Очистка газа от механических примесей

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся раз­личного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых угле­водородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

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

Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очис­тки газа широко использовали масляные пылеуловители, ко­торые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%)). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеулови­тели чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых, хорошо иллюстрируется схемой рис. 5.

Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударя­ется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меня­ет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пыле­уловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепара­торном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие посто­янного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

 

 

                                                     Рис. 5. Масляный пылеуловитель:

/ — люк; 2 — указатель уровня; 3 — козы­рек; 4 — подводящий патрубок;; 5 и 9 —. перегородки; 6 — контактные трубки; 7— ₍жалюзийные секции; '8 — выходной патру­бок; 10 — дренажные трубки; 11 —- лодводящий патрубок чистого масла; 12 — дренажная трубка; / — промывочная секция; 11 — осадительная секция; 111 — отбойная секция.

 

Схема установки очистки масла от пыли представлена на рис. 6. Чистое масло подается насосом или пере­давливается газом. При передавливании масла газ ре­дуцируют и подают в емкость с давлением не выше 0,5 кгс/см²,

 

 

Рис. 6. Схема уста­новки очистки масла для пылеуловителей:

/ — аккумулятор масла; 2 — емкости чистого мас­ла; 3 — насос; 4 — ем­кость грязного масла; 5— отстойники.

 

Таблица 11

Допустимые скорости газа в сепарационных узлах пылеуловителя с жалюзийной скрубберной секцией

 

Давление газа, кгс/см-	Скорость газа, м/с			Давление газа, кгс/см-	Скорость газа м/с
	набегания на жалю­зи	в свобод­ном сече­нии	в контакт­ных труб­ках		набегания на жалю­зи	в свобод­ном      сече­нии	в контакт­ных труб­ках
10        0,628              1,12          3,35           50 20        0,445              0,79          2,35           60 30        0,365              0,66          1,95           70 40        0,314              0,56          1,68 .					0,282                    0,50               1,50 0,257                    0,46               1,38 0,238                    0,43               1,27

Полную очистку пылеуловителя через люк проводят 2-3 раза в год.

Пропускную способность масляных пылеуловителей рассчитывают в зависимости от давления и допустимых скоростей в сепарационных узлах. Рекомендуемые ско­рости в пылеуловителях с жалюзийной скрубберной насадкой следует принимать по табл. 11.

Приведенным скоростям газа в пылеуловителях соответствует норма уноса солярового масла, равная 25 г. на 1000 м³ очищаемого газа.

Пропускная способность пылеуловителя определяется по формулам:

 

                                    Q_ст=9,35.10⁵*D²*p*(ρ_ж-ρ_г)/T*ρ_г;                                                                             (3)

 

                                     Q_н=Q_ст*T_н/T_ст,                                                                            (4)

где Q_ст и Q_н - пропускная способность пылеуловителям соответственно при 0° С и 760 мм рт. ст. и при 20° С и 760 мм рт. ст., м³/сут; D — внутренний диаметр пылеуловителя, м; р — рабочее давление в пылеуловителе, кгс/см²; Т — температура газа в пылеуловителе, К; ρ_ж — плот­ность масла, кг/м³; ρ_г —плотность газа при рабочих условиях, кг/м³.

На рис. 7 представлена зависимость пропускном способности пылеуловителей различного диаметра от рабочих давлений.

 

 

 

 

 

 

Рис.7 Пропускная способность масляных пылеуловителей от их диаметра и давления газа.

 

Технические характеристики масля­ных пылеуловителей приведены в табл. 12.

