4.4 Підготовка продукції свердловин до магістрального транспортування

Вимоги до якості газу та конденсату. Вимоги, які пред’являють до кондиції (якості) газу, визначаються технічними умовами і можуть охоплювати: 1) допустимий вміст вологи (крапельної рідини); 2) необхідний ступінь осушування газу за важкими вуглеводнями; 3) допустимий вміст механічних домішок; 4) допустимий вміст невуглеводневих компонентів (сірководню, вуглекислого газу, органічних кислот, азоту).

Найжорсткіші вимоги пред’являються до кондиції газу, який подається в магістральні газопроводи. Цей газ має відповідати стандарту. Товарні кондиції природного газу встановлено для помірного і холодного кліматів, для теплої і холодної пори року. Точка роси за вологістю (початок виділення рідини) не повинна перевищувати – 20...0 ^оС, за вуглеводнями – 10....0 ^оС. Маса механічних домішок в 1000 м³ повинна бути не більше 3 г, сірководню 20 г, меркаптанової сірки 36 г.

Сухий газ, який використовується іншими споживачами (сажовим заводом, ТЕЦ, металургійними та цементними заводами, сільськогосподарськими споживачами), має інші товарні кондиції.

Конденсат, який подається в цистерни, згідно зі стандартом, повинен мати тиск насичених парів не більше 0,0532 МПа за температури 20 ^оС.

Системи збирання продукції свердловин на промислах. Під системою збирання газу розуміють мережу газопроводів, конденсатопроводів і технологічних трубопроводів, які з’єднують газові свердловини з технологічними устаткованнями підготовки газу до подальшого транспортування і промисловими газорозподільними станціями, через які газ надходить у магістральні газопроводи. Вона зумовлена складом сировини, яка в загальному випадку включає сухий газ (метан, етан), скраплені гази (пропан і бутани), стабільний конденсат (пентан і вищекиплячі), сірководень, азот, вуглекислий газ, гелій, ртуть.

У газоконденсатному покладі (ГКП) флюїди знаходяться за підвищених тисків і температур і тим самим мають запас потенціальної енергії, яка забезпечує здебільшого вилучення з надр, збирання і підготовку газу та інших компонентів. З покладу газ рухається (рис. 4.11) під дією власного тиску по стовбурах видобувних свердловин (ВС) і далі по шлейфах та газозбірних трубопроводах (ГЗТ) на устатковання комплексної підготовки газу (УКПГ). Тут також може використовуватись дотискувальна компресорна станція (ДКС). Потім внутрішньопромисловим магістральним трубопроводом (ВПМТ) газ йде через промислову дотискувальну компресорну станцію (ПДКС) на промисловий газозбірний пункт (ПГЗП) або, інакше кажучи, на головні споруди (ГС). Тут газ доводять до товарних кондицій і здають газотранспортним підприємствам (ГТП) для подавання магістральним газопроводом (МГ) споживачам.

Рисунок 4.11 – Структурна схема процесу видобування, збирання і підготовки продукції газоконденсатних свердловин

Виділений газоконденсат надходить на промислові конденсатопереробні заводи (ПКПЗ) і далі магістральним конденсатопроводом (МК) на конденсатопереробний завод (КПЗ) або газохімічний комплекс (ГХК).

Таку структурну схему комплексного використання сировини реалізовано, наприклад, на Оренбурзькому газоконденсатному родовищі, де виробляють: 1) сухий газ; 2) скраплені гази; 3) стабільний (стійкий, що не випаровується) конденсат; 4) рідку і кристалічну сірку; 5) гелій.

На газоконденсатних родовищах в основному виробляють тільки сухий газ і стабільний коденсат за простішою структурною схемою. Схема ще більше спрощується стосовно до газового родовища. Тут газозбірна система визначається формою колектора, яка залежить від конфігурації площі родовища (витягнута, кругла), розміщення на ній свердловин, кількості і характеристики продуктивних пластів, а також вибраною схемою очищення, осушування та обліку газу по свердловинах. На газових промислах зустрічаються такі системи збирання.

1. Лінійна система збирання, коли до газозбірного колектора, що являє собою одну лінію, під’єднуються окремі свердловини. Застосовують на родовищах з витягнутою формою.

2. Променева система збирання представлена газозбірними колекторами, які сходяться у вигляді променів до збірного пункту, а до кожного з них під’єднують по декілька свердловин.

3. Кільцева система збирання, за якої газозбірний колектор огинає газоносну площу і замикається (звичайно з перемичкою).

