Подготовка газа к транспортировке 2 (стр. 7 из 12)

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_мпо 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.

3.3. ОСУШКА ГАЗА ТВЕРДЫМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ

Для осушки газа на промышленных установках применяют силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель, активированный боксит (флорид) и молекулярные сита.

Установки адсорбционной осушки имеют 2—4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из трех последовательных стадий: адсорбция продолжительностью 12—20 ч; регенерация адсорбента в течение 4—6 ч и охлаждение адсорбента в течение 1—2 ч. Технологическая схема осушки газа представлена на рис. 15.

Рис. 15. Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями:

1 — сепаратор; 2 и 7 — слив воды; 3 — нагреватель; 4 и 5 — адсорберы; 6 — сепаратор; 8 — теплообменник. Потоки: / — влажный газ; // — осушенный газ;! III — обводная линия

Газ после сепаратора, где происходит его очистка от механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, поступает в адсорбер с регенерированным осушителем. Адсорбент поглощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из адсорбента направляется в магистральный газопровод. Часть сырого отсепарированного газа подается в подогреватель, а затем в адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации.

Горячий газ после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепаратор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся при охлаждении газа. После отделения влаги газ сливается с основным потоком сырого газа и поступает на осушку. Охлаждение адсорбента проводят холодным осушенным газом.

В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы

(-40° С и ниже).

Количество адсорбента (в кг), необходимое для осушки газа, определяют по формуле:

G = V_н *(W_н – W_к)* τ/ 24*α (11)

где V_н — количество поступающего на осушку газа, приведенного к 20° С и 760 мм рт. ст., м³/сут; W_н , W_к — влагосодержание соответственно влажного и осушенного I газа, кг/м³; τ — продолжительность поглощения, ч; а —. активность адсорбента (а=0,04—0,05).

3.4. ОСУШКА ГАЗА ЖИДКИМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ

В настоящее время практически на большинстве промыслов осушка газа производится жидкими поглотителями.

Для адсорбционной осушки газа применяют в основном диэтиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушки впрыском как ингибитор гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ).

Свойства химически чистых гликолей приведены в табл. 13, а технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью, — в табл. 14.

Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями представлена на

рис. 16.

Газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скрубберной секции адсорбера, осушается раствором 1 гликоля. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию, где от него отделяются капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод. Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в десорбере.

В промышленности приходится иметь дело с водными растворами гликолей. На рис. 17, а, б представлены графики зависимости точки росы осушенного газа от концентрации растворов ДЭГ и ТЭГ и температуры контакта.

Количество свежего раствора поглотителя (в кг/ч) необходимого для осушки газа до заданной точки росы определяют по формуле:

G = W_χ2 / χ₁ - χ₂ , (12)

где W_χ2— количество извлекаемой из газа влаги, кг/ч; χ₁ и χ₂ — массовая доля гликоля соответственно в свежем и насыщенном растворе.

На практике разность между концентрациями свежем и насыщенного растворов принимают равной 3—4%.

На промышленных установках осушки газа расход циркулирующего раствора составляет 0,03—0,05 м³/кг извлекаемой воды.

Конденсат из сепараторов собирается в емкости выветривания, в которой поддерживается давление 15— 30 кгс/см², а насыщенный гликоль подается на регенерацию.

Таблица 13

Свойства химически чистых гликолей

Показатели	ЭГ [сн2он— СН3ОН]	ДЭГ [ОН(СН2)2О* *(СН2)2ОН]	ТЭГ [ОН(СН2)2О* *(СН2)2О * *{СН2)2ОН]
Относительная молекулярная масса	62,07	106,12	150,17
Плотность, г/см3: при 20° С	1,11	1,118	.
15° С	1,117	1,119	1,1274
Температура кипения (в °С) при давлении, мм рт. ст.:
760	197	245	285
50	123	164	198
10	91	128	162
Температура, °С:
начала разложения	164	164,5	206
замерзания	—12,6	—8	—7,6
вспышки (в открытом тигле)	115	-143,3	165,5
воспламенения на воздухе	—	350,3	173,9
Скрытая теплота парообра- зования при давлении 760 мм рт. ст., кал/г	190,9	150	99,4
Коэффициент объемного расширения при темпе- ратуре 0—50° С	0,00062	0,00064	0,00069
Коэффициент . рефракции при 20° С	1,4318	1,4472	1,4559
Поверхностное натяжение (в дин/см) при температуре, 0С
25	46,49	48,5	--
20	--	--	45,2
кипения	_	26,28	22,45
Вязкость (В Спз) при температуре, "С
20	20,9	35,7	47,8
15	26,09	—	—

Таблица 14