Способы выделения газа из нефти

Различают контактный и дифференциальный способы дегазации нефти.

При контактном способе порция исходной смеси помещается в герметичную ём­кость, в которой создают те или иные термобарические условия, поддерживаемые до тех пор, пока исходная смесь не придёт в состояние равновесия. Выделяющий­ся при этом газ непрерывно находится в контакте с жидкостью, т.е. отвод любого компонента недопустим. Разумеется, такое разгазирование не может иметь ника­кого практического применения, но при прочих равных условиях оно характери­зуется максимальным выходом нефти.

При дифференциальном разгазировании порция исходной смеси помеща­ется в герметичную ёмкость в которой поддерживаются определённые термоба­рические условия, причём, пока смесь не придёт в состояние равновесия; после чего давление в ёмкости начинают понижать, постепенно стравливая газ. Даже если этот процесс проводить очень медленно без нарушения равновесия он при прочих равных условиях будет характеризоваться меньшим выходом нефти по сравнению с контактным разгазированием. Разумеется, такое разгазирование так же не имеет никакого практического применения вследствии своей периодично­сти.

На практике применяют лишь разновидности дифференциального метода разгазирования, осуществляемые исключительно в неравновесных условиях. Принято различать так называемое однократное и многократное разгазирование. При однократном разгазировании исходная смесь непрерывно поступает в сепа­ратор, в котором поддерживаются определённая температура и давление, причём, выделившийся газ и дегазированная жидкость непрерывно отводятся. При прочих равных условиях, в этом случае выход нефти минимален и он тем ниже, чем больше перепад давления на входе и выходе сепаратора и чем выше в нём темпе­ратура. На практике подобное разгазирование применяют лишь в старых схемах обустройства углеводородных месторождении.

При многократном разгазировании исходная смесь непрерывно последова­тельно проходит ряд сепараторов (ступени сепарации), в каждом из которых под­держивается определённые температура и давление, причём, в каждой последую­щей ступени давление несколько ниже чем в предыдущей. Газы, выделившиеся на каждой ступени сепарации, непрерывно отводятся, а жидкость подаётся на cле-

дующую ступень сепарации. Таким образом, данная схема разгазирования пред­ставляет собой попытку приблизиться к истинно дифференцированному разгази-рованию. Чем больше ступеней сепарации, тем это приближение больше. При прочих равных условиях выход дегазированной нефти в этом случае выше чем при однократном разгазировании, но всё же меньше, чем при истинно дифферен­цированном, не говоря уже о контактном. На практике это самый распространён-

ный и современный способ разгазирования, причём, число ступеней дегазации в России достигает 4, а в Западных странах - 6.

Если разгазирование нефти осуществляется в сепараторах при небольших давлениях (4-9 атм), то расчеты разгазирования можно производить по извест­ному закону Рауля - Дальтона, гласящему, что парциальное давление 1-го компо­нента в паровой фазе (Р·у_i) равно парциальному давлению того же компонента в жидкой фазе (x_i·P_i):

P·y_i=x_i ·P_i (148)

где: р - общее давление в смеси;

Pi - давление насыщенного пара i-го компонента над жидкостью из этого компонента;

у_i и х_i - мольные концентрации 1-го компонента соответственно в газо­вой и жидкой фазах в долях от единицы.

Уравнение Рауля - Дальтона позволяет зная температуру или давление смеси и состав одной из фаз, рассчитать состав другой фазы. В самом деле:

1. Пусть имеется состав некой жидкой фазы:

х₁ +х₂ + х₃ +… + х_П ⁼ 1

Пусть данная жидкая фаза находится при некой известной температуре. Тогда, по справочным таблицам можно найти давление насыщенных паров каж­дого компонента: ™

р₁; р₂; р_з ; … р_п

Соответствующие произведения этих величин образуют ничто иное как парциальные давления компонентов в газовой фазе, а сумма этих произведений и есть общее давление:

Р = х₁·Р₁+х₂·Р₂ + х₃·Рз+…+х_п·Р_п

т.е.:

P= (149)

Данное уравнение называют обычно уравнением начала однократного раз-газирования. Оно характеризует то давление при котором из нефти при данной

температуре начинают выделяться газообразные компоненты. Наконец, из урав­нения Рауля - Дальтона можно рассчитать состав второй фазы:

(150)

2. Пусть при некой температуре имеется состав газовой фазы находящейся при неком общем давлении Р, т.е.:

y₁+y₂+y₃+…+y_n=1

Тогда, соответствующие произведения этих величин на общее давление Р образуют парциальные давления каждого компонента в газовой фазе. Зная темпе­ратуру по справочным таблицам можно найти соответствующие значения давле­ния насыщенных паров компонентов и исходя из закона Рауля - Дальтона рассчи­тать состав второй фазы:

(151)

Преобразуем уравнение (151) следующим образом:

но:

значит и:

Тогда:

Р= (152)

Данное уравнение обычно называют уравнением конца однократного раз-газирования или уравнением начала однократной конденсации, т.к. оно характери­зует ту величину общего давления, при котором из насыщенных паров смеси при данной температуре начинает образовываться жидкость.

Если разгазирование осуществляется в сепараторах при давлениях более 9 атм., закон Рауля - Дальтона становится не применим и все расчеты ведут через константы фазового равновесия.

Константа фазового равновесия характеризуется отношением мольной до­ли i-го компонента в газовой фазе (у_i) к мольной доле того же компонента в жид­кой фазе ( x_i ) при данной температуре и давлении; т.е.:

K_i= =f(P,t) (153)

Из выше приведенного уравнения следует, что:

Тогда уравнение (11) может быть записано в виде:

(154)

Из уравнения (11) следует, что:

y_i=K_i·x_i (155)

x_i= (156)

но:

тогда, уравнение (11) можно записать в виде:

(157)

Для количественной оценки распределения углеводородов между жидкой и газообразной фазой при данной температуре и давлении расчеты удобно произ­водить для 100 молей исходной углеводородной смеси с неким единым средним молекулярным весом.

Пусть z_i - % содержание каждого углеводорода в смеси. L и V - число мо­лей соответственно жидкой и паровой фаз, т.е.:

L+V=100 (158)

и:

z_i=L·x_i+V·y_i (159)

Откуда

Откуда

или для одного моля:

(160)

Таким образом, расчет сепарации газа от нефти с применением констант фазового равновесия сводится к следующим последовательным операциям:

1. Выясняют мольный состав углеводородной смеси, а так же давление и температуру при которых будет происходить сепарация;

2. По справочным графикам или таблицам находят константы фазового равновесия для каждого компонента в отдельности;

3. Задаются произвольной величиной молей газовой или жидкой фазы (обычно в пределах 0,45 - 0,55) и решая систему находят сумму x_i и y_i;

4. Если значения этих сумм равны единице, значит L и V выбраны пра­вильно; если нет, то задаются этими значениями вновь и расчет повторяют.

Сепарационные установки и режимы их работы.

