какое давление в абсорбере если вы газ охлаждаете до +18 -25 С ?
1. деминвода подается сверху как на любой абсорбер, количество воды не так велико как вы думаете, чтобы уловить амин его много не требуется

2. это оборотная вода которая сниза скрубера подаётся обратно на вверх

3. излишки воды сбрасываются в линию насыщенного амина и далее на регенерацию

4. диаметр колец не помню что-то около 2"

5. давление на высоком абсорбере около 68 бар

Link to post
Share on other sites
  • Replies 278
  • Created
  • Last Reply

Top Posters In This Topic

Popular Posts

Этот метод есть в справочниках и применяется для осушки газа в малых объемах. И вопрос , куда потом куда рассол сливать ?. Расход соли 0.3 кг на 1 кг сорбируемой воды. Нужен противоточный, загруж

Posted Images

Guest Arman Upstream
А у них именно так и сделано! И раньше чем в Тенгизе и не американцами glare.gif Но удержать режим не могут (нагрузки в Астрахани в разы-разов выше чем в Тенгизе, поэтому скорее проблема неповоротливости системы) и выносит амин.

Что бы исключить вопросы при этом схема осушки-отбензинивания на АГПЗ (к сожалению по известным причинам не могу выкладывать оригинальную проектную, но и упрощенная сойдет):

Обращаю внимание, что процессы отраженные на схеме АГПЗ лицензированы и не могут бытьиспользованы для целей отличных от ознакомления. Все права защищены.

Схема разделения газа - лицензиар Technip процесс Cryomax DCP - http://www.technip.com/english/experience/e_onshore.html

здесь я акцентировал внимание на пропановый холодильник+сепаратор до контактора амина как решение проблемы со вспениванием амина. Такого на АГПЗ нет.
Link to post
Share on other sites
1. деминвода подается сверху как на любой абсорбер, количество воды не так велико как вы думаете, чтобы уловить амин его много не требуется

2. это оборотная вода которая сниза скрубера подаётся обратно на вверх

3. излишки воды сбрасываются в линию насыщенного амина и далее на регенерацию

4. диаметр колец не помню что-то около 2"

5. давление на высоком абсорбере около 68 бар

Большое спасибо я все понял. С циркуляционным насосом действительно расход воды будет незначительным.
Link to post
Share on other sites
здесь я акцентировал внимание на пропановый холодильник+сепаратор до контактора амина как решение проблемы со вспениванием амина. Такого на АГПЗ нет.
На АГПЗ контур - колонна промывки С02 - рекуператор Е01 - сепаратор В01 выполняет функцию на унос амина.

А "отбивать" с захолаживанием перед абсорбером на АГПЗ не имеет смысла в силу того, что это газ природный, а не попутный и следовательно гораздо менее "жирный" чем в Тенгизе, т.е. мало тяжелых ведущих к вспениванию /вспенивание бывает при проскоке на установке сепарации, что само по себе серьезный выбег режима/. Кроме того, газ на сероочистку (абсорбцию) на АГПЗ подается уже достаточно холодный с температурой на 3...5 С выше температуры гидратообразования и промытый. Собственно пропан на входе для АГПЗ не актуален.

Link to post
Share on other sites
Guest Arman Upstream
На АГПЗ контур - колонна промывки С02 - рекуператор Е01 - сепаратор В01 выполняет функцию на унос амина.

А "отбивать" с захолаживанием перед абсорбером на АГПЗ не имеет смысла в силу того, что это газ природный, а не попутный и следовательно гораздо менее "жирный" чем в Тенгизе, т.е. мало тяжелых ведущих к вспениванию /вспенивание бывает при проскоке на установке сепарации, что само по себе серьезный выбег режима/. Кроме того, газ на сероочистку (абсорбцию) на АГПЗ подается уже достаточно холодный с температурой на 3...5 С выше температуры гидратообразования и промытый. Собственно пропан на входе для АГПЗ не актуален.

