Подготовка газа к транспортировке 2 (стр. 6 из 12)

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
Диаметр корпуса, мм	Высота, мм	Площадь поперечного сечения, м²	контактных	дренажных из осадителыной с секции	дренажных из отбойной секции	Число отбойни	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: