Способы подготовки природного газа

Подготовка природного газа к транспортировке в трубопроводе

Природный газ широко используют как недорогое топливо с высокой теплотворной способностью (при сжигании 1 куб.м. выделяется до 54 400 кДж). Это один из лучших видов топлива для бытовых и промышленных нужд. Самым распространенным способом доставки газа потребителям является транспортировка по трубопроводам.

Однако, перед подачей в магистральные трубопроводы газ необходимо подготовить, дабы он соответствовал ряду требований. Наиболее сложно достижимыми из них являются температура точки росы по воде и углеводородам. Для соответствия этим требованиям существуют следующие основные решения:

1. Низкотемпературная сепарация (НТС)

Данная технология предусматривает:

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• охлаждение входного потока газа в теплообменнике газ/газ потоком охлажденного газа;
• охлаждение газа за счет дросселирования потока, здесь могут использоваться дроссель (эффект Джоуля-Томсона), трубка Ранка, турбодетандер;
• последующая сепарация охлажденного газа в низкотемпературном сепараторе газа;
• подогрев подготовленного газа в теплообменнике перед подачей в магистраль.

2. Низкотемпературная конденсация (НТК)

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• охлаждение входного потока газа в теплообменнике за счет внешнего источника охлаждения, которыми могут быть аппараты воздушного охлаждения (АВО), различные холодильные машины;
• последующая сепарация охлажденного газа в низкотемпературном газосепараторе.

3. Абсорбционная подготовка газа

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• абсорбционную колонну, в которой жидким абсорбентом поглощается влага, находящаяся в газе;
• выходной газосепаратор, в котором осуществляется осаждение (улавливание) абсорбента.

4. Адсорбционная подготовка газа

• первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе;
• адсорбционную колонну, в которой твердым адсорбентом поглощается влага, находящаяся в газе;
• выходной фильтр-сепаратор, в котором осуществляется осаждение (улавливание) адсорбционной пыли.

Метод низкотемпературной сепарации (НТС)

Специфика добычи природного газа заключается в высоких давлениях внутри пласта на первых этапах разработки месторождения. Газ выходит из скважины со значительным давлением, порядка 100-150 атм. и выше, которое можно преобразовать в дешевый холод при дросселировании потока. Поэтому логично, что самый легкий и распространенный вариант обработки газа при таких условиях — это низкотемпературная сепарация газа (НТС), где используется минимум капитальных вложений при удовлетворяющих показателях на выходе. Также, большим плюсом этого метода является простота эксплуатации и обслуживания оборудования. Как правило, основная технология включает в себя несколько сосудов под давлением (сепараторы), несколько теплообменников и дроссель (или турбодетандер).

Рисунок 1. Типичная схема установки низкотемпературной сепарации (НТС)

Описание типичной схемы установки низкотемпературной сепарации (НТС)

Сырой газ со скважин поступает во входной сепаратор, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в рекуперативные теплообменники 1 для рекуперации холода с дросселированного потока газа. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменником впрыскивают ингибитор гидратообразования (гликоль или метанол). Охлажденный газ из теплообменников поступает на дроссель или детандер, где за счет дросселирования (или детандирования) падает температура потока. После охлаждения в газ поступает в низкотемпературный сепаратор, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Сухой газ из низкотемпературного сепаратора проходит через рекуперативный теплообменник 1, где нагревается и далее поступает в рекуперативный теплообменник 2, где нагревает отходящую жидкую фазу из НТС и только потом подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза из низкотемпературного сепаратора нагревается в рекуперативном теплообменнике 2 и далее поступает в трехфазный сепаратор, откуда газ выветривания отправляется либо на факел, либо используется на собственные нужды. Водный раствор ингибитора, выводимый снизу трехфазного сепаратора, направляется на регенерацию, а конденсат — на дальнейшую стабилизацию на установку стабилизации конденсата (УСК).

Минусы установки низкотемпературной сепарации (НТС)

При всех плюсах этого метода, стоит отметить один фатальный минус. Примерно через 3-5 лет после начала разработки месторождения, давление добываемого газа начинает постепенно падать, из-за чего НТС теряет свое основное преимущество – дешевый холод. Соответственно, такой способ обработки газа перед его транспортировкой не позволяет стабильно достигать требований по подаче газа в магистральный газопровод, что делает его не только малоэффективным, но и зачастую вовсе бесполезным. Также, из минусов НТС стоит отметить, низкое извлечение конденсата – извлекается только конденсат, находящейся в жидкой фазе. Значительная же часть тяжелых углеводородов остается в газе, из-за чего не достигается требуемая температура точки росы по углеводородам. Это приводит не только к проблемам при эксплуатации трубопроводов, но и к недополученной прибыли для эксплуатирующей организации.