Тогда в чём проблема? Что значит неповоротливость системы? Автоматика не настроена как надо? Какая колонна используется для амина- тарельчатая или насадочная? Если тарельчатая возможно вспенивание из-за большого расхода амина в колонну (захлёбывание) такое с тарелками случается постоянно. Возможно для них лучше перейти на насадки для больших расходов по газу это более приемлемый вариант, чем использование тарелок.
Link to post
Share on other sites

Arman, я бы больше склонялся к уносу жидкости как первопричине...Захлебывание бы еще в добавок привело к недостаточной очистке газа...хотя унос и есть основная причина захлебывания... wink.gif .

Мое мнение, повторюсь, что просто завышен расход газа через абсорберы - или менять сами аппараты на большего диаметра, или пытаться подобрать насадки, каторые были бы работоспособны при рабочем интервале расходов газа!

Link to post
Share on other sites
Тогда в чём проблема? Что значит неповоротливость системы? Автоматика не настроена как надо? Какая колонна используется для амина- тарельчатая или насадочная? Если тарельчатая возможно вспенивание из-за большого расхода амина в колонну (захлёбывание) такое с тарелками случается постоянно. Возможно для них лучше перейти на насадки для больших расходов по газу это более приемлемый вариант, чем использование тарелок.
Пример.

Сбор пластовой смеси двухфазным потоком с сепарацией на заводе. В определенный момент из сети сбора вылетает пробка. Если пробка расчетного объема и вся система находилась в норме то ничего особенно неприятного не происходит.

Но если есть отклонения (сбайпасирован сепаратор-пробкоуловитель, или линии загружены до максимума для удержания производительности при выводе в ремонт одной из линий и т.д.) происходит сначала посадка давления и расхода, а затем резкий рост, котрые ведут к выносу амина, или происходит вынос конденсата в абсорбер и вспенивание раствора. Учитывая большую единичную мощность установок сероочистки и Клауса (если не крупнейшую в мире) результат такой дестабилизации существенен, что осложняется чувствительностью автоматики основанной на пневматике не позволяющей быстро скорректировать режим. Амин летит. Но опять же если нормально использовать цикл промывки перед осушкой то последствий не будет. А он (цикл) в целях экономии настроен на нормальный режим уноса, а не проектный, учитывающий возможность вспенивания и выброса раствора.

Link to post
Share on other sites
Guest Виктор ВНИИГаз

Господа,

По поводу захолаживания газа перед абсорберами аминовой установки или, тем более, на входе на завод, могу сказать следующее. Французы (Technip) предусмотрели сепарацию пластового флюида (ПФ) на самом заводе без предварительного охлаждения потока, чтобы минимизировать количество сернистых соединений, которые попадут в нестабильный конденсат или ШФЛУ. Если сейчас этим пренебречь и охладить газ перед установкой У71 (сепарация ПФ) или У72 (аминовая очистка газа высокого давления), то на АГПЗ не смогут производить жидкие продукты (СУГ, автобензины и ДТ) по соответствующим нормам. Да, по поводу температуры газа (ПФ и газ сепарации) перед этими установками: ниже +30 C там не бывает - заводчане подтвердят.

Унос амина в астрахани можно снизить, если:

1) При тех.перевооружении предусмотреть вакуумную очистку (ВО) аминового раствора (аминвый р-р на АГПЗ это водный раствор ДЭА. Смесь с МДЭА они так и не стали эксплуатировать на всех установках, факт 2008 и 2009 годов!). Вариант строительства ВО рассматривали, да из-за незаинтересованности дочек Газпрома в собственной прибыли, так и не внедрили. А большому Газпрому нет дела до проблем дойных коров, сложнее чем Ямбург и Н.Уренгой и меньше их по объёмам добываемого газа.

2) (компромисный вариант) Установить регулярную насдаку - это позволит уменьшить объём жидкой фазы на насадке, а следовательно и высоту пены и унос капельной влаги. В Оренбурге так и сделали, но там несколько иные режимы, другой абсорбент и другие традиции!