При современном централизованном сборе продукции скважин каждая ступень сепарации представляет собой отдельную самостоятельную установку, состоящую из нескольких параллельно работающих сепараторов. При этом, как правило, вторая и последующие ступени сепарации монтируются в непосредст­венной близости друг от друга; часто на одной площадке ЦПС или даже на пло­щадке УКПН. Первая ступень сепарации, как правило, достаточно удалена и свя-зана с ДНС. Кроме того, расстояние от добывающих скважин, как правило, тоже

достаточно велико даже до первой ступени сепарации. В результате, к моменту подхода продукции скважин к установке первой ступени сепарации давление в трубопроводе, как правило, уже существенно ниже давления насыщения. А раз так, то продукция в трубопроводе находится, по крайней мере, в двухфазном со­стоянии, т.е. уже имеет свободный газ. При этом возможны следующие ситуации:

1. Если темп падения давления в сборном коллекторе небольшой, а дли­тельность пребывания продукции в нём значительна, то продукция поступает на сепарацию в состоянии близком к равновесному.

2. Если темп падения давления в сборном коллекторе значителен, а дли­-тельность пребывания продукции в нём невелика, то продукция поступает на се­- парацию в неравновесном состоянии.

В первом случае возможно два варианта:

1. На сепарационной установке дальнейшего снижения давления не осу­ществляют, т.е. используют её лишь для механического разделения фаз. При этом, процесс сепарации не сопровождается осложнениями даже если нефть об­ладает метастабильными свойствами, т.к. процесс разделения фаз завершен в трубопроводе.

2. На сепарационной установке осуществляют дальнейшее снижение дав­ления, т.е. продолжают процесс разгазирования. При этом, если нефть метаста-бильна и склонна к пенообразованию, то в сепарационной аппаратуре образуется обильная пена, резко снижающая качество сепарации, т.к. она ведёт к резкому повышению количества капельной нефти в отходящем газе и сохранению в нефти на выходе с установки значительного количества растворённого о оклюдирован-

ного газа, что объясняется высоким гидростатическим сопротивлением пенного слоя, имеющего свойства вязкоупругой жидкости.

Во втором случае так же возможны два варианта, но при любом из них бу­дет наблюдаться выделение добавочного количества газа с образованием пенного слоя.

Помимо пенообразования на эффективность работы сепарационных уста­новок большое влияние оказывает характер движения газо - жидкостной смеси в

подводящих трубопроводах. Наилучшее разделение достигается при равномер­ном поступлении смеси. Однако, чаще всего, продукция скважин движется в виде газовых и жидкостных пробок. При этом, наблюдаются значительные пульсации давления и неравномерная подача газо - нефтяной смеси в сепараторы. В резуль­тате, перегрузка аппаратуры может достигать трёхкратного значения, а сама ап­паратура испытывает сильную вибрацию. Конечно, отрицательное воздействие на сепарирование ценообразования и неравномерности загрузки может быть суще­ственно нивелировано увеличением размеров сепараторов и числом ступеней се­парации, но такой подход требует огромных капитальных затрат и поэтому счи­тается неэффективным (как, к стати, и нагрев нефтей для борьбы с пенообразова-нием). Поэтому наибольшее распространение получили другие методы воздейст­вия на газо - нефтяную смесь, без осуществления которых современная сепарация практически невозможна. Так, для борьбы с пенообразованием в исходную газо -нефтяную смесь в максимально удалённой от сепарационной установке точке (для достижения наиболее полного диспергирования) непрерывно дозируют спе­циальную антипенную присадку. Подобных присадок известно достаточно много, причём, все они должны отвечать трём основным требованиям:

1. Должны не растворяться, а диспергироваться в пенящейся нефти;

2. Должны иметь вязкость не ниже 2· 10^-3 м²/с;

3. Должны иметь поверхностное натяжение на границе с газом меньше, чем у пенящейся нефти.

В России наиболее распространены ПМС - 2500 и МРТУ -6-02-294-64 с нормами дозировки от 2·10^-3 до 2·10^-4 % мас.

Для борьбы с пульсациями потока наибольшее распространение получили специальные устройства - депульсаторы, устанавливаемые непосредственно пе­ред сепарационными установками. Суть их работы заключается в том, что они создают условия для раздельного течения газа и жидкости с последующим раз­дельным вводом фаз в сепараторы. Конструктивное исполнение этих установок различно. Рассмотрим системы, получившие наибольшее распространение:

1. Коллекторы - гасители пульсаций Грозненского нефтяного института состоят из трёх параллельных, горизонтально расположенных друг над другом труб, соединённых перемычками и выполняющих роль самостоятельного сепара­тора. Длина коллектора - гасителя 15 - 20 м на каждые 10000 т/сутки производи­тельности по исходной смеси, а диаметр должен обеспечивать режим спокойного раздельного течения (~ 0,5 м) - рис.34.

Рис.34. Депульсатор Грозненского нефтяного института

1. Окончание нефтесборного коллектора; 2. Перемычка; 3. Нижняя секция;

4. Компенсатор - буфер; 5. Верхняя секция; 6. Заглушка; 7. Максимальный уровень жидкости; 8. Минимальный уровень жидкости.

С - сепаратор; 3 - задвижка.

2. Концевые делители фаз (КДФ) - состоят из горизонтальных участков труб определённой длины и всё возрастающего диаметра. Весь процесс разделе­ния фаз происходит только под действием сил гравитации. Жидкость при этом делится на нефть и воду (рис.35). Отдельные потоки вводятся в сепаратор по ав­тономным трубопроводам за счёт избыточного давления в КДФ. Устройство эф­фективно работает, если КДФ расположен ниже сепаратора с небольшой разницей уровней до 3 м.

3. Депульсатор ТатНИПИНефти (рис.36) выполнен в виде наклонного восходящего участка входного трубопровода, оборудованного двойным отводом с подачей отделённого газа непосредственно в сепаратор.

4. Наибольшее распространение получили депульсаторы, состоящие из двух наклонных участков и вертикальных газоотводящих патрубков. Наклонные участки выполнены таким образом, что смесь из подводящего трубопровода по-

ступает первоначально в восходящий трубопровод, затем, достигнув верхней точки, направляется в нисходящий участок, откуда жидкость вводится в сепара­тор, а газ через отводные вертикальные патрубки в газовую часть сепаратора или в автономный газосепаратор; причём, отбор свободного газа может осуществ-ляться как из восходящего, так и из нисходящего трубопровода (рис.37 и рис.38).

При отборе газа из восходящего участка диаметры трубопроводов подби­рают из условия движения по ним смеси со скоростью до 3 м/с (отбирается до 99 % об.газа); а при отборе газа из нисходящего участка до 10 м/с (отбирается до 80 - 85 % об.газа). Точка перегиба может быть расположена как выше уровня жид­кости в сепараторе, так и ниже уровня жидкости в сепараторе. В первом случае жидкость перетекает в сепаратор за счёт разности гидравлическихх столбов; во втором, за счёт давления газа в депульсаторе - что нежелательно. При этом, только в первом случае пена гасится полно­стью даже при сепарации нефти с 5 - 8 кратным пенообразованием.

В последнее время появились депульсаторы, в которых скорость движе­ния смеси понижена до 1 - 2 м/с.

При этом, отбор газа осуществляется с верхней точки (рис.39). Это позволило снизить силовое воздействие смеси

Рис.35. Схема КДФ

Рис.36. Депульсатор ТатНИПИнефть

1. Окончание нефтесборного коллектора; 2. Наклонный восходящий трубопровод;

3. Двойной отвод; 4. Газовый штуцер на сепаратор.