Также, стабилизация конденсата методом выветривания предполагает большие потери, связанные с уносом «ценных» компонентов. Подготовка конденсата в колонне-стабилизаторе позволяет в разы сократить расход газа, сжигаемого на факеле, и увеличить количество конденсата. Выделим основные минусы НТС:

• СОГ не соответствует требованиям СТО Газпром 089-2010
• недоизвлечение конденсата (особенно в летний период)
• потери газа на факеле

Методы, применяемые «ГазСёрф» для исключения данных проблем

Компания «ГазСёрф» предлагает более эффективные решения подготовки газа, направленные на стабильное получение основного продукта (СОГ) необходимого качества, а также максимально возможное извлечение всех субпродуктов из поступающего газа, что позволяет получать не только дополнительные прибыли для эксплуатирующей организации, но и уменьшать сбросы в атмосферу, тем самым избежав/уменьшив штрафы от надзорных органов.

В данной статье мы хотели бы обратить внимание на технологию, которая по своей сути близка к низкотемпературной сепарации, но более продвинута в исполнении, что позволяет избежать всех недостатков, присущих НТС и при этом увеличить эффективность установки в целом: и по получаемым продуктам и по экономическим показателям. Имеется ввиду низкотемпературная конденсация (далее НТК) газа при помощи установки внешнего холода с дальнейшей стабилизацией конденсата, а также возможностью получения таких продуктов как ШФЛУ, СПБТ и конденсат газовый стабильный.

Метод низкотемпературной конденсации (НТК)

Низкотемпературная конденсация (далее НТК) — процесс изобарного охлаждения природного и попутного нефтяного газа, сопровождающийся последовательной конденсацией отдельных компонентов газового конденсата или их фракций при определенном давлении. Осуществляется при температурах от 0 до минус 40°C.

Разделение углеводородных газов методом НТК осуществляется путем охлаждения внешним холодом до заданной температуры при постоянном давлении, сопровождающегося конденсацией извлекаемых из газов компонентов, с последующим разделением в сепараторах газовой и жидкой фаз.
Высокой четкости разделения углеводородных газов путем однократной конденсации и последующей сепарации добиться практически невозможно, поэтому современные схемы НТК включают ректификационные колонны деметанизации/деэтанизации/дебутанизации.
Газовая фаза при этом выводится с установки с последней ступени сепарации, а жидкая фаза после теплообмена с потоком сырьевого газа поступает на питание в колонну деметанизации или деэтанизации для дальнейшей подготовки конденсата.

Использование данного метода за счет искусственного внешнего холода позволяет поддерживать стабильную точку росы вне зависимости от времени года и перепада давлений (в отличие от НТС), и добиваться более глубокого извлечения тяжелых углеводородов. Точка росы по углеводородам при расчете НТС не ниже минус 10 С, а на установках НТК доходит до минус 40 С, что значительно повышает количество жидкого продукта в виде ШФЛУ, СПБТ и конденсата газового стабильного. Кроме того, стабилизация конденсата в колоннах значительно сокращает сбросы газа на факел и увеличивает количество жидких продуктов.

Плюсы установки низкотемпературной конденсации (НТК)

• стабильная точка росы (даже при падении давления газа в скважине) за счет регулирования мощности внешнего холодильного цикла;
• возможность поддержания более низких температур при охлаждении газа, получение за счет этого дополнительных жидких продуктов;
• стабилизация конденсата в колоннах значительно сокращает потери на факел.

Таблица 1. Сравнение дегазации в емкостях и стабилизации конденсата в зависимости от температуры охлаждения в НТС или НТК

Температура сепарации, 0 С

Массовый расход жидкости из сепараторов

Конденсат давления насыщенных паров (ДНП)

100 кПа

Конденсат давления насыщенных паров (ДНП)

Источник

Методы подготовки природного газа

Основные процессы и методы подготовки природного газа. Абсорбционный способ осушки и отбензинивания углеводородных газов. Принцип работы сепараторов газа. Очистка газов от механических примесей. Характеристика установок низкотемпературной сепарации.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	14.12.2016
Размер файла	137,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский индустриальный университет»

Кафедра «Транспорта углеводородных ресурсов»

по курсу: «Технологические процессы нефтегазовой отрасли»

на тему: «Методы подготовки природного газа»

Выполнил: ст. гр. НБОмз-16

Проверил: доцент кафедры транспорта

Основные процессы подготовки

Физические методы переработки продукции месторождений основаны на следующих видах процессов:

· газогидромеханические — скорость их протекания определяется законами газогидродинамики (сепарация, центрифугирование, фильтрация и т.п.);

· тепловые — скорость их протекания определяется законами теплопередачи (охлаждение, нагревание и конденсация);

· массообменные (диффузионные) — их скорость определяется законами массопередачи.

Промысловая подготовка газа — это разделение многокомпонентных газообразных или жидких смесей с использованием сепарации, фильтрации, абсорбции, адсорбции, ректификации и экстракции.

Сепарационные процессы, предусматривающие отделение жидких или твердых частиц газа, наиболее распространены при подготовке в заводских условиях. природный газ осушка сепаратор

Технологические схемы практически всех промысловых установок и ДКС включают в себя те или иные сепарационные процессы, которые служат для разделения жидких и газовых фаз, образовавшихся при изменении температуры и давления смеси, а также для отделения механических примесей из газов и жидкостей.

Установки подготовки газа к транспорту, осуществляющие только сепарационные процессы, на практике принято называть установками низкотемпературной сепарации.

При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа. Газ осушают на специальных установках жидкими или твердыми веществами.

Абсорбционный способ осушки и отбензинивания углеводородных газов

В газовой промышленности абсорбционный процесс широко применяют для осушки газа и извлечения из него тяжелых углеводородов.

Абсорбция — это избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями-абсорбентами. В этом процессе происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую. Абсорбция — избирательный и обратимый процесс. Переход вещества из жидкой фазы в паровую или газовую называется десорбцией. Обычно оба процесса объединяются в один производственный цикл.

При десорбции, которую проводят после абсорбции, целевой компонент выделяется из жидкого поглотителя. Очевидно, что условия проведения абсорбции и десорбции прямо противоположны. В первом случае происходит растворение газа в жидкости, этому способствуют повышение давления и понижение температуры. Абсорбент, поглотивший в процессе абсорбции целевые компоненты, называется насыщенным, или отработанным. Абсорбент, освобожденный в процессе десорбции от целевых компонентов, называется регенерированным и после охлаждения насосом может быть снова возвращен на абсорбцию. Таким образом, получается замкнутая абсорбционно-десорбционная система.

Примером абсорбционного процесса может служить гликолевая осушка природного газа. В процессе абсорбции гликоль (ДЭГ, ТЭГ) поглощает пары воды из природного газа. Регенерированный раствор снова возвращается в абсорбер. По технологической схеме установки осушки газа (рис. 1) влажный газ поступает в сепаратор /, где отделяется от капельной жидкости, и далее поступает в абсорбер 2. В абсорбере газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит в каплеуловитель 3, где отделяется от капель абсорбента высокой концентрации, уносимого с верхней тарелки абсорбера. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод. Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера через выветриватель 5, фильтр 6 направляется в десорбер 7, а затем в паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней части десорбера 7, где нагревается до установленной температуры. После нагревания в ребойлере раствор поступает в выпарную колонну (десорбер) 7.

Рисунок 1. Принципиальная схема установки осушки газа гликолями: 1 — входной сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — каплеуловитель; 4 — регуляторы уровня; 5 — выветриватель; 6 — фильтр; 7 — десорбер; 8 — сборник конденсата; 9 — паровой эжектор; 10 — холодильник; 11 — теплообменник; I — поступающий газ; II — осушенный газ; III — концентрированный гликоль; IV — охлаждающая вода; V — разбавленный гликоль; VI — поток орошения в колонну; VII — водяной пар.

Водяной пар, отделяющийся из раствора, поступает в холодильник 10, где основная часть его конденсируется, а затем в сборник конденсата 8. Часть воды из этого сборника направляется обратно в верхнюю часть колонны, чтобы понизить температуру. В результате подымающиеся пары абсорбента конденсируются и сливаются вниз, что сокращает потерю абсорбента.

Раствор абсорбента, регенерированный до заданной концентрации, сначала проходит через теплообменник 10, где охлаждается насыщенным раствором, затем дополнительно охлаждается водой в холодильнике 10 и поступает в контактор для орошения.

В качестве абсорбента для осушки природного газа широко применяют гликоли, причем преимущественно ДЭГ и ТЭГ. Если требуется осушка природного газа, в котором содержатся углеводородный конденсат с значительным количеством ароматических углеводородов, то при выборе абсорбента предпочтение отдается этиленгликолю. В этих условиях этиленгликоль может оказаться экономически эффективнее ДЭГ и ТЭГ, так как он менее растворим в углеводородном конденсате, содержащем ароматические углеводороды.

Широкое применение гликолей для осушки природного газа обусловлено их высокой гигроскопичностью, стойкостью к нагреву и химическому разложению, низким давлением пара и доступностью при сравнительно невысокой стоимости.

Этиленгликоль, или гликоль, СН2—ОН=СН2—ОН — простейший двухатомный спирт. Это бесцветная густоватая жидкость сладкого вкуса, без запаха. Его молекулярная масса составляет 62,07, плотность р = 1,115 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении — 197,5 °С, удельная теплоемкость — 0,55 ккал/кг. Этиленгликоль смешивается с водой в любых отношениях. Водные его растворы имеют низкую температуру замерзания и широко применяются в качестве незамерзающей жидкости для охлаждения двигателей автомашин в зимнее время.

Диэтиленгликоль (СН2ОН—СН2—О—СН2—СН2ОН) представляет собой неполный эфир этиленгликоля. Это бесцветная жидкость. Его молекулярная масса составляет 106,12, плотность р = = 1,117 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении — 244,5 °С. Диэтиленгликоль также смешивается с водой в любых отношениях и гигроскопичнее этиленгликоля.

Из гликолей наиболее эффективным абсорбентом является три- этиленгликоль (СН20 Н -С Н 2- 0 — С Н 2-С Н 2- 0 — С Н 2-С Н 20Н). Его молекулярная масса составляет 150,17, плотность р = = 1,1254 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении — 287,4 °С.

Для триэтиленгликоля существенным недостатком является то, что его концентрированные растворы способны поглощать в небольшом количестве тяжелые углеводороды. Поэтому при осушке газов со значительным содержанием тяжелых углеводородов применяют растворы пониженной концентрации.Поскольку осушка используется для предотвращения конденсации воды из газов при их охлаждении, показатель точки росы является более удобным критерием эффективности осушки, чем абсолютное влагосодержание. Так как зависимость давления водяного пара над абсорбентами от температуры изменяется приблизительно по такому же закону, что и над чистой водой, то эффективность любого абсорбента можно оценивать по разности между точкой росы осушенного газа и температурой контактирования. Эту величину обычно называют депрессией точки росы. При проектировании абсорберов для осушки природного газа необходимо учитывать, что такие диаграммы отражают условия, которые на практике не достигаются. Это объясняется тем, что гликоль, стекая по колонне, разбавляется, а число фактических тарелок, на которых происходит контакт между газом и абсорбентом высокой концентрации, недостаточно для установления равновесия.

Большой опыт эксплуатации установок осушки природного газа позволил ввести следующие эмпирические правила для расчетов и проектирования абсорберов: а) в системе должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды; б) в абсорбере должно быть не менее четырех фактических тарелок. Между фактическими показателями и теоретическим максимумом имеется значительный разрыв. Однако достигаемая депрессия точки росы во всех случаях превышает 33 °С, что вполне достаточно для большинства газопроводов подземной прокладки. Поэтому на большинстве установок осушки природного газа гликолями применяют абсорберы с четырьмя тарелками, КПД которых обычно лежит в пределах 25. 40%. Производительность такой колонны приблизительно эквивалентна производительности одной равновесной ступени контактирования. Если на установках осушки природного газа необходима более глубокая осушка, то она может быть достигнута путем увеличения количества циркулирующего абсорбента на 1 кг воды. С увеличением количества циркулирующего абсорбента более чем 75 л/кг воды депрессия точки росы не повышается (в процентах показано содержание гликоля на 1 кг воды). Одним из основных критериев, определяющих экономичность работы установки осушки газа, являются потери гликоля, вызываемые главным образом механическим уносом. Небольшие количества гликоля неизбежно теряются в результате испарения и утечек. Возможны также потери при регенерации, т.е. с парами, выделяющимися в десорбере. Если установка осушки работает в отлаженном режиме, то потери гликоля обычно не превышают 8 мг/м3 осушенного газа. Однако иногда допускаются большие потери, когда в осушаемом газе содержится углеводородный конденсат, в составе которого имеются ароматические углеводороды или другие компоненты, способные растворять гликоли и т.д. Чрезмерный унос обычно является результатом вспенивания гликоля в абсорбере. Пенообразование может быть вызвано загрязнением гликоля тяжелыми углеводородами, тонкодисперсными твердыми взвесями или соленой водой, поступающей в систему.