3) (Учисывая вышесказанное В.Ходаковским и собственный опыт) (а) Установить пробкоуловители большего объёма, (б) установить перед асборберами У72 более эффективные сепараторы (н/п СЦВ или циклоны), 3) [обязательное] одновременно с действиями (а) и (б) заменить аминовый раствор или очистить его в вакуумной установки

Link to post
Share on other sites

В жидких продукты после сепарации в основном увеличивается содержание сероводорода-а меркаптановт в них и так хватает, поэтому жидкие продукты так или иначе будут требовать очистку, например Мерокс, который с такой же эффективностью удаляет и сероводород, как и меркаптаны. Если Мерокса нет-получить качественные топлива не получится-не пройдут по медной пластинке. На крайний случай можно установить дополнительный абсор для очитки жидких продуктов от сероводорода-путем экстракции тем же амином!

Link to post
Share on other sites
Guest Arman Upstream
Господа,

По поводу захолаживания газа перед абсорберами аминовой установки или, тем более, на входе на завод, могу сказать следующее. Французы (Technip) предусмотрели сепарацию пластового флюида (ПФ) на самом заводе без предварительного охлаждения потока, чтобы минимизировать количество сернистых соединений, которые попадут в нестабильный конденсат или ШФЛУ. Если сейчас этим пренебречь и охладить газ перед установкой У71 (сепарация ПФ) или У72 (аминовая очистка газа высокого давления), то на АГПЗ не смогут производить жидкие продукты (СУГ, автобензины и ДТ) по соответствующим нормам. Да, по поводу температуры газа (ПФ и газ сепарации) перед этими установками: ниже +30 C там не бывает - заводчане подтвердят.

Унос амина в астрахани можно снизить, если:

1) При тех.перевооружении предусмотреть вакуумную очистку (ВО) аминового раствора (аминвый р-р на АГПЗ это водный раствор ДЭА. Смесь с МДЭА они так и не стали эксплуатировать на всех установках, факт 2008 и 2009 годов!). Вариант строительства ВО рассматривали, да из-за незаинтересованности дочек Газпрома в собственной прибыли, так и не внедрили. А большому Газпрому нет дела до проблем дойных коров, сложнее чем Ямбург и Н.Уренгой и меньше их по объёмам добываемого газа.

2) (компромисный вариант) Установить регулярную насдаку - это позволит уменьшить объём жидкой фазы на насадке, а следовательно и высоту пены и унос капельной влаги. В Оренбурге так и сделали, но там несколько иные режимы, другой абсорбент и другие традиции!

3) (Учисывая вышесказанное В.Ходаковским и собственный опыт) (а) Установить пробкоуловители большего объёма, (б) установить перед асборберами У72 более эффективные сепараторы (н/п СЦВ или циклоны), 3) [обязательное] одновременно с действиями (а) и (б) заменить аминовый раствор или очистить его в вакуумной установки

Я сомневаюсь что в АГПЗ как в ОГПЗ производят ПБФ и ШФЛУ по современным нормам, наличие меркаптанов этого не позволит. При охлаждении входного потока сырого газа перед контактором амина удаляются как тяжёлые УВ так и часть меркаптанов. На современных заводах по переработки сернистых газов обязательно используется доочистка ПБФ и ШФЛУ далее по потоку после ГФУ, если требуется производить кондиционный продукт который можно продавать на рынке. На Тенгизе например используется технология Мерихем для доочистки от меркаптанов и COS сжиженного газа, на заводе второго поколения сжиженный газ дополнительно очищается в экстракторе расвором ДЭА.

По поводу АГПЗ о каком природном газе идёт речь если ваш газ поступает на аминовую установку со слаг-кетчеров и сепараторов установки стабилизации конденсата? Тот же принцип работы что и на ГПЗ нефтянки, другой вопрос если ваш газ поступает с НТС промыслов. Унос с сепараторов жидкости в газовую линию будет происходить всегда не важно в каком количестве, здесь можно только минимизировать его количество, но не исключить полностью даже если соблюдать режим работы установки. Здесь возможна только замена элементов в сепараторе на более эффективные или поступенчатое улавливание жидкости с установкой нескольких последовательных фильтров. На сепараторы циклонного типа я бы особо не надеялся, такие стояли раньше на Тенгизе толку от них мало, наиболее эффективные на мой взгляд сепараторы с коалесцирующей насадкой или mist eliminator, которые могут сепарировать до <10 микрон.