4. Групова система збирання, яка охоплює 2-25 групових газозбірних пунктів (установок комплексної підготовки газу (УКПГ)) і промисловий газозбірний пункт (ПГЗП) чи головні споруди. До групового газозбірного пункту окремими шлейфами під’єднують до 25 свердловин (звичайно не більше 10-12 свердловин). Газозбірні пункти лінійної, променевої чи кільцевої схем ( залежно від кількості пунктів та ін.) можуть під’єднуватися до ПГЗП.

Розрізняють дві підсистеми групової системи збирання газу і газоконденсату: децентралізовану і централізовану. За децентралізованої підсистеми на газозбірних пунктах здійснюється закінчений цикл промислового оброблення газу і конденсату. Її використовують за наявності високопродуктивних свердловин (1,5...2 млн. м³/доб) чи коли транспортування необробленого газу ускладнене (утворюються гідрати, випадає конденсат). Вона забезпечує тривалий термін роботи устатковань низькотемпературної сепарації. За централізованої підсистеми на газозбірних пунктах здійснюється тільки збирання і первинне оброблення газу, а кінцева підготовка газу і конденсату відбувається на ПГЗП.

Система збирання і підготовки проектується на весь період розробки родовища на основі техніко-економічних розрахунків.

Методи осушування, відбензинення та очищення від шкідливих домішок. Використовують такі методи підготовки газу:

1. низькотемпературна сепарація, яка передбачає отримання низьких температур внаслідок дроселювання газу високого тиску (на початковій стадії розробки родовища) чи з допомогою устатковань штучного холоду (на пізнішій стадії в разі зменшення тиску газу) і низькотемпературне розділення газу, яке дає змогу залежно від глибини охолодження видобувати 80–100 % від потенціального вмісту важких вуглеводнів і осушувати газ до необхідної для однофазного транспортування точки роси (температури кінця пароутворення) за вологістю і вуглеводнями;

2. абсорбційний спосіб – видобування рідких вуглеводнів (відбензине­ння) і води (осушування) поглинаючими речовинами (гліколями, причому пере­важно діетиленгліколем і триетиленгліколем, маслами), очищення газу моно­еталоміном від сірководню та вуглекислого газу і інше;

3. адсорбційний спосіб – видобування рідких вуглеводнів і води тверди­ми поглиначами (гранульованими пористими силікагелями, алюмосилікагеля­ми, алюмогелями, активним оксидом магнію, пористими кристалами алюмоси­лікатів -–цеолітами, активованим вугіллям і т. п.);

4. сепарація газу від крапельної рідини і механічних домішок.

Під час підготовки газу газоконденсатних родовищ здійснюють осушування його від вологи (знезводнення) і газоконденсату (відбензинення), а також очищення від механічних домішок. Якщо в продукції міститься менше 100 см³/м³ конденсату, то застосовують низькотемпературну абсорбцію з використанням вуглеводневого конденсату як сорбента (поглинача). В останній час осушування і відбензинення газу здійснюється одночасно на устаткованнях комплексної підготовки газу (УКПГ), а його додаткове очищення від механічних домішок може відбуватися на ПГЗП чи на головних спорудах магістрального газопроводу. За необхідності газ очищається також від сірководню (крім того видобувається елементарна сірка), вуглекислого газу і органічних кислот. Якщо в газі міститься гелій (понад 0,05 %), то для його видобування газ подається на перероблення, а потім у магістральний газопровід.

Низькотемпературна сепарація. Низькотемпературна сепарація (НТС) базується на принципі ретроградної (зворотної) конденсації (виділення кон­денсату за ізотермічного зниження тиску). Тиск знижується до тиску максимальної конденсації (звичайно для більшості родовищ 5,4-8,34 МПа) з наступною сепарацією конденсату, що виділився. Процес НТС необхідно про­водити за низьких температур (-10...-20С), отримання яких досягається або шляхом необоротного адіабатного розширення без здійснення корисної роботи (дроселювання), або шляхом оборотного адіабатного розширення із здійсненням корисної роботи в поршневій машині – детандері чи в турбомашині – турбодетандері, або з використанням устаткованя штучного холоду.

