Основные результаты испытаний анализатора

Испытания после абсорбционной осушки газа

Из общетеоретических соображений следует, что наиболее благоприятные условия для работы Анализатора реализуются на установках адсорбционной подготовки газа, поскольку в осушаемом газе практически нет технологических примесей (или же они содержатся в минимальном количестве).

В отечественной практике функционируют пять установок адсорбционной осушки природного газа сеноманских залежей (месторождение Медвежье), причем в качестве адсорбента используется силикагель. Колонна адсорбционной осушки газа имеется на Астраханском ГПЗ с использованием в качестве адсорбента цеолитов. Кроме того, на всех АГНКС имеются блоки цеолитной доосушки газа, в которых газ готовится в соответствии с требованиями ГОСТ 27577-87. Блок цеолитовой доосушки газа имеется на КС «Береговая» на трассе газопровода «Голубой поток».

Наиболее жесткие требования по показателям качества газа реализуются на АГНКС, поскольку приборы должны обеспечивать определение точки росы газа по влаге до минус 50 ^оС и давлении до 25 МПа. Кроме того, после компрессоров в доосушенном газе может присутствовать компрессорное масло (в виде аэрозоля).

Для испытаний в таких условиях анализатор был включен по схеме, приведенной на рис. 17.

Рисунок 3.5. - Схема системы газоподготовки Анализатора с ДСО:

1 – фильтр; 2 – игольчатый вентиль высокого давления; 3 – манометр; 4 – игольчатый вентиль регулирования дополнительной ступени охлаждения; 5 – прибор «КОНГ-Прима»; 6 – корпус датчика прибора (с встроенным дросселем); 7 – редуктор давления; 8 – регулятор расхода газа; 9 – ротаметр; 10 – электромагнитный клапан; 11 – теплообменник.

В этой модификации Анализатора изменился алгоритм его функционирования, т. к. добавилась ветка автоматического управления электромагнитным клапаном. В итоге разработанная технология ДСО позволяет осуществить поддержание температуры горячей грани термоэлектронной батареи с точностью ±2 °С, при перепаде температур до 80 °С относительно температуры окружающей среды, что вполне достаточно для проведения процесса измерения точки росы.

Испытания Анализатора проводились на АГНКС 500 №1 предприятия «Югтрансгаз».

Анализатор был установлен внутри компрессорного цеха АГНКС сразу после адсорберов (рисунок 17).

Рисунок 17. - Схема подключения Анализатора точек росы газа на АГНКС

Данные за весь период испытаний приведены на рисунке 18.

На рисунке приведён график изменения точки росы по показаниям Анализатора и циклы работы 1-го и 2-го адсорбера АГНКС. При построении графика использованы среднесуточные значения точки росы и даты переключения адсорберов. Переключения адсорберов до установки Анализатора проводились по количеству проведённых заправок (эмпирически, т.е. по опыту эксплуатации персоналом АГНКС было установлено, что переключение абсорберов следует осуществлять примерно через 500 заправок).

На АГНКС один адсорбер находится в рабочем состоянии, другой в режиме регенерации. Черная линия на уровне 1 (шкала справа) означает, что в работе адсорбер 1, а на уровне 2 – в работе абсорбер 2

В процессе испытаний измеряемая Анализатором температура точки росы в основном находилась ниже минус 50 °С, т.е. за пределами диапазона измерения. Периодически, по мере насыщения цеолита в адсорбере влагой, измеряемая температура точки росы поднималась до минус 45 °С …минус 20 °С, т.е. попадала в измеряемый прибором диапазон значений. После переключения системы осушки газа на регенерированный адсорбер значения измеренной температуры точки росы резко понижались (в течение суток уходили за пределы диапазона измерения прибора).

Рисунок 18. - Показания Анализатора "КОНГ-Прима-4" при работе в автоматическом режиме на АГНКС

Таким образом, величина температуры точки росы после адсорбера зависела от плотности заправок автомобилей и степени насыщения цеолита в адсорбере. За весь период испытаний (4 месяца) отказов в работе Анализатора не было.

Испытания после абсорбционной (гликолиевой) осушки газа

Испытания проводились в ООО «Уренгойгазпром».

На рисунке 19 приведены показания Анализатора «КОНГ-Прима-4», и индикатора «Харьков-1М» за период испытаний с 10.09.01.г по 18.09.01г.

Рисунок 19. - Результаты измерений температуры точки росы на сеноманском газе

Далее рассмотрим результаты измерений температуры точки росы по влаге Анализатора при изменяющихся режимах работы установки абсорбционной осушки на УКПГ-5. На рисунках 20 - 23 показано изменение точки росы при изменении подачи ДЭГа, температуры газа на узле замера, температуры контакта ДЭГ-газ, температуры в испарителе (концентрации регенерированного ДЭГа) соответственно. Полученные данные подтверждают, что Анализатор достаточно быстро (в течение ~20 - 30 минут) и вполне адекватно реагирует на изменение технологических режимов работы УКПГ. Причем временная задержка обусловлена не только характерными параметрами цикла измерения, но объективными причинами (инерционностью технологического процесса).

Испытания по измерению точки росы по углеводородам.

Промысловые испытания на УКПГ-2 и УКПГ-5В ООО «Уренгойгазпром»

На УКПГ-2 Анализатор устанавливался после ДКС на смеси сеноманского и валанжинского газов. Полученные результаты в пределах погрешности приборов совпали с результатами контроля температуры точки росы «Харьков 1М» и показаниями Преобразователя.

На рисунке 24 приведены данные по результатам работы Анализатора на УКПГ-5В. При работе Анализатора на УКПГ-5В на валанжинском газе установлено следующее:

· при температуре НТС минус 30…32^оС Анализатор измерял точку росы по углеводородам минус 23°С, при этом точка росы по влаге находилась ниже минус 30°С (т.е. вне диапазона измерений Анализатора);

Рисунок 20. - Результаты измерения температуры точки росы при изменении удельной подачи ДЭГа

Рисунок. 21. - Результаты измерения температуры точки росы при изменении температуры газа на узле замера

Рисунок.22. - Результаты измерений температуры точки росы при изменении температуры контакта ДЭГ-газ.

Рис.23. - Результаты измерений точки росы при изменении температуры регенерации ДЭГа в испарителе (концентрации)

· при повышении температуры НТС до минус 23°С Анализатор измерял точку росы по углеводородам минус 15°С, по воде - минус 24°С, что практически соответствует реальным технологическим процессам НТС.

Промышленные испытания Анализатора в ООО «Юрхаровнефтегаз»

В период с 21.02.04 по 24.02.04 измерения точки росы по углеводородам были проведены на УКПГ-1 ООО «Юрхаровнефтегаз», где для подготовки валанжинского газа также используется установка низкотемпературной сепарации газа. Во время проведения измерений имели место следующие параметры работы установки НТС:

- температура последней ступени сепарации минус 30°С;

- давление газа на выходе 5,2 МПа;

- температура газа на УЗГ 2°С.

Результаты измерений приведены в виде графика на рисунке 25.

Рисунок 3.15. - Кривая конденсации углеводородов в зависимости от давления (осушенный газ на узле замера газа УКПГ-1 ООО «Юрхаровнефтегаз» при давлении 5,2 МПа).