Итак, оптимальная сепарация требует не только равномерной подачи сме­си в сепаратор (обеспечивают депульсаторы), но и равномерной загрузки всех па­раллельно работающих аппаратов данной ступени, не говоря уже о необходимости стремления осуществлять разгазирование в условиях как можно ближе к равно­весным. Но если равновесную сепарацию с использованием нефтесборных нефте-

проводов ещё можно обеспечить на 1 ступени, то на второй и последующих это практически невозможно из - за небольшой протяженности промежуточных тру­бопроводов.

Вот и приходится на входе 2 и последующих ступеней применять специ­альные способы воздействия на смесь нефти и газа для приближения её к равно­весному состоянию. Наибольшее распространение получили устройства основан­ные на использовании инерционных и центробежных сил (циклоны); распыление смеси, гидродинамическое дросселирование, рециркуляция сепарированной неф­ти и т.п. При этом, наиболее эффективна вибрационная обработка смеси без под­вода энергии извне, суть которой сводится к приведению самой смесью в колеба­тельное движение металлических пластин, закреплённых с одного конца и уста­навливаемых как в трубопроводе, так и в сепараторах. Частота колебания пластин достигает 1400 Гц. Колебания распространяются в жидкости и способствуют вы­делению газа.

Рис.37. Депулъсатор с отводом газа из восходящего участка

Рис.38. Депульсатор с отводом газа из нисходящего участка

Рис.39. Депульсатор с отводом газа из экстремальной точки.

Перейдём к рассмотрению способов равномерной загрузки параллельных аппаратов в сепарационных установках, ибо этим во - многом определяются ка­чественные показатели разгазирования нефтей.

Для продукции скважин со средними значениями вязкости и газового фак­тора наибольшее распространение получила следующая схема (рис.40):

Рис.40. Сепарационная установка для нефтей со средними значениями вязкости и

газового фактора Установка работает следующим образом:

____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Для продукции скважин с повышенной вязкостью и небольшими значе­ниями газового фактора (-40 м³/т) предпочтение отдаётся следующей схеме (рис.41):

Рис.41. Сепарационная установка для нефтей с повышенной вязкостью и неболь­шими газовыми факторами

Установка работает следующим образом:

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________________________________________________________________

Для продукции скважин с пониженной вязкостью и большим газовым фак­тором (-100 м³/т) предпочтение отдаётся следующей схеме (рис.42):

Рис.42. Сепарационная установка для нефтей с пониженной вязкостью и высоким газовым фактором.

Установка работает следующим образом:

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Приведённые выше схемы способны обеспечить равномерную загрузку параллельно работающих сепараторов, но лишь при незначительных колебаниях давления в системе. Поэтому, более перспективными являются следующие cxeмы обвязки, лишенные данных недостатков:

Согласно рис.43 газожидкостная смесь I поступает в депульсатор (1), где отбирается отделившийся в сборных нефтепроводах газ, который по газоотводя-щему патрубку (2) направляется в распределитель потоков (3), а жидкость с ос­тавшимся в ней газом поступает туда по трубопроводу, являющимся продолжени­ем депульсатора. Из распределителя потоков жидкость по трубопроводу (5) и газ по трубопроводу (4) поступают в параллельно работающие сепараторы (6). Диа­метр распределителя подбирается таким образом, что в нём создаётся раздельное течение газа и жидкости. Распределитель монтируется горизонтально перед или

над параллельно работающими сепараторами. Из распределителя жидкость и газ отводятся по отдельным трубопроводам, причём, жидкость из нижней, газ из верхней частей. Трубопроводы для отвода жидкости в сепараторы монтируются таким образом, что между сепаратором и распределителем образуется гидроза­твор, предотвращающий прорыв газа и возможных колебаниях давления. Точно также вертикальные патрубки для отвода газа монтируются определённой высо­ты, чтобы не допустить попадания через них жидкости в сепаратор при колебани­ях уровня в распределителе.

Трубопроводы для отвода жидкости и газа в сепараторы должны обеспе­чивать равенство гидравлических сопротивлений и в этом случае данная система является саморегулирующейся. Если объём газа, поступающего вместе с нефтью, очень большой и вязкость смеси значительна рекомендуется применять двух­трубный распределитель (рис.44). Верхняя труба предназначена для распределе­ния по сепараторам газа, нижняя - жидкости.

Рис.43. Перспективная схема обвязки сепараторов

Рис. 44. Схема обвязки сепараторов с двухтрубным распределителем

Особенности работы концевых сепарационных установок

В большинстве Российских технологических схем после окончания сепа­рации нефть направляется в резервуары, в которых давление равно атмосферно-

му. Поэтому, если на последней ступени сепарации не привести нефть в равно­весное состояние с атмосферными условиями (переменными), то в резервуарах будет выделяться газ, который теряется безвозвратно, нанося экологический вред, ибо строить в резервуарных парках специальные установки для улавливания его намного дороже, чем оптимизировать концевые ступени сепарации. Однако, это не так просто, как с технической точки зрения, так и по причине метастабильных свойств нефти, которые особо ярко проявляются при низких давлениях сепара­ции, в результате, приходится или значительно дольше выдерживать нефть в се­параторах, или применять интенсифицирующие процессы разделения фаз. При этом, ни сборные трубопроводы, ни заслонки, ни стандартные регулирующие устройства не применимы, т.к. требуют перепада давления до 0,2 МПа, что недо­пустимо. На сегодняшний день, по - видимому, наиболее удачным является сепарационный комплекс, разработанный КБ ПО Саратовнефтегаз, который обеспе­чивает разрушение метастабильной смеси, гидродинамическое гашение пены в депульсаторах наклонного типа и сепараторе, непрерывную вибрационную обра­ботку ГЖС в подводящем трубопроводе и сепараторе, а так же саморегулирую­щуюся систему распределения потоков жидкости и газа по параллельно рабо-

тающим сепараторам и регулирование уровня с помощью гидрозатвора в одном и нескольких параллельно работающих сепараторах одновременно.

Конструкции отечественных сепараторов. Вертикальные гравитационные сепараторы

Данная конструкция имеет две основные модификации: ГЩ - с щелевым вводом продукции и ГТ с тангенциальным вводом продукции. Они применяются в основном в двухтрубных системах сбора. Основные технические характеристи­ки сепараторов ГТ в качестве примера даны в таблице 31, а устройство показано на рис.45.

Таблица 31 Основные технические характеристики сепараторов ГТ

Условный диаметр, мм	Рабочее давление, Мпа	Пропускная способность по газу, м3/сутки	Высота корпуса, мм	Общая масса, Кг
400 600 800 1000 1200 1400 1600 2000	1,6 6,0 0,07 0,6 1,6 0,07 0,6 1,6 0,07 0.6 1,6 0,6 1,6 0,6 0,6 0,07	80 180 33 100 180 60 175 320 90 275 500 400 730 540 720 370	3525 3525 3630 3630 3630 3710 3710 3720 3810 3810 3820 3900 3920 4000 4110 4310	484 748 357 454 725 500 640 1310 735 900 1826 1615 2640 1920 2100 1840

Рис.45. Схема вертикального сепаратора ГТ

1. Ввод ГЖС; 2. Выход газа; 3. Выход жидкости; 4. Отбивное устройство; 5. Корпус

Опыт эксплуатации подобных аппаратов показал:

1. С увеличением производительности аппаратов по жидкости унос газа в

оклюдированном состоянии возрастает;

2. Время пребывания ГЖС в аппарате слабо влияет на выделение оклюди-

рованного газа;

3. При установке контактных устройств (полок) увеличивающих поверх­ность контакта Г - Ж в 5 раз дополнительно выделяется только 10 - 15 % оклю-дированного газа.