Таблица 12

 

Диаметр корпуса, мм	Высота, мм	Площадь поперечного сечения, м2	Число трубок			Число отбойни	Размеры отбой ной насадки, мм		Толщина стенки, мм		Масса (общая), кр
			контакт­ных	дренаж­ных из осадителыной с секции	дренаж­ных из отбойной секции		длина	ширина	Рраб = 55 кгс/см2	Рраб = 64 кгс/см2	Рраб = 55 кгс/см2	РРаб =64 кгс/см-
400	5100	0,126	5	2	2	13	360	148	12	15	1060	1200
500	5350	0,196	6	2	2	24	430	222	15	18	1520	1720
600	5550	0,282	9	3	2	32	510	296	18	20	2 100	2 270
1000	5950	0,785	26	5	3	75	925	333	28	32	5 840	6 450
1200	6300	1,132	41	7	5	85	1135	333	33	40	8 500	9 800
1400	6650	1,535	49	8	6	105	1340	333	40	45	12 200	13 420
1600	7000	2,040	27	9	6	125	1532	333	44	52	15 900	18 920
2400	8800	4,520	127	20	23	175	2370	333	46	—	30 000	—

 

 

Висциновые фильтры диаметром 500, 600 и 1000 мм установлены на газопроводах сухого газа с не­значительной запыленностью и при небольшой пропуск­ной способности. Пропускную способность фильтра рассчитывают по скорости газа, которую принимают до 1 м/с на полное сечение фильтра. Зависимость пропуск­ной способности групп висциновых фильтров от диамет­ра и давления представлена на рис. 7. Висциновый фильтр состоит из корпуса и фильтрующих секций (слой насадки толщиной 70—250 мм) из колец Рашига размером 15X15X0,2 или 25X25X0.5 мм. Фильтры смазывают висциновым маслом (ГОСТ 7611—75). При прохождении газа через фильтр со скоростью до 1 м/с пыль оседает на смоченной маслом поверхности колец.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широ­ко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис.8). Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным пер­соналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы.

Циклонный пылеуловитель (см. рис. 8) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопрово­де, со встроенными в него циклонами 4.

Циклонный пылеуловитель 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 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

 

 

Рис. 8. Циклонный пылеуловитель: 1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок;

3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решётка; 6 - нижняя секция;7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов;10 - штуцеры слива конденсата.

 

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного уда­ления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осу­ществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газа циклонны­ми пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.

 

3.2. ОСУШКА ГАЗА И БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ.

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью устано­вок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды.

При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсируется влага, в результате чего снижается его пропускная способность и образуются кристаллогидраты.

Наибольшая трудность при очистке газа - образование гидратов углеводородных газов: белых кристаллов, напоминающих снегообразную кристаллическую массу. Твердые гидраты образуют метан (их формула 8СН4•46Н2О или СН2•5,75Н2О) и этан (8С2Н6•46Н2О) или С2Н6•5,75Н2О); пропан образует жидкие гидраты (8C3H8•136H2O или С3Н817Н2О). При наличии в газе сероводорода формируются как твердые, так и жидкие гидраты.

 Гидраты — нестабильные соединения, которые при понижении давления и повышении температуры легко разлагаются на газ и воду. Они выпадают при редуцировании газа, обволакивая клапаны регуляторов давления газа и нарушая их работу. Кристаллогидраты откладываются и на стенках измерительных трубопроводов, особенно в местах сужающих устройств, приводя тем самым к погрешности измерения расхода газа. Кроме того, они забивают импульсные трубки, выводя из строя контрольно-измерительные приборы (КИП);

Максимальное влагосодержание приближенно определяют по графику на рис. 9 в г на 1 м³ сухого газа при р=760 мм рт. ст. и Т=20°С или в кг на 1000 м³ газа.

Максимальная величина влагосодержания (при пол­ном насыщении) зависит от состава газа, возрастая с увеличением содержания тяжелых углеводородов Н₂S и СО₂ и снижаясь с повышением содержания N₂.

 

 

Рис.9 Максимальное содержание влаги в газе в зависимости от давления и температуры.

 

Условия образования гидратов природных газов с различной плотностью можно определить по графику (рис. 10), на котором слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа — зона без гидра­тов. Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа повышает температуру гидратообразования.

Зону возможного гидратообразования в газопроводе находят следующим образом. Определяют температуру газа, падение давления, температуру гидратообразования и точку росы.

 

 

Рис.10 График гидратообразования для природных газов с различной относительной плотностью.