В связи с этим перед подачей газа в гликолевый абсорбер следует пропустить его через эффективно работающий сепаратор. Пенообразование обычно удается уменьшить добавкой противопенных веществ. Для этой цели применяют триоктилфосфат-2; добавка его в количестве 0,05 % снижает потери гликоля с 240 до 8 мг/м3 и менее. Для уменьшения потерь за счет механического уноса нередко после абсорбера устанавливают отбойники для улавливания уносимого гликоля. На установках осушки газа гликолями серьезные осложнения вызывает коррозия. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозию углеродистых сталей, однако продукты их разложения или окисления, а также посторонние вещества, приносимые с газами, являются источником коррозии. Для предотвращения коррозии устанавливают аппаратуру в антикоррозионном исполнении, не допускают высоких скоростей движения растворов, применяют ингибиторы коррозии, не допускают разложения гликолей. При окислении гликоли образуют промежуточные продукты, органические перекиси, которые затем превращаются в муравьиную кислоту и формальдегид. Интенсивность окисления зависит от повышения температуры парциального давления кислорода и присутствия кислот. При вакуумной регенерации раствора возможно попадание кислорода в систему десорбции, поэтому на таких установках необходимо систематически контролировать pH раствора. Повышение этого показателя характеризует агрессивность раствора.

Абсорбционный способ отбензинивания углеводородных газов

Один из вариантов технологической схемы отбензинивания углеводородных газов абсорбцией показан на рис. 7.7. Сырой газ поступает в нижнюю часть абсорбера 1. Двигаясь снизу вверх, газ барботирует через абсорбент, стекающий сверху вниз и образующий на тарелках гидравлический затвор. Из абсорбера отбензиненный газ поступает в сепаратор 2, где очищается от капель сорбента. Далее он направляется в газопровод через регулятор давления, поддерживающий постоянное давление в абсорбере. Насыщенный абсорбент из абсорбера стекает в емкость 3. Во избежание прорыва газа в емкость 3 в нижней части абсорбера с помощью регулятора уровня поддерживается постоянный уровень насыщенного абсорбента. В емкости 3 насыщенный абсорбент частично освобождается от летучих углеводородов за счет снижения давления.

Рисунок 2. Технологическая схема абсорбционных газобензиновых установок: 1 — абсорбер; 2 — сепаратор; 3, 12 — 14 — емкости; 4 — теплообменник; 5 — подогреватель; 6 — десорбер; 7 — холодильник; 8 — разделительная емкость; 9 — конденсатосборник; 10 — насос; 11 — масляный холодильник; I — газ сырой; II — газ сухой,- III — вода; IV — пар; РУ — регулятор уровня; РПД — регулятор противодавления; ТР — терморегулятор

Из емкости 3 насыщенный абсорбент поступает в теплообменник 4, где за счет теплообмена с регенерируемым абсорбентом нагревается и направляется в подогреватель 5. Нагретый до температуры выпарки насыщенный абсорбент из подогревателя 5 направляется в десорбер 6. Десорбция абсорбента протекает по принципу ректификации. В верхнюю часть десорбера вводятся жидкие углеводороды, получаемые из отгоняемых паров, а в нижнюю часть поступает водяной пар. Пары углеводородов и воды, отгоняемые из десорбера, направляются в холодильник 7, где охлаждаются, превращаясь в жидкую фазу. Из холодильника 7 жидкость поступает в разделительную емкость 8, где происходит отделение газового бензина от воды. Вода из емкости удаляется, а газовый бензин поступает в конденсатосборник 9. Часть газового бензина с помощью насоса 10 подается в верх десорбера для орошения. Восстановленный абсорбент из нижней части десорбера направляется через теплообменник 4 в масляный холодильник 11 и далее в емкость 12, из которой с помощью насоса подается в абсорбер. Свежий абсорбент в случае необходимости добавляется из емкости 14. Для смены отработанного абсорбента, которая производится через определенный промежуток времени, на трубопроводе от десорбера предусматривается отвод к емкости. Если абсорбент меняется без остановки процесса, то по этому отводу от- регенерированный абсорбент сливают в емкость 13, а в абсорбер из емкости 14 насосом подается свежий абсорбент.

