2146

Рис. 2.7. Технологическая схема маслоабсорбционной установки: 1 – абсорбер; 2 – выходной сепаратор; 3 – емкость для выветривания; 4 – теплообменник; 5 – подогреватель; 6 – выпарная колонна (десорбер); 7 – холодильник-конден- сатор; 8 – сепаратор; 9 – насос для подачи холодного орошения; 10 – емкость для бензина; 11 – емкость тощего сорбента; 12 – масляный холодильник; 13 – емкость свежего масла; 14 – емкость отработанного масла; 15 – насос для подачи масла

Из выветривателя масло подают в теплообменник 4, где оно подогревается встречным потоком тощего (регенерированного) масла, после чего поступает в подогреватель 5, где нагревается до требуемой температуры, а затем направляется в выпарную колону (десорбер) 6. Десорбер представляет собой аппарат такой же конструкции, что и абсорбер.

В нижнюю часть колонн подают водяной пар, который обеспечивает отгонку всех углеводородов, поглощенных маслом в абсорбере из газа. Отпаренные углеводороды отводят сверху колонны 6, они проходят конденсатор 7 и поступают в водоотделитель-сепаратор 8. Здесь тяжелые углеводороды освобождаются от воды и неконденсированных газов, после

49

чего поступают в емкость для нестабильного бензина 10. Часть нестабильного бензина насосом 9 подается в верхнюю часть десорбера 6, где используется в качестве циркулирующего холодного орошения для конденсации уносимых частичек масла. Конденсация происходит в результате охлаждения масла испаряющимся бензином.

б

а

Регенерируемое масло из отпарной колонны поступает в теплообменник 4, где отдает большую часть своей теплоты насыщенному маслу, идущему на выпарку, и направляется в емкость 11. Отсюда тощий сорбент насосом подают в абсорбер через холодильник 12. Свежий сорбент добавляют из емкости 13.

Нестабильный газовый бензин подвергают газофракционированию, т.е. разделению на стабильный бензин, бутан, пропан и этан.

На рис. 2.9 показана технологическая схема газофракционирующей установки.

Сырой бензин нагревают в теплообменнике 1 и подают в центральную часть колонны 2. Пары, отводимые сверху, проходят дефлегматор 7. Вследствие высокого давления (до 4 МПа), поддерживаемого в колонне, в дефлегматоре 7 происходит частичная конденсация этана, который стекает в колонну в виде холодного орошения.

50

Сырой

бензин

1

Стабильный бензин

Рис. 2.9. Технологическая схема газофракционирующей установки: 1 – теплообменник; 2−4 – первая, вторая и третья колонны; 5 – кипятильник; 6 – холо- дильник-конденсатор верхнего продукта; 7 – дефлегматор; 8 − сепаратор

Этан и следы метана отводят в газопровод. Нижний продукт этановой колонны представляет смесь пропана, бутана и бензина, самотеком поступает в среднюю часть колонны 3, в которой поддерживают давление около 2 МПа. В этой колонне отгоняют пропан, пары которого полностью конденсируются в холодильнике-конденсаторе 6.

Нижний продукт, представляющий смесь бутана с газовым бензином, также самотеком поступает в колонну 4, где внизу получается стабильный бензин, а вверху бутан. В этой колонне поддерживают давление

1−1,2 МПа.

2.5. Система подготовки природного газа к транспортировке

При добыче и транспортировке природного газа в нем практически всегда содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа на головных компрессорных станциях является в основном

51

призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Поэтому подготовка газа к транспорту осуществляется, прежде всего, в очистных устройствах на промыслах, от эффективности работы которых и зависит качество транспортируемого газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Очистка газа от механических примесей

Наличие механических примесей в природном газе приводит к временному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и газопровода в целом.

Все это приводит к необходимости устанавливать на компрессорной станции различные системы очистки природного газа. В настоящее время на компрессорных станциях в качестве первой ступени очистки широко применяются циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис. 2.10).

Циклонные пылеуловители просты и надежны в обслуживании. Эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от качества обслуживания этих пылеуловителей эксплуатационным персоналом станции в соответствии с режимом, на который они запроектированы.

Циклонные пылеуловители (см. рис. 2.10) представляют собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4. Он состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию пылеуловителя 6. Газ циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию пылеуловителя 1 и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации регулярно контролируются уровень отсепарированной жидкости и количество механических примесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя

52

53

5

Вход газа

2

6

7

4

3

Рис. 2.11. Фильтр-сепаратор: 1 – корпус фильтра-сепаратора; 2 − быстрооткрывающийся затвор; 3 – фильтрующие элементы; 4 – направляющая фильтрующего элемента; 5 – трубная доска камеры фильтров; 6 – каплеотбойник; 7 – конденсатосборник

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор оборудуется электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и специальной кон- трольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации улавливание механических примесей на поверхности фильтров-элементов приводит к увеличению перепада давлений на фильтре-сепараторе. При достижении перепада давлений, равного примерно 0,04 МПа, фильт-сепаратор отключается и в нем производят замену фильтров-элементов на новые.

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ.