Принципова технічна схема устатковання НТС, яка призначена для проми­слового оброблення газу на газоконденсатних родовищах з вмістом конденсату до 100 см³/м³, полягає в наступному (рис. 4.12). Сирий газ із свердловин проходить розподільну гребінку, яка дає змогу проводити вимірювання дебіту почергово кожної свердловини і спрямовується після попереднього дроселювання чи без нього в сепаратор першого ступеня 2, де відокремлюється рідина, що сконденсувалася і далі в трубчастий теплообмінник 3, в якому охолоджується висушеним газом з низькотемпературного сепаратора 6.

Сирий газ із свердловини, дебіт якої вимірюється, через гребінку подаєтья у вузол вимірювання дебіту газу і конденсату 1. У вимірному сепараторі відокремлюється речовина, що збирається в газоконденсатозбірнику – роздільнику з лічильниками. Газ змішується з загальним потоком після сепаратора першого ступеня. Дебіт газу вимірюється діафрагмовим витратоміром.

Рисунок 4.12 – Технологічна схема устатковання низькотемпературної сепарації:

1 – вузол вимірювання газу і конденсату; 2 – сепаратор першого осушування; 3 – теплообмінник; 4 – ежектор; 5 – штуцер; 6 – низькотемпературний сепаратор; 7 – розділювальна ємність; 8 – вузол розділення; 9 – вузол стабілізації конденсату; 10 – вузол регенерації ДЕГ (регенераційне устатковання); 11 – вузол утилізації води; І – сирий газ; ІІ – осушений газ; ІІІ – вода і нестабільний конденсат; ІV – гази вивітрювання; V – нестабільний конденсат; VI – нестабільний конденсат і насичений ДЕГ; VII – регенерований ДЕГ; VIII – стабільний конденсат

Перед теплообмінником в сирий газ вприскується інгібітор (сповільню­вач) гідратоутворення (діетиленгліколь – ДЕГ). Із теплообмінника газ надхо­дить через ежектор 4 (для всмоктування газу вивітрювання) і штуцер 5 (для зниження тиску і охолодження потоку) в низькотемпературний сепаратор 6, де за рахунок зниження температури в теплообміннику на ежекторі і штуцері виділяється рідина (нестабільний вуглеводневий конденсат, водний конденсат і водний розчин інгібітору гідратоутворення). Висушений газ через теплообмінник 3 спрямовується в промисловий газозбірний колектор.

Рідина з сепаратора першого ступеня надходить через конденсатозбірник в роздільну ємність 7, де відбувається розділення вуглеводневого конденсату і води. Вуглеводневий нестабільний конденсат через теплообмінник потрапляє в потік газу перед низькотемпературним сепаратором 6. Вода відводиться на вузол утилізації води 11. Газ підводиться у потік сирого газу перед штуцером 5. У разі небезпеки утворення гідратів у шлейфах інгібітор гідратоутворення з допомогою насоса подається в шлейфи. При цьому вузол утилізації води включає устатковання для регенерації ДЕГ.

Рідина з низькотемпературного сепаратора через трубчастий теплообмінник, де охолоджує нестабільний конденсат, що вприскується в газовий потік, спрямовується у вузол розділення 8. З нього водний розчин інгібітора гідратоутворення через фільтр потрапляє в регенераційне устатковання 10, де реге­нерується і насосом подається в потік сирого газу перед теплообмінником. Вуглеводневий нестабільний конденсат із вузла розділення 8 надходить через теплообмінник у вузол стабілізації конденсату 9 (устатковання деетанізації – вилучення етану), який складається з тарільчастої колони, пічки та теплообмін­ника і призначений для промислової підготовки конденсату до транспортуван­ня. З вузла 9 стабільний конденсат (нижній продукт деетанізатора), підігрітий у пічці до 160С, через теплообмінник, де віддає тепло нестабільному конденсату, подається в конденсатопровід. За схемою передбачається також введення частини холодного нестабільного конденсату на верхню тарілку стабілізатора, тобто в такому випадку деетанізатор працює в режимі абсорбційно-відпарної колони. Цей метод дає змогу в промислових умовах видобувати з газу пропан-бутанові фракції. Газ вивітрювання з вузлів 8 і 9, забирається ежектором 4 і вводиться в загальний газовий потік (у разі недостатнього тиску для ежекту­вання включається компресор).