Итог: в аппарате фазовое равновесие не достигается, а значит, отделение нефти от газа неполное.

На рис.46, приведено устройство вертикального сепаратора типа ГЩ:

Достоинства и недостатки работы подобных сепараторов аналогичны ап­паратам марки ГТ.

Гидроциклонный сепаратор Гипровостокнефти.

В данном сепараторе в результате использования центробежных сил обес­печивается наиболее высокая степень отделения газа от нефти. В технологической ёмкости газ очищается от капелек жидкости, а нефть от пузырьков и механиче­ских примесей. В ёмкости предусмотрены устройства для уменьшения пенообразования. Гидроциклонные сепараторы предназначены для работы на 1 ступени сепарации. По конструктивному исполнению технологические ёмкости разделя­ются на двух - и одноёмкостные. В более современном двухёмкостном сепарато­ре (рис.47) нефтегазовая смесь поступает в центробежный дегазатор, где идёт процесс разделения нефти и газа на самостоятельные потоки. Нефть из центро­бежного дегазатора по сливной полке поступает в уголковый разбрызгиватель, в

котором поток нефти разбивается на множество отдельных струек. Далее нефть через штуцер попадает на сливную полку и по ней стекает в нижнюю ёмкость. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит по верхней части ёмкости, где под действием гравитационных сил из газа выпадают наиболее крупные капли жидкости. Перфорированные перегородки служат одновременно для очистки газа и выравнивания объёмной скорости газа. Зона перфорированных перегородок от­делена от зоны уголкового разбрызгивателя нефти горизонтальной перегородкой, предотвращающей попадание брызг в газовую зону при прохождении нефти через разбрызгиватель. Окончательная очистка газа завершается в газоочистителе жа-люзийного типа.

Принцип работы одноёмкостного сепаратора аналогичен.

Подобные сепараторы с производительностью по сырью 400 м³/сутки на­шли широкое промышленное применение в ГЗУ «Спутник».

Производительность по нефти по данным Гипровостокнефти может дости­гать 1000 - 1200 м³/сутки при сохранении приведённой к условиям сепарации скорости входа газонефтяного по­тока 10-30м/м.

Рис.46. Схема вертикального сепаратора ГЩ.

1. Корпус; 2. Раздаточный коллектор; 3. Поплавок; 4. Дренажная труба; 5. Наклонные плоскости; 6. Ввод ГЖС; 7.Регулятор давления «до себя»; 8. Выход газа; 9. Перегородка для выравнивания скорости газа; 10. Жалюзийный каплеуловитель; 11.Регулятор уровня; 12. Сброс нефти; 13. Сброс грязи; 14. Люк; 15. Заглушки.

Рис.47 Двухемкостный гидроциклонный сепаратор:

1 — нижняя технологическая емкость;

2 - штуцер; 3 - верхняя технологичес­кая емкость; 4 — газоочиститель; 5 -уголковый разбрызгиватель; 6 - перфо­рированные перегородки; 7, 9 — слив­ные полки; 8 - центробежный дегаза-тор; 10 — вертикальная перегородка

Техническая характеристика, гидроциклонных сепараторов приведена в Табл.32.

Табл.32.

Основные технические характеристики гидроциклонных сепараторов Гипрово-

стокнефти

Сепарационн. установка	Рабочее давл., МПа	Производит., м3/сутки	Габариты установки, мм			Объем сепар., м3	Масса сепар., кг
			длина	ширина	высота
СУ1-750-10 СУ1-1500-10 СУ1-3000-10 СУ1-5000-10 СУ2-750-16 СУ2-750-25	1,0 1,0 1,0 1,0 1,6 2.5	750 1500 3000 5000 750 750	3367 5060 4700 6377 5005 5005	1820 2094 2748 3100 2150 2150	3470 3660 4200 4600 3328 3328	- - - - 1.74 1,74	- - - - 5991 6596

СУ2-750-40 СУ2-1500-16 СУ2-1500-25 СУ2-1500-40 СУ2-3000-16 СУ2-3000-25 СУ2-3000-40 СУ2-2500-16 СУ2-2500-25 СУ2-5000-40

4,0 1,6 2,5 4,0 1,6 2,5 4,0 1,6 2,5 4,0

750 1500 1500 1500 3000 3000 3000 5000 5000 5000

5005 5352 5352 5352 6308 6308 6308 6308 6308 6308

2150 2550 3800 3800 3600 3600 3600 3600 3600 3600

3328 3800 3800 3800 3600 3600 3600 3600 3600 3600

1,74 3,32 3,32 3,32 4,18 4,18 4,18 8,36 8,36 8,36

6939 8108 8118 9762 11369 11853 13730 11369 11853 13730

Допустимое колебание производительности ±20 %.

Нефтегазовый сепаратор конструкции Центрального конструкторско­го бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН).

Проектная производительность сепараторов 2000, 5000,10000, 20000 и

30000 т/сутки по нефти при объёмах ёмкостей соответственно: 8, 14, 28, 56 и 80 м³; давлениях 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 и 6,4 МПа и температурах от 0 до 100°С. Они пред-

Рис.48 Нефтегазовый сепаратор ЦКНБ:

1 — вводный штуцер; 2 — сливные полки; 3 - фильтр газа грубой очистки; 4 - штуцер выхода газа; 5 - фильтр газа тонкой очистки; 6 - штуцер выхода нефти;7 - корпус; 8 - люк-лаз

назначены для отделения газа от нефти на 1 ступени сепарации и качественной очистки газа перед подачей его в выходной трубопровод. Сепаратор (рис.48) представляет собой горизонтальный аппарат, внутри которого непосредственно у входного штуцера смонтированы сливные полки, обеспечивающие выделение ос­новного количества газа.

У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры очистки газа. Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предот­вращающим образование воронки. Нефтегазовая смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки, где и происходит основное выделение газа. Далее нефть движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно половину диа­метра, при этом, из нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее. Выде­лившийся газ вместе с частицами нефти, которые находятся во взвешенном со­стоянии, поступает на фильтры грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ че-

рез штуцер выхода газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через шту­цер вывода нефти, расположенный в нижней части, так же выводится из сепара­тора. Следует отметить, что фактическая производительность сепараторов ЦКБН, эксплуатируемых на месторождениях Западной Сибири, меньше проектной в 3 - 4 раза. Для увеличения производительности данных сепараторов непосредственно на промыслах устанавливают устройства предварительного отбора газа, предло­женные институтом СибНИИНП.

Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института (рис.49).