Link to post
Share on other sites
Господа,

По поводу захолаживания газа перед абсорберами аминовой установки или, тем более, на входе на завод, могу сказать следующее. Французы (Technip) предусмотрели сепарацию пластового флюида (ПФ) на самом заводе без предварительного охлаждения потока, чтобы минимизировать количество сернистых соединений, которые попадут в нестабильный конденсат или ШФЛУ. Если сейчас этим пренебречь и охладить газ перед установкой У71 (сепарация ПФ) или У72 (аминовая очистка газа высокого давления), то на АГПЗ не смогут производить жидкие продукты (СУГ, автобензины и ДТ) по соответствующим нормам. Да, по поводу температуры газа (ПФ и газ сепарации) перед этими установками: ниже +30 C там не бывает - заводчане подтвердят.

Унос амина в астрахани можно снизить, если:

1) При тех.перевооружении предусмотреть вакуумную очистку (ВО) аминового раствора (аминвый р-р на АГПЗ это водный раствор ДЭА. Смесь с МДЭА они так и не стали эксплуатировать на всех установках, факт 2008 и 2009 годов!). Вариант строительства ВО рассматривали, да из-за незаинтересованности дочек Газпрома в собственной прибыли, так и не внедрили. А большому Газпрому нет дела до проблем дойных коров, сложнее чем Ямбург и Н.Уренгой и меньше их по объёмам добываемого газа.

2) (компромисный вариант) Установить регулярную насдаку - это позволит уменьшить объём жидкой фазы на насадке, а следовательно и высоту пены и унос капельной влаги. В Оренбурге так и сделали, но там несколько иные режимы, другой абсорбент и другие традиции!

3) (Учисывая вышесказанное В.Ходаковским и собственный опыт) (а) Установить пробкоуловители большего объёма, (б) установить перед асборберами У72 более эффективные сепараторы (н/п СЦВ или циклоны), 3) [обязательное] одновременно с действиями (а) и (б) заменить аминовый раствор или очистить его в вакуумной установки

Вообщем то все верно, но захолаживать так же нельзя потому что температура газа (30..31) и так на 5..6 С выше точки гидратообразования. Да и смысла нет.

Также добавлю, что без замены пробкоуловителей и установки допсепараторов можно обойтись если держать нормальные режимы, но это маловероятно, т.к. ГП будет требовать больше и больше (такое уже "проходили" по Оренбургу). Можно попробовать насадку, но опять же Оренбург и его опыт не самый лучший с насадками. Более того они даже просили не трогать тарелки.

Очистка от продуктов деградации это обязательное решение и будет выполнено 100% рано или поздно smile.gif.

Link to post
Share on other sites
Я сомневаюсь что в АГПЗ как в ОГПЗ производят ПБФ и ШФЛУ по современным нормам...
И там и там есть мерокс.

Так что Вы не сомневайтесь, особенно АГПЗ до настоящего времени остается флагманом современных технологий. Единственное чего нет на АГПЗ это SCOT, но будет. И даже экстрация ДЭА есть smile.gif

Прошу прощения, но типичное заблуждение, что в Казахстане все самое лучшее и все дали американцы smile.gif

За последние 20...25 лет практически ничего принципиально нового в газопереработке не придумали и не внедрили.

......

Разница между природным и попутным очень большая. Не буду здесь распыляться на эту тему.

Link to post
Share on other sites
Guest Arman Upstream
И там и там есть мерокс.

Так что Вы не сомневайтесь, особенно АГПЗ до настоящего времени остается флагманом современных технологий. Единственное чего нет на АГПЗ это SCOT, но будет. И даже экстрация ДЭА есть smile.gif

Прошу прощения, но типичное заблуждение, что в Казахстане все самое лучшее и все дали американцы smile.gif

За последние 20...25 лет практически ничего принципиально нового в газопереработке не придумали и не внедрили.