Установка может быть полностью автоматизирована. Уровень жидкости в абсорбере, десорбере и во всех емкостях поддерживается регуляторами уровня. Поддержание постоянного давления на выходе паров или газов из емкостей осуществляется с помощью регулятора противодавления. Подача пара в подогреватель и холодного орошения в десорбер регулируется терморегуляторами, которые поддерживают заданную температуру. Автоматически поддерживаются также соотношение между абсорбентом и газом. В качестве абсорбента используются стабильный углеводородный конденсат, керосин, солярка, лигроин и другие фракции тяжелых углеводородов.

Принцип работы сепараторов газа

На промысловых установках по подготовке газа к транспорту с использованием любых методов извлечения воды и жидких компонентов из газа применяют сепараторные конструкции, принцип действия которых основан на различии физических свойств компонентов смеси.

Наиболее широко используют гравитационный и инерционный принципы отделения газа от капельной жидкости и механических примесей. По конструктивному оформлению сепараторы, использующие инерционный принцип, подразделяются на два типа: жалюзийные, в которых жидкость от газа отделяется за счет многократного изменения направления движения потока газа; циклонные, в которых сепарация осуществляется созданием закрученного потока газа. Имеются также сепараторы, в которых использованы оба указанных принципа. По геометрическим формам сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и сферические (сферическая форма в отечественной газопромысловой практике не нашла широкого распространения). Каждая из конструкций аппаратов имеет определенные достоинства и недостатки. Вертикальный сепаратор хорошо работает при пульсации потока и легко очищается. Меньшая площадь зеркала жидкости, чем в других типах сепараторов, резко снижает обратное испарение жидкости. Преимущество вертикальных сепараторов — надежность работы регулятора уровня при отводе жидкой фазы. Горизонтальный сепаратор более транспортабелен, экономичен при обработке больших объемов газа. При одинаковой пропускной способности диаметр горизонтального сепаратора обычно меньше диаметра вертикального. Сепараторы независимо от типа имеют сепарационную, коагуляционную и сборную секции. Сепарационную секцию условно можно разделить на первичную и вторичную. Первичная служит для отделения основной крупнодисперсной массы жидкости от газового потока. Для увеличения эффективности работы ее входной патрубок располагают тангенциально, а при прямом вводе газового потока перед ним устанавливают отражающую перегородку. Жидкость отделяется от газа в результате действия центробежной силы при тангенциальном вводе или в результате изменения направления потока при прямом. Вторичная сепарационная, или осадительная, секция предназначена для удаления среднедисперсной части жидкости. Основной принцип сепарации в ней — гравитационное осаждение, которое проявляется при малых скоростях газа. Главное требование гравитационного осаждения состоит в уменьшении турбулентности, поэтому в некоторых конструкциях сепараторов предусматривают специальные приспособления, выпрямляющие поток. Коагуляционная секция (экстрактор тумана) служит для удержания мелких капель жидкости, не осевших в осадительной секции. Для коагуляции и улавливания мелких капель употребляют различного вида жалюзийные насадки, в которых используют инерционные силы и большую поверхность контакта с сепарируемой средой. Капельки малых размеров (диаметром менее 100 мкм) уносятся с жалюзийной насадки и улавливаются в экстракторе тумана, состоящем из набора проволочных сеток (капилляров). Сборная секция служит для накопления и удаления отсепарированной жидкости. Она должна иметь достаточный объем и располагаться так, чтобы сепаратор нормально работал при неравномерном потоке, а отсепарированная жидкость не мешала течению газа. Процесс коагуляции капель нестационарный, и для его стабилизации необходимо определенное время. При размерах капель до 10