Рис.49 Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института:

1 - входной патрубок; 2 - перегородка; 3 - пеногасительные решетки; 4 - полка; 5 - газоходы; 6 - перегородка; 7 - каплеотделители; 8 - регулятор уровня; А,Б, В,Г — отсеки сепаратора

Данная конструкция имеет наклонные полки для увеличения поверхности контакта газ - жидкость и для предотвращения пенообразования при сливе жид­кости из верхних секций сепаратора в нижнюю, накопительную. Работает сепара­тор следующим образом: газонефтяная смесь поступает в приёмный отсек А под слой жидкости через входной патрубок, опущенный почти до низа сепаратора. Отделившаяся жидкость перетекает через перегородку в отсек Б, снабженный решетками для гашения пены. Разрушение пены способствует лучшему выделе­нию газа из жидкости. Далее жидкость через горизонтальную щель перетекает в отсек, где разливается по полке, а с неё перетекает на полки, расположенные ниже. При движении жидкости тонким слоем по полкам создаются благоприят­ные условия для выделения газа из жидкости и массообмена между газом и жид­костью, т.к. площадь раздела фаз в таком сепараторе очень велика. Выделивший­ся газ поднимается в верхнюю часть сепаратора через газоходы, предусмотренные

в полках. Камера отбора жидкости Г отделена от отстойного отсека перегородкой для предотвращения возмущающих явлений в зоне отстоя. Отделившийся газ изо всех отсеков проходит через каплеотделители, которые изготавливают из прово­лочной кбалесцирующей набивки. Уровень жидкости в сепараторе в отборном от­секе поддерживается поплавковым регулятором уровня, соединённым с заслонкой на нефтяной линии. Управление технологическим режимом в сепараторах авто­матизировано. Предусмотрена сигнализация на диспетчерский пункт о количестве поступающей жидкости и изменении давления в аппарате. Производительность сепараторов по жидкости составляет 5000т/сутки; рабочее давление 1,6 - 6,4 МПа; газовый фактор от 100 до 500 м³/м³.

Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИНефтемаша

Установка предназначена для первой ступени сепарации нефти в системах

герметизированного сбора и транспортирования нефти и газа. В настоящее время разработан нормальный ряд установок УБС на производительность по жидкости от 2 до 16 т.м³/сутки и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Рассмотрим в качестве приме­ра технологические характеристики и описание установки УБС-16000/16: произ­водительность - 16000 м³/сутки; рабочее давление - 1,6 МПа; газовый фактор -120 м³/м³; температура сырья - +50°С; рабочая среда - сырая нефть с содержанием сероводорода не более 0,2 %; габариты - 28000 на 4500 на 5880; объём сепаратора 80м³; масса - 36338 кг.

Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа вы-

Рис.50 Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа УБС-16000/16:

1 – устройство предварительного отбора газа; 2 - технологическая емкость; 3 - задвижка, 4 - лоток; 5 - предохранительный клапан; 6 -труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 - каплеотбойник; 8 – перегородка; 9 – полка.

полнена в моноблоке (рис.50) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической ёмкости, каплеотбойника, запорно - регулирующей арма­туры и системы контроля и управления.

Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет, собой трубу диаметром 700 мм и длиной 15м, установленную под углом 3°. Технологическая ёмкость - цилиндри­ческий сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части ёмкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, выхода нефти, газа, для про­парки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмот­ра и ремонта имеются по торцам два люка - лаза. Внутри технологической ёмко­сти находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и системы перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа. Для предотвра­щения недопустимого повышения давления в ёмкости установлены четыре пре­дохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов. На сепараторе с помощью опор установ­лен каплеотбойник, представляющий собой ёмкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника. Для слива отделяющейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической ёмкости, в нижней части каплеобойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На ёмкости оборудуют площадку для обслу­живания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли. Работает установка следующим образом: газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, в котором про­исходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикаль­ному стояку в каплеотбойник, где очищается от капельной жидкости и направля­ется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую ёмкость и растекается по лотку и полке, где происходит допол­нительная сепарация нефти и газа, затем нефть стекает в её нижнюю часть. Нали-

чие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки - увеличению свободной поверхности. Газ, выделившийся в ёмкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть в нефтепровод. На газовой линии между каплеотбойником и устройством предва­рительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или нефтегазовый сепаратор.

ПОДГОТОВКА ГАЗА

Общие сведения.

Существует следующая классификация углеводородных газов:

1. природные;

2. попутные;

3. техногенные.

Природные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы из газовых месторождений;

2. газы из газоконденсатных месторождений;

3. газы из газогидратных месторождений.

Попутные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы начальных ступеней сепарации;

2. газы средних ступеней сепарации;

3. газы конечных ступеней сепарации.

Техногенные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы нефтепереработки и нефтехимии;

2. газы утлепереработки;

3. газы остальных технологических процессов.

Природные углеводородные газы из чисто газовых месторождений до 99 % об. состоят из метана и называются сухим (или тощим) газом, т.е. содержащим тяжелых углеводородов начиная с пропана < 150 г/м³ при ст.усл

Газы из газоконденсатных и газогидратных месторождений относятся либо к газам средней жирности (содержание С_з+высш от 150 300 г/м³ при ст.усл.), либо к жирным (богатым) газам (содержание С_з+высш > 300 г/м³ при ст.усл.).

Все попутные газы характеризуются повышенным (по сравнению с при­родными) содержанием тяжелых компонентов, относительная доля которых воз­растает от начальных к конечным ступеням сепарации. И природные и попутные газы представлены только предельными (парафиновыми) компонентами.

Рассмотрение техногенных газов выходит за рамки нашего курса.

Помимо углеводородной составляющей (в том числе и жидко - капельной) и природные и попутные газы могут содержать азот, углекислый газ, сероводо­род, COS, CS₂, меркаптаны, тиофены, благородные газы, а также пары воды и ме­ханическую пыль (включая продукты коррозии и соли).

Существуют следующие пути утилизации углеводородных газов:

1. сжигание в факелах;

2. Использование для целей ППД, повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения, доразработки нефтяных месторождений;

3. Создание подземных газовых хранилищ;

4. Откачка потребителям в качестве энергоносителя или технологического сырья.

Сжиганию в факелах в основном подвергается газ на начальных этапах разработки месторождений или при отсутствии потребителей, или, наконец, при отсутствии соответствующих трубопроводов и технологических мощностей по подготовке газа к транспортированию.

В настоящее время на долю попутного газа приходится примерно 30 % об. от его общего производства, причём, в факелах сжигается более 25 % от этого количества.

Использование углеводородов для технологических целей и создания под­земных газовых хранилищ широкого распространения не получило.

Поэтому, основным путём утилизации газа является его откачка в качестве энергоносителя или технологического сырья потребителям среди которых первое место принадлежит газоперерабатывающим заводам (ГПЗ). При этом:

1. Если поставка газа осуществляется по магистральным газопроводам, то его качество регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51. 40 - 93 в соот-

ветствии с которым транспортируемый газ должен удовлетворять следующим требованиям, изложенным в табл.33.

Допускается поставка в отдельные трубопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям. Климатические районы определяются по ГОСТ 16350.

Для месторождений, введённых в эксплуатацию до 1983 г. показатели точ­ки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, раз­рабатываемых Генеральным Проектантом (ГЦ) и согласованных с РАО «Газ­пром».

Для газов, в которых содержание углеводородов C_5+высш ≤1 г/м³ ст.усл. точка росы по углеводородам не нормируется.

2. Если газ в незначительном количестве примешивается к уже сущест­вующему магистральному газопроводу, или поставляется конкретному потреби­телю по тупиковому трубопроводу, то требования к качеству газа устанавливают­ся в договорах между поставщиком и потребителем, исходя из конкретных усло­вий.

3. Если газ поставляется непосредственно на ГПЗ без закачки в маги­стральные трубопроводы, то добывающая организация обычно подготавли­вает газ только исходя из условий обеспечения его доставки на завод где его качество и доводится до кондиции, соответствующей требованиям газо­транспортных организаций.