Полученные значения наносят на график (рис. 11). Участок, на котором температура газа ниже кривой гидратообразования, представляет собой зону возможного гидратообразования. Точка росы' определя­ется обычно путем охлаждения газа до температуры конденсации водяных паров. Гидраты, образующиеся в скважинах, шлейфах, газопроводах или аппаратах, раз­рушаются при снижении давления в системе, увеличении температуры в аппарате или на участке газопровода, где произошло образование гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового спиртов, гликолей, аммиака и хлористого кальция, способствующих разру­шению гидратов. Аммиак применяют редко, так как он реагирует с углекислотой, которая содержится в природ­ном газе, и образует с ней осадок углекислого аммония, забивающего запорную арматуру.

Необходимое количество метанола рассчитывают; следующим образом.

1. Определяют количество воды (в г/сут), выделившейся из газа за сутки,

                                   q_в= (m_tp-m_ti)*Q,                                                                     (5)

где m_tp и m_ti — влагосодержание при температуре точ­ки росы t_р и фактической температуре t_i газа в газопро­воде, г/м³; 0 — расход газа; м³/сут.

 

 

Рис. 11. График изменения температуры и давления и зона образо­вания гидратов в магистральном газопроводе

2. По заданным параметрам газа, давлению и относи­тельной плотности определяют температуру образования гидратов t_г (см. рис.10). Величину требуемого сниже­ния точки росы Δtp по углеводородам рассчитывают по формуле:

                                                       Δtp = t_{г -} t_i                                                                                                           (6)

 

3. По графику (рис. 12) определяют минимальное удержание метанола в жидкости (М_ж) для температуры Δtp.

 

4. Находят отношение содержания метанола в парах по содержанию в жидкости К_м по графику (рис. 13).

5. Рассчитывают концентрацию метанола в газе.

                                                     K_мг = К_м*М_ж,                                                               (7)

 

6. Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения жидкости,

                                                                                         

                                              G_м,ж =  q*М_ж/100-М_ж,                                                      (8)

                                                                                       

7..Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения газа,

 

                                                    G_{м,ж =} К_м,ж*Q.                                                            (9)

 

Рис. 12. График понижения точки замерзания жидкости в зависимости от содержания метанола

Рис.13. График содержания метанола в паровой и жидкой фазах в зависимости от давления р и температуры t газа

8. Находят общий расход метанола (в г/сут):

 

                                             Gм = Gм, ж + Gм,г,                                                 (10)

 

Существует два способа осушки природного и попут­ного газов: твердыми поглотителями (адсорбция) и жид­кими поглотителями (абсорбция).

Преимущества жидких поглотителей по сравнению с твердыми сорбентами заключаются в следующем:

- низкие перепады давления в системе очистки;

- возможность осушки газов, в которых содержатся вещества, отравляющие твердые сорбенты;

- меньшие капитальные вложения и эксплуатационные расходы.

Однако степень осушки при использовании жидких поглотителей меньше, чем при использовании твердых сорбентов, а температура осушаемого газа должна быть выше 40—50° С, кроме того, при наличии в осушаемом газе некоторых тяжелых углеводородов происходит вспе­нивание поглотителей.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вто­рую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепарато­ры, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловите­лей (рис. 14.).

 

 

 

Рис 14.. Фильтр - сепаратор:

1 - корпус фильтр- сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор; 3 - фильтрующие элементы; 4 - направляющая фильтрующего элемента; 5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник; 7 - конденсатосборник

 

Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуля­ция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфориро­ванные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливает­ся с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в под­земные емкости.

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электро­обогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-изме­рительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавли­вание мехпримесей на поверхности фильтр - элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр - сепараторе. При достиже­нии перепада, равного 0,04 МПа, фильтр - сепаратор необходимо от­ключить и произвести в нем замену фильтр - элементов на новые.

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, на­личие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хра­нения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессор­ной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м³.

Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содер­жит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопрово­да. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях, образуются твердые кристаллические вещества - гидраты,

которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наибо­лее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при боль­ших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществ­ляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.

С помощью установок осушки газа на головных сооружениях умень­шается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпада­ния конденсата в трубопроводе и образования гидратов.