54

Осушка газа

Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах.

Содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплуатационные затруднения. При определенных термодинамических условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода, снижают подачу газа и увеличивают расход энергии на его транспортировку. Влага в присутствии сероводорода и кислорода вызывает коррозию трубопроводов и оборудования.

Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. При осушке газа снижают температуру точки росы на 5−7 0С ниже рабочей температуры в газопроводе.

При транспортировании осушенного газа трубопровод можно прокладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения.

Наибольшие трудности при транспортировании газов по магистральным газопроводам возникают при образовании кристаллогидратов. Многие газы (метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводород), насыщенные влагой, при определенных температуре и давлении образуют с водой (в жидкой фазе) соединения – кристаллогидраты. Если влага удалена из газа и газ оказывается ненасыщенным, кристаллогидраты не образуются.

Внешне кристаллогидраты похожи на белую снегообразную массу, а при уплотнении напоминают лед. Это неустойчивые соединения, которые при определенных условиях сравнительно легко разлагаются на составные части. Состав кристаллогидратов углеводородов следующий: СН4·6Н2О или СН4·7Н2О; С2Н6·7Н2О; С3Н8·18Н2О. Природный газ и вода представляют многокомпонентную систему, которая дает смешанные кристаллогидраты. Они устойчивее гидратов индивидуальных углеводородов.

На рис. 2.12 показаны кривые образования гидратов метана и природных газов в зависимости от температуры и давления [9]. Сами кривые дают условия равновесного состояния гидратов. При таком изменении температуры и давления газа, когда точка, отвечающая состоянию газа, расположится выше и левее кривой, будет идти процесс образования гидрата. Ниже и правее кривой находится область разложения гидратов. Для осушки газа применяют адсорбционные способы – поглощение водяных паров твердыми сорбентами и физические способы – простое охлаждение или охлаждение с последующей абсорбцией.

55

Широкое распространение получил абсорбционный способ осушки газа диэтиленгликолем (ДЭГ) и триэтиленгликолем (ТЭГ). Водные растворы ДЭГ и ТЭГ обладают высокой влагоемкостью, нетоксичны, некоррозионны и достаточно стабильны. Диэтиленгликоль С4Н10О3 – жидкость тяжелее воды, температура ее кипения при 101,3 кПа 244,5 0С. Концентрация раствора, применяемого для осушки газа, 95−98 % , понижает температуру точки росы на 30−35 0С. Триэтиленгликоль (С6Н14О4) сравнительно с ДЭГ имеет более высокую температуру кипения, его применяют в более сильных концентрациях, вследствие чего происходит снижение температуры точки росы на 45−50 0С.

При абсорбционном способе осушки газ проходит снизу вверх через абсорбер – колонну тарельчатого типа, где контактирует со стекающим по тарелкам вниз раствором. Осушенный газ выходит сверху колонны. Раствор регенерируют в колонне также тарельчатого типа, внизу которой размещен кипятильник. Водяные пары выходят сверху колонны, а регенерированный раствор − снизу.

На рис. 2.13 представлена номограмма для определения влагосодержа-

ния wν насыщенного природного газа при различных давлениях и температурах [10].

56

Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

В горючих газах, используемых для газоснабжения городов, содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м3 газа. Содержание углекислого газа нормы не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям в транспортируемом газе оно не должно превышать 2 % .

Существуют сухие и мокрые методы очистки газа от Н2S. Сухие методы очистки газа основаны на применении твердых поглотителей (гидраты окиси железа, содержащегося в болотной руде, и активированного угля). При мокрых методах очистки газа используют жидкие поглотители.

Для удаления из транспортируемого газа СО2 применяют промывку газа водой под давлением или очистку его водным раствором этаноламина.

Для очистки от Н2S природных газов и газов, полученных на нефтеперерабатывающих заводах, широкое распространение получил этаноламиновый способ. Обычно при очистке газа от Н2S моноэтаноламином улавливается и СО2. Содержание Н2S после очистки не превышает требуемой нормы.

Аминосоединения – это слабые основания. При взаимодействии с сероводородом и углекислым газом они образуют нестойкие вещества, которые легко разлагаются при относительно невысокой температуре. Поэтому поглощение сероводорода происходит при температуре 15−25 0С, а раствор регенерируют при 120−125 0С.

Одорация газа

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха. Поэтому для своевременного обнаружения утечек ему придают запах – газ одорируют. В качестве одоранта применяют этилмеркаптан (С2Н5SН). По токсичности качественно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий и неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта. На практике средняя норма расхода этилмеркаптана для одорации природного газа, поступающего в городские сети, установлена 16 г на 1000 м3 газа при 0 0С и давлении 101,3 кПа.

Наибольшее распространение получили капельные и барботажные одоризаторы.

На рис. 2.14 показана схема простейшего капельного одоризатора прямого действия. В резервуаре 1 находится одорант, который периодически заливают через штуцер 4. По жидкостному стеклу 2 можно контролировать запас одоранта. Расход одоранта регулируют игольчатым вентилем 6, наблюдая через стекло 5 за спуском одоранта по числу капель в 1 мин. Та-

58