Табл.33.

Требования к физике - химическим показателям углеводородных газов, предна­значенных к магистральному транспорту.

4.	Масса H2S, г/м3, ст.усл.,					по ГОСТ
	не более	0,007	0,007	0,007	0,007	223. 87.2
5.	Масса меркаптановой серы,					по ГОСТ
	г/м3, ст.усл., не более	0,016	0,016	0,016	0,016	22387.2
6.	Объёмная доля кислорода.					по ГОСТ
	%. не более	0,5	0,5	1,0	1,0	23781
7.	Теплота сгорания, низшая.					по ГОСТ
	МДж/м3 ст.усл., не менее	32,5	32,5	32,5	32,5	22667
8.	Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей.	Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа

3. Наконец, если газ подаётся непосредственно коммунально-бытовым потребителям, его качество регламентируется ГОСТ 5542 - 87 в соответствии с которым транспортируемый газ должен удовлетворять следующим требованиям (Табл.34.):

Табл.34

Требования к физико - химическим показателям углеводородных газов, предна­значенных для коммунально - бытовых потребителей

№ п.п..	Наименование показателей	Норма	Метод испытания
1.	Теплота сгорания низшая (число Воббе),		ГОСТ 27193 - 86
	МДж/м3, ст. усл., не менее	31,8	ГОСТ 22667 - 82
			ГОСТ 10062 - 75
2.	Область значений число Воббе высшая,
	МДж/м3, ст. усл.	41,2-54,5	ГОСТ 22667 - 82
3.	Допустимое отклонение числа Воббе от
	номинального значения, %, не более	±5	-
4.	Массовая концентрация H2S г/м3, не более,
	ст.усл.	0,02	ГОСТ 22387.2 - 83
5.	Массовая концентрация меркаптановой серы,		1
	г/м3, ст.усл., не более	0,036	ГОСТ 22387.2 - 83
			ГОСТ 22387.3 -77
6.	Объёмная доля кислорода, % не более	1,0	ГОСТ 23781-83
7.	Масса мех.примесей в 1 м3 газа ст.усл. (г), не
	более	0,001	ГОСТ 22387 -77
8.	Интенсивность запаха газа при объёмной доле
	1 % в воздухе, не менее	3	ГОСТ 22387.5 - 77

По согласованию с потребителем допускается подача газа по отдельным газопроводам и с более высоким содержанием сероводорода и меркаптановой се­ры.

Точка росы по влаге в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа.

Наличие в газе жидкой воды и углеводородов не допускается.

Поскольку ни один добываемый газ, как правило, не соответствует всем изложенным выше требованиям, добывающие организации вынуждены занимать­ся доведением газа до требуемых кондиций.

Подготовка углеводородного газа сводится к следующим нескольким про­цессам:

1. Очистка газа от механических примесей;

2. Осушка газа;

3. Очистка газа от агрессивных примесей;

4. Отбензинивание газа;

5. Одоризация газа;

6. Извлечение из газа особо ценных компонентов.

Очистка газа от механических примесей.

Под механическими примесями в газе понимают аэрозольные системы с

газовой дисперсионной средой и твёрдой дисперсной фазой.

Дисперсная фаза может быть охарактеризована концентрацией, дисперс­ностью, характером распределения частиц по радиусу и соответствующей плот­ностью.

Дисперсная среда описывается в основном плотностью и вязкостью.

Подобные системы не только способны перемещаться как единое целое, но и сохраняться в исходном состоянии достаточно долгое время.

В неподвижной газовой среде аэрозольные частицы поддерживаются во взвешенном состоянии в поле гравитации благодаря их собственному тепловому движению и в следствии обмена энергией с молекулами среды.

Энергия теплового движения для частиц любой массы, как известно, мо­жет быть оценена как:

E_T = (161)

где: k - постоянная Больцмана; T- абсолютная температура.

При этом, если размеры частиц d_p« H_р, то для поддержания частиц

во взвешенном состоянии достаточно одной энергии теплового движения; при­чём:

Н_р= (162)

где: m_g - масса частицы.

Если же d_p Нр, то для поддержания системы в равновесии необходима до­полнительная энергия или извне, или получаемая за счёт соударения с молекула­ми среды.

Соотношение между двумя этими видами энергии характеризуется числом Шмидта:

S_c = d²_p-n_g-l_g (163)

где: n_g - концентрация газовых молекул;

l_g- длина их свободного пробега.

Так вот, при s_c^< 10^-7 существенен лишь вклад теплового движения;

при s_c> 10^-5 имеет значение лишь обмен энергией между частицами и сре­дой;

при 10^-7 < s_c< 10^-5 оба вклада соизмеримы.

В движущейся газовой среде частицам аэрозоля присущи 2 основные фор­мы движения - увлечение дисперсионной средой и смещение относительно её. Поддержка частиц во взвешенном состоянии в этом случае определяется их инер­ционностью и характеризуется так называемым турбулентным числом Шмидта (s_с ), равным отношению коэффициента диффузии частиц (D_p ) к коэффициенту

турбулентной диффузии молекул среды (D_т).

Кроме энергии теплового движения частиц, обмена энергией между части­цами и средой и энергии, поступающей извне, аэрозольные частицы могут под­держиваться во взвешенном состоянии за счёт градиентов температуры и концен­трации. Возникающие при этом движения носят названия термо - и диффузио-фореза соответственно.

Однако, аэрозольные системы не могут существовать вечно. При прекра­щении поступления энергии извне, выравнивании температурных и концентраци­онных полей и установлении равновесия между тепловой энергией частиц и сре­ды неизбежно начнется процесс самопроизвольного оседания частиц, не способ­ных в силу своей массы удержаться во взвешенном состоянии за счет теплового движения при данных термобарических параметрах. Закон их седиментации опи­сан ещё Стоксом в 1852 г и будет рассмотрен на практических занятиях. Напри­мер, в спокойном воздухе при стандартных условиях частицы песка размером 100 мкм оседают со скоростью 0,25 м/с; 10 мкм - 0,003 м/с; а 1 мкм - 0,00003 м/с.

При этом, принято различать 5 видов механизма осаждения взвешенных частиц:

1. Гравитационный: движущиеся частицы (обычно 40 - 550 мкм) выпада-

ют из газа благодаря силе тяжести.

2. Инерционный: частицы при обтекании некого тела (возможно с газо-

вым потоком) за счет инерции отклоняются от общего потока и осаждаются на фронтальной поверхности обтекаемого тела.

3. Зацепление: частицы (обычно 1-3 мкм) при перемещении вместе с га­зовым потоком в относительной близости от обтекаемого тела приходят в сопри­косновение с ним и прилипают к нему.

4. Диффузионный: частицы (обычно < 0,1 мкм) в результате броуновского

движения попадают на поверхность обтекаемого тела и прилипают к нему.

5. Центробежный: частицы выводятся из вращающегося газового потока под действием центробежных сил.

Но даже, если аэрозольная система состоит из частиц способных удержать­ся при данных термобарических параметрах во взвешенном состоянии данная система будет саморазрушаться, т.к. частицы способны самоукрупняться. Данный процесс носит название коагуляции. Так частицы < 0,1 мкм коагулируют практи-

чески мгновенно. Различают несколько видов коагуляции:

1. Броуновская - вызывается случайным столкновением частиц в следст­вии их беспорядочного теплового движения.