Якщо передбачається транспортування конденсату в залізничних цистернах, то стабілізація його відбувається у ректифікаційній колоні, яка працює в режимі або часткової, або повної дебутанізації. У випадку малого вмісту конденсату в сирому газі (менше 0,02 кг/м³) і невеликих обсягах видобутку газу, стабілізація конденсату здійснюється шляхом ступінчастої сепарації (переважно 2 ступеня). На період спадного видобутку, коли потрібні додаткові джерела холоду на устаткованні НТС для забезпечення необхідної точки роси, в схемі замість штуцера передбачається турбодетандер. При цьому після тепло­обмінника встановлюється сепаратор 2-го ступеня, з якого газ надходить в тур­бодетандер. Висушений газ з теплообмінника потрапляє на вхід компресора, встановленого на одному валу з турбодетандером, і далі в промисловий колектор.

У міру зниження пластового тиску застосування турбодетандерів стає економічно невигідним, тому подальше продовження терміну застосування НТС можливе за допомогою штучного холоду, отримання якого забезпечує випаровувач-холодильник. Пари аміаку, що утворилися, відсмоктуються компресором. Як холодильний агент, крім аміаку, можуть використовуватися також фреони (Ф-11, Ф-12, Ф-142) і вуглекислий газ.

Як інгібітор гідратоутворення широко використовують гліколі, причому переважно діетиленгліколь (ДЕГ) і триетиленгліколь (ТЕГ).

Абсорбційний спосіб підготовки газу. Цей спосіб ґрунтується на здатності рідких сорбентів поглинати певні компоненти із суміші газів. В якості абсорбентів використовують висококонцентровані розчини гліколів (діетиленгліколь і триетиленгліколь).

Вологий газ, який поступає зі збірних колекторів для осушування від во­логи (рис. 4.13), проходить сепаратор і направляється під нижню тарілку абсорбера 1, де відділяється від крапельної рідини і далі поступає в контактор. У контакторі газ, рухаючись знизу вверх назустріч абсорбенту (ДЕГ, ТЕГ), осушується, а потім проходить у верхню секцію, де відділяється від крапель абсорбента високої концентрації, який виноситься з верхньої тарілки контактора. Висушений газ через жалюзійну касету із абсорбера поступає в магістральний газопровід.

Насичений водою абсорбент з контактора спочатку проходить теплооб­мінник 9, вивітрювач 3, фільтр 4 і паровий підігрівач (ребойлер), який встанов­лено в нижній частині десорбера 5, де нагрівається до встановленої темпера­тури, потім десорбер (випарну колону), де вода випаровується.

Рисунок 4.13 – Технологічна схема абсорбційного осушування газу гліколями:

І – сирий газ; ІІ – осушений газ; ІІІ – регенерований газ; ІV – охолоджувач; V – насичений ДЕГ; VI – конденсат; VII – пара; 1 – абсорбер; 2 – регулятор рівня; 3 – вивітрювач; 4 – фільтр; 5 – десорбер; 6 – холодильник; 7 – ежектор; 8 – насос; 9, 10 – теплообмінники

Водяна пара, яка виділилася з розчину, поступає в холодильник 6 і збірник конденсату 8. Частина води з цього збірника направляється назад у верхню частину колони, щоб знизити температуру.

Регенерований у десорбері 5 розчин абсорбента (заданої концентрації) поступає в теплообмінник 9, потім додатково охолоджується в другому теплообміннику 10 водою і надходить в контактор для зрошення. Для успішного осушування газу повинно циркулювати не менше 25 л гліколю на 1 кг абсорбованої води і необхідно мати якомога більшу кількість тарілок в абсорбері (10 шт.).

Абсорбційне газобензинове устатковання працює аналогічно. Сирий газ надходить у нижню частину абсорбера, рухаючись знизу вверх, барботує через абсорбент (стабільний вуглеводневий конденсат, гас, дизпальне, лігроїн та інші фракції важких вуглеводнів), що стікає зверху вниз і утворює на тарілках гідравлічний затвор. З абсорбера відбензинений газ потрапляє в сепаратор, де відділяється від крапель сорбенту, спрямовується в газопровід через регулятор тиску “до себе”.

Насичений абсорбент з абсорбера стікає в ємність, де частково звільню­ється від летких вуглеводнів за рахунок зниження тиску. З неї надходить в теплообмінник для підігрівання регенерованим абсорбентом і в підігрівач. Нагрітий до температури випаровування насичений абсорбент з підігрівача спрямовується в десорбер, де десорбція абсорбенту протікає за принципом ректифікації. У верхню частину десорбера вводяться рідкі вуглеводні, отримані з парів, що відганяються, а в нижню частину надходить водяна пара.