6 см преобладает броуновское движение, а выше — турбулентное. Ввиду того, что плотность газа значительно ниже плотности жидкости, в турбулентном потоке газа при размерах капель более 10 4 см большое влияние оказывают инерционные силы, и укрепление капель идет в основном в результате турбулентной коагуляции. Рост капель происходит до тех пор, пока не начинается их дробление турбулентными пульсациями. С этого момента в потоке газа устанавливается равновесие между укрупнением и дроблением капель. Из общей теории устойчивости течения газожидкостных систем известно, что максимальное значение скорости газа, при которой капли жидкости срываются с поверхности текущей пленки, происходит при совместном движении газа и жидкости в горизонтальных трубах. Одновременно можно сделать вывод о том, что лучший тип газожидкостного сепаратора — отрезок горизонтальной трубы, на входе которой установлено устройство, обеспечивающее перевод капельной взвеси в пленочное состояние. Такого типа устройствами могут быть различные завихрители, крыльчатки, шнеки и т.д.

Очистка газов от механических примесей

Нормальная работа технологического оборудования и качество выпускаемой продукции во многом зависят от содержания в газе не только влаги и кислых компонентов, но и механических примесей. Наличие механических примесей способствует истиранию металла, вызывает его износ, приводит к выводу из строя уплотнительных колец, клапанов и гильз цилиндров поршневых компрессоров, снижает их КПД. Механические примеси отлагаются также на поверхности труб холодильников и резко снижают их коэффициент теплопередачи. Источники механических примесей в газе — это остатки строительного мусора, продукты коррозии внутренних поверхностей труб, арматуры и аппаратов; грунт, попавший в газопроводы при проведении ремонтных работ; частицы керна и т.д. Наиболее крупные частицы примеси содержатся в газопроводах в начальных периодах эксплуатации, когда газовым потоком из труб выносятся остатки строительного мусора. Через один-два года эксплуатации размер твердых частиц уменьшается. Для обеспечения нормальной работы оборудования газ необходимо очистить от механических примесей. Этот процесс осуществляется с применением специальных пылеуловителей и в комбинации при разделении газожидкостных потоков в обычных сепараторах.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на следующие виды:

* работающие по принципу «сухого» отделения пыли; в таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции; к ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры (керамические, тканевые, металлокерамические и др.);

* работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли; в этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат; к ним относятся вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители и др.;

* использующие принцип электроосаждения; данные аппараты почти не применяют для очистки природного газа.

Выбор типа пылеуловителя зависит от размера частиц и требуемой степени очистки. Частицы размером от 100 до 500 мкм улавливаются в осадительных расширительных камерах, дрипах и циклонах. Объемные сепараторы практически отделяют только крупнодисперсную пыль размерами частиц 50. 100 мкм. Для улавливания частиц от 1 до 100 мкм используют циклоны, мокрые пылеуловители, керамические и металлокерамические фильтры. Частицы размером менее 1 мкм находятся в броуновском движении и не осаждаются под действием сил тяжести. Такая взвесь может быть уловлена в электрофильтрах и мокрых пылеуловителях. В последних в качестве орошения должна использоваться жидкость с хорошей смачивающей способностью. Промысловые очистные аппараты работают в основном по принципу выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или по принципу использования действия центробежных сил при специальной закрутке потока. Принцип работы масляных пылеуловителей основан на поглощении механических примесей и капельной углеводородной жидкости при прохождении газа через слой масла. Через период, определяемый в основном количеством механических примесей в газе, происходит насыщение масла. После чего требуется замена поглотительной жидкости. Для повышения эффективности выделения примесей широкое применение нашли также фильтры-сепараторы. Эти аппараты представляют собой обычные сепараторы с осадочными элементами, которые способствуют укрупнению капель при прохождении через них продукции. Одной из наиболее эффективных конструкций считаются аппараты фирмы «Пико», которые обеспечивают удаление из газа не менее 98 % всех капель жидкости и твердых частиц размерами более 1 мкм. Общий коэффициент извлечения из газа примесей составляет не менее 99,9 %. Загрязненный газ обычно не поступает непосредственно на элементы фильтра, а проходит предварительно через стояк. Это исключает эрозию фильтрующих элементов. Одновременно стояк служит как распределитель потока и отделитель крупных частиц, которые собираются в жидкостном отстойнике первой ступени. После стояка газ проходит через фильтрующие элементы, где отделяются как твердые частицы, так и крупные капли жидкости, а мелкие капли жидкости соединяются в крупные. Газ с капельками жидкости поступает во вторую ступень фильтра и затем — во влагоотделитель, где крупные капли жидкости отделяются и жидкость отводится в отстойник второй ступени.