2. Градиентная - обусловлена разностью скоростей частиц в сдвиговом потоке.

3. Кинематическая - обусловлена различием скоростей движения частиц относительно среды.

4. Турбулентная и акустическая - обусловлена тем, что частицы разного размера сближаются и сталкиваются будучи в разной степени увлечены пульса-­ циями или звуковыми колебаниями среды.

При этом, на скорость коагуляции влияет наличие электрического заряда на частицах и наличие внешнего электрического поля. Аэрозольные частицы спо­собны приобретать электрический заряд многими способами, например, если они образуются конденсацией на ионах. Незаряженные частицы могут захватывать га­зовые ионы. Наконец, частицы приобретают заряд при освещении, облучении, прохождении коронного разряда и т.п.

Размеры частиц в аэрозольных системах образующихся в природных и по­путных газах характеризуются широким разнообразием. Диапазон размеров час­тиц колеблется от 0.01 до 1000 мкм и более.

Подобные частицы способны в следствии эррозии и загрязнения вывести из строя не только КИП и компрессоры, но даже трубопроводы и запорную арма­туру. Именно поэтому нормативными документами и вводятся соответствующие ограничения.

Различают механические и электрические методы очистки газа от механи­ческих частиц.

Механические методы в свою очередь подразделяются на способы отстоя и фильтрования.

Наконец, различают отстой в сухих и мокрых условиях.

Перейдём к рассмотрению этих методов:

В методах сухого отстоя наибольшее распространение получили устройст­ва, в которых осаждение частиц происходит в следствии резкого изменения на­правления или скорости газового потока. Это прежде всего различные газовые се­параторы и циклоны. В них при незначительном гидравлическом сопротивлении (порядка 0,5 - 1,5 кП) улавливаются сравнительно крупные частицы с размерами 5 мкм. Причём, эффективность циклонов выше и для частиц с размерами 5 мкм степень извлечения достигает 40 - 70 %, а для частиц 20 мкм - 97 - 99 %. При этом, газовые сепараторы используются преимущественно 4 видов:

а) гравитационные - они наиболее просты, но в то же время наиболее ме­таллоёмки и габаритны.

б) инерционные - в них под действием сил инерции поток посредством ме­таллических отбойников разделяется на очищенный газ и частицы. Они более эф­фективны и компактны.

в) жалюзийные - снабжены наборами профилированных пластин.

г) центробежные сепараторы.

Мокрые методы отстоя основаны на контакте газового потока с промыв­ной жидкостью (обычно водой или маслом) в аппаратах получивших название скруббера или масляного фильтра (особо эффективен так называемый скруббер Вентури). Во всех этих аппаратах жидкость используется многократно и обеспе­чивает остаточное содержание механических примесей до 10 мг/ м³ газа при

гидравлических потерях от 3 - 5 до 20 - 30 кПа. В нефтяной промышленности наибольшее распространение получили масляные пылеуловители (рис.51):

Рис.46. Схема масляного пылеуловителя

Масляный пылеуловитель состоит из 3 секций: в нижней промывочной секции А в разделительную перегородку (5) вварены контактные трубки (6), на которых в нижней части имеется ряд продольных прорезей. Газ поступает в аппа­рат через патрубок 4, ударяется о козырёк (3), соприкасается с маслом и захваты­вая его, проходит с большой скоростью в контактные трубки. В средней (осади-тельной) секции Б скорость газа резко понижается, при этом, крупные капли мас­ла с механическими частицами оседают и стекают по дренажным трубкам (10) вниз. Освобождённый от крупных механических примесей газ поступает в верх­нюю каплеуловительную секцию В, где мелкие частицы пыли и масла (размером менее 0,25 мм) задерживаются специальной насадкой и тоже стекают вниз по дренажу (9). Очищенный газ уходит через патрубок (8). Загрязненное масло через патрубок (12) удаляют продувкой в отстойник, а затем по трубе (11) доливают очищенное масло. Продувку проводят по мере снижения уровня масла до кон­трольного уровня, но не реже 1 раза в месяц. Полностью удаляют масло через люк

(1) 2 - 3 раза в год. Уровень масла контролируют по шкале 2. Расход масла не бо­лее 25 г на 1000 м³ газа. Масляные пылеуловители выпускают диаметром от 400 до 2400 мм; высотой от 5100 до 8800 мм на рабочее давление от 6 до 64 атм.

Очистка газа фильтрованием основана на прохождении газа через порис­тые перегородки, пропускающие газ, но задерживающие механические примеси. Метод высокоэффективен, т.к. способен уловить даже весьма тонкие фракции примесей с размерами частиц менее 1 мкм.

Различают следующие виды фильтров:

а) Рукавные. Они обеспечивают остаточное содержание примесей менее 10 мг/м³ газа при гидравлическом сопротивлении до 1,3 кПа. Аппарат состоит из камеры и подвешенных в ней рукавов (с диаметром от 100 до 300 мм и длиной от 2 до 10 м) с заглушенным концом. Газ подаётся в рукава, в которых и задержива­ется пыль. Пыль периодически удаляется либо обратной продувкой, либо встря­хиванием. Фильтр состоит из нескольких секций, работающих попеременно. Ру­кава делают из тканевых и нетканных (войлок, фетр) материалов. Срок службы рукавов до 2 лет.

б) Зернистые. Различают так называемые насыпные и жесткие конструк­ции. Насыпные состоят из слоя песка, гальки, шлака или кокса с размерами зёрен 0,2 - 0,3 мм, толщиной слоя 0,1 - 0,15 м и сопротивлением 0,5 - 1,5 кПа. Они обеспечивают остаточное содержание механических примесей в газе порядка 20 мг/м³. Регенерируют их ворошением с вибровоздействием и обратной продувкой. Жесткие представляют собой патроны из керамики или металлокерамики. При гидравлическом сопротивлении от 0,1 до 6 кПа они способны обеспечить оста­точное содержание механических примесей в газе менее 1 мг/м³. Регенерируются подобные конструкции обратной продувкой или с помощью промывных жидко­стей.

в) Для улавливания высокодисперсных аэрозолей с суммарной концентра­цией от 0,5 до 5 мг/м³ используют волокнистые фильтры с перегородками из тон­ких и ультратонких волокон, как правило, с диаметром волокон 1-2 мкм, нане­сённых на марлевую подложку. И хотя подобные конструкции не подлежат реге-

нерации, они способны обеспечить 100 % очистку газа при гидравлическом со­противлении всего 0,8 - 1,5 кПа.

г) Для грубодисперсных систем, состоящих из капель и туманов, с диа­метрами частиц свыше 10 мкм, применяют сетчатые фильтры - каплеуловители с пакетами из мелкоячеистых сеток. При скорости газового потока порядка 2 м/с пакет толщиной всего 0,1. м способен обеспечить 98 % -ую степень очистки газа с гидравлическими потерями всего 0,2 кПа. Для более дисперсных систем исполь­зуют перегородки из стеклянных, синтетических или металлических волокон с диаметром 100 - 200 мкм для частиц крупнее 1 мкм, и диаметром 5-20 мкм для улавливания субмикронных частиц. В этом случае, степень очистки газа колеб­лется от 85 до 100 % при гидравлическом сопротивлении перегородок от 1 до 5 кПа. Все фильтры, улавливающие капли и туманы, работают в стационарном peжиме саморегуляции благодаря самопроизвольному стеканию жидкости в резуль­тате коалесценции или её испарения.