......

Разница между природным и попутным очень большая. Не буду здесь распыляться на эту тему.

по поводу того что АГПЗ флагман, у нас с Астрахани работают как раз с АГПЗ они от этого завода не в восторге, и говорят что Тенгизский ГПЗ в разы лучше. Для справки завод этот строили как раз французы с немцами, а дальше продолжили расширять американцы. А насчёт того что американцы у нас работают так это лучше, то что в АГПЗ внедряется с большими трудностями здесь это делают быстро, как раз благодаря этим американцам. Постоянная модернизация завода, внедрение нового оборудования и строительство новых мощностей, здесь на это денег не жалеют.

У вас газ выделяется из конденсата, он априори является попутным как и нефтяной газ. Если он у вас поступает с установки НТС промыслов, то только в этом случае он у вас может быть природным.

по поводу насадок для абсорберов, здесь какого типа насадки используются? по нормальному для абсорберов подходят только структурные насадки типа Montz которые имеют высокий КПД, работают при высоких нагрузках и имеют низкое гидравлическое сопротивление. Такие насадки как раз и подходят для абсорберов аминовой очистки или гликолевой осушки газа. На таких насадках реже всего происходит вспенивание амина.

Link to post
Share on other sites
У вас газ выделяется из конденсата, он априори является попутным как и нефтяной газ. ...
На АГПЗ конденсат и пластовую воду выделяют из газа !!! Это газоконденсатное месторождение!!! Аккуратней используйте "априори". А вот у вас наоборот и это попутка!

То что на АГПЗ внедряется "с трудом" - это вопрос денег и ГП. О драконах ни слова.

Завод "не поворотливый" и народ не в восторге - да. Но думаю Тенгиз еслибы выпускал 4,8 млн.т/год серы из 12 млрд.м3/год сырья тоже был бы такой же. Это проблема единичных мощностей. Больше таких нигде нет и никто (в т.ч. и Текнип поставивший их ранее) не ставит и ставить не собирается (очень сложные они в эксплуатации).

Вопрос насадки и тарелок очень дискуссионный. Об этом спорят все лицензиары. Не будем здесь об этом говорить.

О том что завод у вас Lurgi известно наверное всем. И надо сказать, что и немцы и французы и еще канадцы (Technip, Lurgi, SNPA, FIN, Lavalin и т.д.) до сих пор являются ведущими в вопросах серы и сернистых газов.

Но реально хорошо когда платят и делают - если платят американцы то и это хорошо.

ПРЕДЛАГАЮ ВСЕ ТАКИ ВЕРНУТЬСЯ К ТЕМЕ (СМ. ВЫШЕ). А то Шейх нас переместит smile.gif

Link to post
Share on other sites
Guest Arman Upstream
У нас конденсат выделяют из газа !!! А вот у вас наоборот.
я не говорю о конденсате, делал проекты для карачаганака понимаю что это такое и не говорю о газе с НТС установок на которых выделяют конденсат из газа. мы говорим о газе из самого конденсата- при ступенчатой сепарации конденсата на установке стабилизации у вас разве выделяется природный газ? это попутный газ всё равно, он у вас будет жирным и от него проблемы для аминовой установки. или на АГПЗ газ испаряющийся из конденсата сразу выходит тощим?

на карачаганаке на заводе газ выделяемый из конденсата на установке стабилизации конденсата жирный и от него проблемы для аминовой установки. какой газ очищают на АГПЗ? тот который отсепарированный на НТС (или типа такой установки) или его смешивают с попутным газом с установки стабилизации конденсата если такая там есть?

Link to post
Share on other sites
Guest Arman Upstream
То что на АГПЗ внедряется "с трудом" - это вопрос денег и ГП. О драконах ни слова.
последний коммент. пусть газпромовские не обижаются, но неужели у компании которая трясёт карманы у половины Европы, хватает денег только на строительство высоскрёбов, элитных деревень и прочую PR-показуху, и не хватает денег на такие "не существенные" расходы как обновление основных производственных фондов?
Link to post
Share on other sites

Думаю комментарий про ГП улыбнул всех. ТАКОВА СУРОВАЯ РЕАЛЬНОСТЬ ГП.