Пари вуглеводнів та води, що відганяються з десорбера, спрямовуються в холодильник, де охолоджуючись, перетворюються в рідку фазу. Рідина з холо­дильника потрапляє в роздільну ємність, де відділяється газовий бензин від во­ди. Вода з ємності видаляється, а газовий бензин надходить в конденсатозбірник. Частина газового бензину за допомогою насоса подається уверх десорбера для зрошення.

Відновлений абсорбент з нижньої частини десорбера спрямовується через теплообмінник у масляний холодильник і далі в ємність, з якої насосом спрямовується в абсорбер.

Адсорбційне осушування газу. Воно базується на поглинанні пари води з природного газу твердими поглиначами – адсорбентами. В якості адсорбентів використовують силікагелі, оксид алюмінію, синтетичні цеоліти (молекулярні сита), активоване вугілля та інше.

Активоване вугілля повніше вилучає вуглеводні, а силікагель забезпечує також і осушування газу від води у разі її невеликого вмісту.

Сирий газ високого тиску для глибокого осушування надходить у сепара­тор, де очищається від крапельної рідини і механічних домішок, і спрямову­ється в перший абсорбер для осушування та відбензинювання за звичайних температур, звідки надходить через теплообмінник у магістральний газопровід. У цей час другий абсорбер піддається регенерації та охолодженню. Весь процес адсорбції ділиться на два цикли (адсорбцію і десорбцію), які послідовно проходять у кожному апараті. Тривалість циклу 8 годин, іноді 16 чи 24 години.

Застосовують також устатковання зі скороченим циклом (короткоциклові до 20…30 хв). Устатковання короткоциклової адсорбції ділять на дво-, три- і чотириколонні із закритою і відкритою системами регенерації. Триколонне адсорбційне устатковання працює за тим же принципом, що і двоколонна, яку ми розглядали раніше, при цьому одна колона працює у циклі адсорбції, друга – на регенерації (десорбції), третя – на охолодженні. У чотириколонному устаткованні на циклі адсорбції працюють відразу дві колони із зміщенням моменту вмикання на 15 хв. У закритій системі для регенерації використовують один і той же газ.

Автоматизоване блочне устатковання короткоциклової адсорбції (КЦА) для районів Крайньої Півночі містить 5 блоків: блок адсорбентів з майданчиком обслуговування, блок управління і теплообміну, блок сепарації газу, блок підігрівання і блок охолодження. Її продуктивність за газом становить 1 млн. м³/добу із вмістом газоконденсату 12…13 см³/м³.

Очищення газу від сірководню і оксиду вуглецю. Багато природних газів у своєму складі містять компоненти сірки (сірководень Н₂S, меркаптани RSH та інш.) і вуглекислий газ СО₂, тобто так звані кислі компоненти. У присутності води Н₂S і СО₂ є кородуючими речовинами, а сірчисті сполуки ускладнюють процеси перероблення газу, під час згорання утворюють SO₂ i SO₃, високий вміст яких у повітрі небезпечний для людини та довкілля. Сірчисті компоненти (у першу чергу Н₂S) – це чудова сировина для виробництва чистої та дешевої сірки.

Схеми очищення великих обсягів газу складаються з процесу видобування кислих компонентів (виробництво очищеного газу), перероблення кислих газів у сірку і очищення газів, які відходять. Замість очищення відхідних газів може проводитись їх спалювання і очищення газів згорання (виробництво очищеного повітря). Для очищення невеликої кількості газу або за низького вмісту сірчистих компонентів застосовують процеси прямої конверсії (окислення Н₂S до елементарної сірки), використовують рідкі і тверді поглиначі. Широко застосовують метод рідинного очищення, який базується на хемосорбційних процесах (хімічна абсорбція) з використанням етаноламінів, моно- і діетаноламінів (МЕА і ДЕА).

Сепарація газу і рідини. Сепарація або розділення суміші на складові частини здійснюється за допомогою сепараторів. Розрізняють нафтові і газові сепаратори.

Нафтові сепаратори мають чотири секції (рис. 4.14):

Рисунок 4.14 – Загальний вигляд і деталі вертикального сепаратора:

І – основна сепараційна секція; ІІ – осаджувальна секція; ІІІ – секція збору нафти; ІV – краплевловлювальна секція; 1 – корпус; 2 – розподільчий колектор; 3 – поплавок; 4 – дренажна труба; 5 – похилі площини; 6 – ввід газорідинної суміші; 7 – регулятор тиску “до себе”; 8 – вихід газу; 9 – перетинка для вирівнювання швидкості газу в жалюзійном краплевловлювачі; 10 – жалюзійний краплевловлювач; 11 – регулятор рівня; 12 – викид струменя; 13 – викид бруду; 14 – люк; 15 – заглушки; 16 – запобіжний клапан

1. Основна сепараційна секція, яка слугує для виділення нафти з газу.