Газовые фильтры и фильтры-сепараторы фирмы «Пико» сконструированы с открытым концом, что обеспечивает безопасный подход к ним при их замене. Твердые и жидкие частицы размером более 15 мкм собираются на внешней поверхности фильтрующего элемента (мелкие твердые частицы размером менее 1 мкм улавливаются в толще фильтруемой среды). Фильтры-сепараторы изготавливаются как в вертикальном, так и в горизонтальном исполнении, с широким набором фильтрующих материалов.

Установки низкотемпературной сепарации

На первых газовых промыслах для подготовки газа к транспорту применяли установки простой сепарации. Такие установки включают в себя первичный сепаратор высокого давления для удаления капельной жидкости и механических примесей, вторичный сепаратор для разделения газожидкостной смеси и устройство для отвода газового конденсата и регулирования процесса дросселирования газа. Установка снабжена несколькими регуляторами уровня и главным дроссельным клапаном; регуляторы служат для спуска воды и вывода газового конденсата из сепаратора.

Установки такого типа обычно монтируют при скважинах с небольшим дебетом. При наличии в газе конденсата, наряду с абсорбционной и адсорбционной сушкой, особенно в условиях северных газоконденсатных месторождений, широко применяют НТС, а при содержании конденсата более 100 см3 в 1 м3 газа применяют также и низкотемпературную абсорбцию. Для охлаждения газа и газового конденсата при НТС используют два метода: дросселирование газа и применение специальных холодильных машин. Метод дросселирования основан на дроссель-эффекте, или на эффекте Джоуля — Томсона. Суть этого эффекта заключается в изменении температуры газа при снижении давления на дросселе, т.е. на местном препятствии потоку газа. Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями.

Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях принимается давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа определяется экспериментальным путем. Для обеспечения однофазного движения газа по магистральным трубопроводам температура сепарации выбирается с учетом теплового режима работы газопровода.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Сведения об очистке природного газа. Применение пылеуловителей, сепараторов коалесцентных, «газ-жидкость», электростатического осаждения, центробежных и масляных скрубберов. Универсальная схема установки низкотемпературной сепарации природного газа.

реферат [531,8 K], добавлен 27.11.2009

Изучение классификации методов осушки природных газов. Состав основного технологического оборудования и механизм работы установок подготовки газа методом абсорбционной и адсорбционной осушки. Анализ инновационного теплофизического метода осушки газа.

доклад [1,1 M], добавлен 09.03.2016

Централизации технологических объектов подготовки газа. Конфигурации трубопроводных коммуникаций и расчет рабочего давления. Очистка от механических примесей. Общая оценка процесса осушки газа, способы выделения из него сероводорода и двуокиси углерода.

реферат [992,0 K], добавлен 07.06.2015

Классификация углеводородных газов. Процесс очистки газов от механических примесей. Осушка газа от воды гликолями. Технология удаление сероводорода и углекислого газа. Физико-химические свойства абсорбентов. Процесс извлечения тяжелых углеводородов.

презентация [3,6 M], добавлен 26.06.2014

Расчет материального и теплового балансов и оборудования установки адсорбционной осушки природного газа. Физико-химические основы процесса адсорбции. Адсорбенты, типы адсорберов. Технологическая схема установки адсорбционной осушки и отбензинивания газа.

курсовая работа [1,5 M], добавлен 24.05.2019

Процесс очистки и осушки сырого газа, поступающего на III очередь Оренбургского ГПЗ. Химизм процесса абсорбционной очистки сырого газа от примесей Н2S, СО2. Краткое техническое описание анализатора АМЕТЕК 4650. Установка и подключение системы Trident.

дипломная работа [3,2 M], добавлен 31.12.2015

Процесс и типичная схема установки низкотемпературной сепарации. Основные факторы, влияющие на процесс, основные недостатки и достоинства установок. Особенности функционирования жалюзийных, центробежных, сетчатые сепараторов и фильтров-сепараторов.

реферат [663,9 K], добавлен 04.06.2011

Источник