Про АГПЗ.

1. Очищают оба газа и газ сепарации и газ стабилизации количества их примерно 1500000 к 30000 нм3/час соответственно.

2. Да, конечно, есть газ стабилизации и он отдельно подвергается грубой очистке (2 установки) , после чего сжимается и подается в голову переработки природного газа. Надо отметить, что на АГПЗ этот газ не столько жирный сколько кислый smile.gif. Вообщемто речь совсем не о нем. Там проблем таких как на основных сероочистках (8 установок) нет. И проблему делает не он, т.к. практически не влияет на состав газа (в смеси его в общей сложности менее 1,5%мол.)

Link to post
Share on other sites

Одной из причин вспенивания аминового раствора является наличие мех. примесей и тяжелых углеводородов в мелкодисперсной фазе в потоке очищаемого газа. Компания Pall предлагает устанавливать для борьбы со вспениванием пред абсорбером на газовом потоке сепаратор с коалесцерами Pall для удаления мехпримесей и мелкодисперсной жидкости. Кто нибудь исследовал вопрос, как влияют коалесцеры pall на вспенивание аминов ? Действительно ли они эффективны в борьбе со вспениванием ?.

http://www.pall.com/chemical_5615.asp

Link to post
Share on other sites
Guest Газовый Шейх

Интересно, а на вспенивание ТЭГа, как Pall-овские коалесцеры будут действовать?

Они вообще есть у кого нибудь в РФ или может на Карачаганаке?

Link to post
Share on other sites
Guest Arman Upstream
Интересно, а на вспенивание ТЭГа, как Pall-овские коалесцеры будут действовать?

Они вообще есть у кого нибудь в РФ или может на Карачаганаке?

Компания Pall проводила исследования газа поступающего от слаг-кетчера на ГП-2 в Карачаганаке по заказу иностранного альянса. Главной целью исследований было определить количество жидкости и мехпримесей которые уносятся с сепаратора на установку осушки газа. Дело в том что технология осушки газа применяемая на Карачаганаке использует лицензионный процесс Drizo с ТЭГ, наличие капельной жидкости в газе приводит к загрязнению ТЭГ что ухудшает осушку до требований в 1ppmw - это необходимое условие для закачки газа обратно в пласт. На основе анализа газа Pall рекомендовала какого типа фильтры нужно использовать для очистки газа.

И ещё Pall никогда не предлагает использовать свои изделия наугад, т.е. если нужно ставить их фильтры нужно сначала отправить им пробы в США для анализа, насколько я помню пробы газа в проблемных местах Pall отбирает сам.

Link to post
Share on other sites

Коллеги, позвольте все таки немного вернусь к теме обсуждения.

Наиболее оптимальным с экономической точки зрения способом подготовки природного газа высокого давления, когда требуется низкая температура точки росы, является одновременная адсорбционная осушка и отбензинивание. Адсорбционный 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. Адсорбционная технология осушки является безотходным экологически чистым процессом, исключающим загрязнение окружающей среды. В нем отсутствует эмиссия ароматических углеводородов в атмосферу при регенерации осушителя, а также попадание их в газопровод вместе с осушителем, что характерно для процесса гликолевой осушки газа.

Опыт эксплуатации УПГТ КС «Краснодарская» (газопровод "Голубой поток") показал, что адсорбционная технология одновременной осушки и отбензинивания обеспечивает качественные показатели товарного газа, полностью удовлетворяющие контрактным требованиям.

На строящейся УПГТ КС «Портовая» (газопровод «Северный поток»), ввод в эксплуатацию которой намечен на 2011 год, также планируется использовать адсорбционную технологию подготовки газа к транспорту. УПГТ КС «Портовая» будет самой крупной в мире силикагелевой установкой как по объемам подготовленного газа, так и по количеству используемого силикагеля.