2. Осадова секція, у якій проходить додаткове виділення бульбашок, які забираються нафтою з сепараційної секції.

3. Секція збирання нафти, яка займає найнижче положення в сепараторі і призначена як для збирання, так і для виведення нафти із сепаратора.

4. Краплевловлювальна секція, яка розміщена у верхній частині сепаратора і слугує для уловлювання найменших краплинок рідини, які виносяться потоком газу.

Сепаратор працює наступним чином. Нафтогазова суміш під тиском надходить через патрубок 6 до роздавального колектора 2, який має по всій довжині щілину для виходу суміші. Із щілини нафтогазова суміш потрапляє на по­хилі площини 5, які збільшують шлях руху нафти і полегшують тим самим виділення оклюдованих (замкнутих) бульбашок газу. У верхній частині сепаратора встановлена краплевловлювальна насадка 10 жалюзійного типу. Краплинки нафти стікають у піддон і через дренажну трубу 4 скеровуються в нижню частину сепаратора. Робота краплевловлювальної насадки базується на зіткненні потоку газу з різного роду перегородками, зміні швидкості напрямку потоку, використанні відцентрової сили і коалісцуючої (з’єднуючої) набивки.

Сепаратори для природного газу (газові) відрізняються від сепараторів для нафти (нафтових) режимами роботи і конструктивними особливостями. Це пов’язано з тим, що обробляється стислива дуже малов’язка фаза – газ за невеликого вмісту малов’язкої рідини (води, вуглеводневого конденсату). Газові сепаратори призначені для очищення газу від краплинок рідини (води, вуглеводневого конденсату) і твердих механічних домішок (піску, продуктів корозії та ерозії, мінерального пороху) на газових промислах, компресорних станціях, збірних та газорозподільних пунктах, газопереробних заводах. У разі використання на газових лініях їх називають пиловловлювачами.

За принципом дії сил на краплі і частинки нафтові та газові сепаратори поділяють на гравітаційні, інерційні, насадкові або плівкові (використовуються сили адгезії) і змішані сепаратори. Конструктивно їх виконують вертикальними, горизонтальними і кульовими. Гравітаційні сепаратори бувають вертикальними (діаметр до 1,6 м, довжина 6…7 м). Їх використовують для грубого розді­лення газу і рідини. Із інерційних газових сепараторів найчастіше всього застосову­ють такі, в яких використовуються відцентрові сили. Такі сепаратори називають циклонами. Випускають три модифікації циклонних сепараторів: відкритого типу (ЦСВ), прямоточні (ЦСП) і з кожухом (ЦСК).

Ефективність сепараторів різного типу залежить від двох основних показників: кількості крапельної рідини, яка виноситься потоком газу з краплевловлювальної секції 4, і кількості бульбашок газу, які виносяться потоком рідини з секції збирання рідини 3. Чим менші ці показники, тим вища ефективність роботи сепаратора, яка не перевищує 92…98 %. Тому їх використовують для грубого очищення на першій стадії сепарації. Ефективність роботи насадкових сепараторів сягає 99 %, повторне винесення рідини газовим потоком не перевищує 30…50 г на 1000 м³ газу, який обробляється. Основний елемент насадкових сепараторів – скруберна насадка, яка виконана з пластин різної конфігурації (жалюзійні насадки), фільтруючих матеріалів і коалесціюючих набивок – сідел Берла, кілець Рашига, металевої дротяної сітки та інших матеріалів.

Пиловловлювачі за принципом дії поділяються на “мокрі” і “сухі”. Найчастіше застосовують пиловловлювачі “мокрого” типу, тому що вони забезпечують високий ступінь очищення газу від пилу (10…50 г на 1000 м³ газу). Кількість мастила, яке заливається у “мокрі” пиловловлювачі діамет­ром 2400 мм не перевищує 1,5…2 т. За нормальної роботи пиловловлювача допускається винесення мастила не більше 25 г на 1000 м³ газу.

Для вловлювання і видалення основної маси вологи, яка сконденсувалась, та інших домішок в понижених місцях на газопроводах, а іноді й біля свердловин, часто встановлюють водозабірники типу горизонтальних сепараторів або дріпи типу “розширювальна камера”. Ступінь очищення останніх сягає 90 %.