Наконец, электрическая очистка газа основана на ионизации электриче­ским зарядом под действием постоянного тока напряжением до 90 кВ твёрдых и жидких частиц с последующим их осаждением на электродах в сухих или мокрых фильтрах, обеспечивающих остаточное содержание механических примесей 50 и 5 мг/м³ соответственно при гидравлических сопротивлениях не более 200 кПа.

Сравнительная характеристика всех рассмотренных выше методов пред­ставлена на рис.52.

Рис.52. Сравнительная характеристика методов очистки газа от механических

примесей

Осушка газа.

Осушка газа производится для предотвращения образования жидкостных, ледяных и кристаллогидратных пробок в трубопроводах, улучшения условий ра­боты компрессорного оборудования и понижения коррозионной активности газа.

Различают абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолютной влажностью понимают массовое содержание воды в определённом объёме газа (обычно кг/1000 м³ при н.у.). Под относительной влажностью газа понимается от­ношение фактического содержания влаги в газе к максимально возможному при данных термодинамических условиях. Зависимость максимально возможного со­держания влаги в газе W от термодинамических условий представлена на рис. 53.

Рис.53. Зависимость W от термодинамических условий/

Причём, речь идёт исключительно о водяных парах. Из рис.53 видно, что с понижением давления и повышением температуры максимальное содержание во- дяных паров в газе возрастает. Температура, при которой газ становится полно­стью насыщенным водяными парами, при данном содержании влаги в газе, назы­вается температурой точки росы газа по воде при данном давлении. При этом, под газом, насыщенном водяными парами, понимают газ с относительной влажно­стью равной единице. Каждая кривая на рис.48 представляет собой геометриче­ское место точек росы газа в зависимости от содержания в газе воды при посто­янном абсолютном давлении. В зоне, расположенной выше соответствующей кривой, свободная вода имеется, в зоне ниже кривой - отсутствует. Влажность га­за может быть определена с помощью:

1. Кулонометрических влагомеров и гигрометров;

2. Пьезосорбционных влагомеров и гигрометров;

3. Электросорбционных гигрометров;

4. Диэлькометрических влагомеров и гигрометров;

5. ЯМР - влагомеров;

6. Нейтронных влагомеров;

7. Гигрометров, основанных на измерении точки росы;

8. Психометров;

9. Оптических влагомеров и гигрометров.

При этом, отличие гигрометров от влагомеров состоит в том, что они предназначены исключительно для определения влажности газов, в то время как влагомеры могут использоваться и для определения влажности жидких и твёрдых субстанций.

Известно несколько способов осушки газа:

1. Вымораживанием;

2. С помощью абсорбции;

3. С помощью адсорбции.

Метод осушки газа вымораживанием основан на изменении влажности га­за в зависимости от его температуры. Если газ охладить, то часть влаги, находя­щейся в нём в паровой фазе, сконденсируется. Выпавший конденсат можно уда­лить, а газ с пониженной влажностью будет иметь более низкую точку росы. Не­обходимая степень осушки газа вымораживанием достигается в том случае, если газ удаётся охладить ниже минимальной температуры, наблюдаемой при его дальнейшем транспортировании, подготовке и утилизации.

Различают вымораживание с помощью естественного и искусственного холода.

Вымораживание с помощью естественного холода возможно только в зим­ний период, да и то, как правило, лишь в северных районах. Оформление процес­са сводится к пропусканию газа через батарею труб с необходимой поверхностью теплообмена. При движении газа по трубам он охлаждается, влага конденсирует­ся и кристаллизуется на внутренних стенках труб. Вымораживатели включаются в работу поочередно, а их регенерация осуществляется продувкой отработанной ба­тареи труб острым водяным паром. Вымораживание с помощью искусственного холода применяется гораздо чаще и основывается либо на применении холодиль­ных машин, либо на дросселировании, либо, наконец, на использовании винтовых детандеров. Причём, первые два процесса применяются, как правило, в сочетании друг с другом, а все методы искусственного охлаждения реализуются совместно с низкотемпературной сепарацией.

Сущность эффекта дросселирования основана на эффекте Джоуля - Томп­сона, согласно которого, любое снижение давления газа на 1 атмосферу в специ­альном устройстве (дросселе - представляющим собой специфическую диафраг­му) вызывает понижение температуры газа от 0,15 до 0.25 °С. Легко видеть, что охладить подобным образом газ до температур, предусмотренных нормативными документами, возможно только в том случае, если он имеет высокое давление, намного превышающее давление первой ступени сепарации. Таким образом, дан­ный способ применим, в основном, для продукции газовых и газоконденсатных месторождений.

Принципиальная схема подобной установки приведена на рис.54.

Рис.54. Схема установки для охлаждения газа дросселированием. Установка работает следующим образом:

________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Сущность метода вымораживания с использованием детандеров сводится к политропному расширению газа с отдачей внешней работы. В этом случае, детан­дер - это аппарат (чаще всего винтовой или турбинный компрессор), способный обеспечить подобное расширение. Для выполнения внешней работы вал детанде­ра жестко связывают с любым необходимым устройством. Преимущество подоб­ного метода охлаждения неоспоримо. Т.к. позволяет охлаждать газ на 12 - 20 °С на каждую 1 атм. сбрасываемого давления, что делает возможным обработку практически любого попутного или природного газа.

Существует два основных способа обработки газа с помощью детандера (рис.55). Так называемая «открытая» схема (а), в которой исходный газ потоком (I) проходит через теплообменник (1), где предварительно охлаждается обратным потоком осушенного газа и поступает в сепаратор (2), где освобождается от сво­бодной влаги и углеводородного конденсата. Жидкая фаза из сепаратора выво­дится потоком Ш на разделение. Оставшийся газ поступает на детандер (3), где и подвергается глубокому охлаждению. Сконденсировавшаяся при этом влага и уг­леводородный конденсат отделяются в сепараторе (4) и выводятся потоком (IV) на разделение. Высушенный газ, пройдя через теплообменник (1), поджимается в компрессоре (5), жестко соединенным с детандером и потоком (III) покидает ус­тановку. Если необходимо поджать газ до исходного давления, то к компрессору (5) дополнительно подключают электродвигатель. Для предотвращения намерза-ния в соответствующие точки схемы подаётся ингибитор, поток V. Утилизация потоков II и IV сводится к отстою для отделения углеводородной части и регене­рации ингибитора из водного раствора с возвратом его в процесс.

Рис.55. Схема установки для охлаждения газа с помощью детандера.

В «закрытой» (б) схеме вместо осушенного газа компримированию под­вергается любой другой газ, поток VI. Чаще всего это газ концевых ступеней се-парации, утилизация которого из - за малого давления затруднена. Более того, в этом случае удаётся даже этот дополнительный газ несколько подсушить после охлаждения в теплообменнике (6). Частично отделившаяся влага и углеводород­ный конденсат потоком VIII выводятся на разделение, а оставшийся газ (поток VII) может быть направлен на дальнейшую подготовку. Поскольку охлаждение газа концевых ступеней незначительное, применение ингибитора, как правило, не требуется.

Подобные установки получили широчайшее распространение в западных странах, где их количество измеряется сотнями, причём применение детандеров всегда комплексное, т.е. охлаждение используется не только для осушки газа и отделения от него углеводородного конденсата, но и для выделения из газа от­дельных компонентов.