Не исключено, что в перспективе (проект "Южный поток") остановятся именно на адсорбционной технологии, которая наилучшим образом зарекомендовала себя при решении задачи подготовки экспортного газа.

Безусловно, имеются и свои сложности, к одной из которых относится унос частиц адсорбента вместе с потоком осушенного газа. Такая проблема имеет место обычно, когда силикагель выработал (либо близок к этому) свой гарантийный ресурс и понемногу начинает разрушаться, как говорят на производстве начинает "пылить". Здесь уже возникает вопрос об эффективности работы фильтров сухого газа.

Link to post
Share on other sites
Guest Виктор ВНИИГаз

Уважаемый, Нефтегазопереработчик!

Очень хочется Вам поверить и согласиться с тем, что адсорбция - это панацея. Но не могли бы Вы уточнить, при каких условиях (температура и давление) работают в приведённых Вами в качетва примера установках адсорбции сами реакторы, а точнее адсорберы. Было бы интересно также знать их единичную мощность (нм3 осушаемого газа/час) и годовую производительность всего адсорбционного блока. Последнее, в совокупности со сведениями о сроке службы адсорбента, объёма загрузки адсорбера, стоимостью адсорбента (пусть приблизительной) и способе/цене утилизации отработанного адсорбента, позволит сделать вывод о незаменимости адсорбции и возможности её применения там, где ныне просто НТС или комбинированные методы но без адсорбции.

Спасибо!

Link to post
Share on other sites
Guest Газовый Шейх
Уважаемый, Нефтегазопереработчик!

Очень хочется Вам поверить и согласиться с тем, что адсорбция - это панацея. Но не могли бы Вы уточнить, при каких условиях (температура и давление) работают в приведённых Вами в качетва примера установках адсорбции сами реакторы, а точнее адсорберы. Было бы интересно также знать их единичную мощность (нм3 осушаемого газа/час) и годовую производительность всего адсорбционного блока. Последнее, в совокупности со сведениями о сроке службы адсорбента, объёма загрузки адсорбера, стоимостью адсорбента (пусть приблизительной) и способе/цене утилизации отработанного адсорбента, позволит сделать вывод о незаменимости адсорбции и возможности её применения там, где ныне просто НТС или комбинированные методы но без адсорбции.

Спасибо!

Коллега, Виктор! Хоть Вы обратились и не ко мне, а к "Нефтегазопереработчику", я наберусь наглости и попробую ответить.

Установки аДсорбционной осушки стабильно обеспечивают получение товарных кондиций газа в наиболее широком диапазоне термодинмических параметров, по сравнению с аБсорбцией, и тем более по сравнению с НТСами без дополнительного впрыска гликолей. Причем не только в теории, но и на практике. Как Вы, коллега, догадываетесь, наибольший опыт эксплуатации аБ и аД сорбций, у тех кто поработал на Медвежьем. И наш многолетний, неоднократно представленный и в научной, и в производственно-технической литературе, и в наших сообщениях на самых различных по значимости научных дискуссиях, вплоть до всемирных газовых конференций, свидетельствует, что Вы, коллега, СОВЕРШЕННО ПРАВЫ voskl.pngok.png , ни один из методов подготовки газа не яляется панацеей.

Я как раз и хочу, чтобы в результате объективного обсуждения, подкрепляемого методиками (если конечно, они не являются объектами вашего авторского права), просто оценочными расчетами различных вариантов специалитсы смогли получить адекватное представление о диапазонах термодинамических характеристик потоков обеспечивающих наилучшие, оптимальные и предельные показатели для аДсорбционных установок. Для аБсорбции и НТС в разделе созданы специально отдельные темы.

Link to post
Share on other sites

Create an account or sign in to comment

You need to be a member in order to leave a comment

Create an account

Sign up for a new account in our community. It's easy!

Register a new account

Sign in

Already have an account? Sign in here.

Sign In Now
 Share

Другие наши проекты
×
×
  • Create New...
Яндекс.Метрика