04.06 14:17Отца Филиппа Киркорова поздравит Кавалли[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 14:12Виктория Бекхэм продает свои декольте (ФОТО)[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 14:11Шэрон Стоун попала в черные списки[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 14:09Линдсей Лохан выпускает собственную линию духов[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 14:07Де Ниро боится Голливуда[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 14:06Павел Зибров может поехать на Евровидение[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 13:56Дженнифер Энистон нашла замену Брэду Питту[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 13:51Команду Билана покинул Плющенко[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 13:37В Киеве Пола Маккартни будут угощать омлетом из нутовой муки[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
04.06 13:30В Киеве пройдут дни украинского кино[УКРАИНСКИЙ МУЗЫКАЛЬНЫЙ ПОРТАЛ]
Я:
Результат
Архив

Главная / Предметы / Технология / Подготовка нефти и газа к транспорту


Подготовка нефти и газа к транспорту - Технология - Скачать бесплатно


 существующие   деэмульсаторы   делятся   на    электролиты,
неэлектролиты   и   коллоиды.   Деэмульсаторами-электролитами   могут   быть
некоторые органические и минеральные кислоты (серная, соляная  и  уксусная),
щелочи и соли (поваренная соль, хлорное железо, нафтенат  алюминия  и  др.).
Электролиты могут  образовывать  нерастворимые  осадки  с  солями  эмульсии,
снижать стабильность  бронирующей  оболочки  или  способствовать  разрушению
эмульсаторов бронирующей пленки.  Электролиты  как  деэмульсаторы  применяют
крайне ограниченно вследствие их высокой стоимости или  особой  коррозионной
активности к металлу оборудования. К неэлектролитам  относятся  органические
вещества, способные растворять бронирующую оболочку  эмульгатора  и  снижать
вязкость нефти, что ускоряет осаждение капель воды.  Такими  деэмульсаторами
могут быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол  и
др.  Неэлектролиты  в  промышленности  не  применяются  из-за   высокой   их
стоимости.
      Деэмульсаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества, которые в
эмульсии разрушают или ослабляют защитную  оболочку  и  могут  преобразовать
исходную эмульсию (в/н)  в  эмульсию  противоположного  типа  (н/в),  т.  е.
способствовать инверсии эмульсии.
       Наиболее эффективны деэмульсаторы,  полученные  присоединением  окиси
этилена  к  органическим  веществам;  они  наиболее  широко  применяются  на
практике. Деэмульсирующую способность этой группы  ПАВ  можно  регулировать,
изменяя число молекул окиси этилена,  вступивших  в  реакцию.  Растворимость
деэмульсатора в воде увеличивается с удлинением окись-этиленовой  цепи.  При
необходимости  можно  придать  этим  веществам  гидрофобные  свойства  путем
присоединения  окиси   пропилена,   т.е.   имеется   возможность   создавать
деэмульсаторы с любыми необходимыми свойствами.
      Деэмульсаторы должны хорошо растворяться в одной из  фаз  эмульсии  (в
воде  или  нефти),  т.е.  быть   гидрофильными   или   гидрофобными,   иметь
поверхностную  активность,  достаточную  для  разрушения  бронирующих  слоев
оболочек глобул,  быть  инертными  но  отношению  к  металлам,  не  ухудшать
качества нефти, быть дешевыми и по возможности универсальными  по  отношению
к эмульсиям различных нефтей и вод.
      Чем раньше деэмульсатор вводится в  смесь  воды  и  нефти,  тем  легче
происходит дальнейшее  разделение  эмульсии.  Однако  для  деэмульсации  еще
недостаточно одного введения  деэмульсатора,  необходимо  обеспечить  полный
контакт  его  с  обрабатываемой  эмульсией,  что   достигается   интенсивной
турбулизацией и подогревом эмульсий.
      Электрическое обезвоживание  и  обессоливание  нефти  особенно  широко
распространено в заводской практике,  реже  применяется  на  нефтепромыслах.
Возможность  применения  электрического  способа  в  сочетании   с   другими
способами можно отнести к одному из основных его преимуществ.
      Установлено, что деэмульсация нефти в  электрическом  поле  переменной
частоты и силы тока  в  несколько  раз  эффективней,  чем  деэмульсация  при
использовании постоянного тока.
      На эффективность электродеэмульсации  значительно  влияют  вязкость  и
плотность эмульсии, дисперсность,  содержание  воды,  электропроводность,  а
также прочность адсорбированных оболочек. Однако основным фактором  является
напряженность электрического поля. В настоящее время электродеэмульсаторы  в
основной  работают  на  токе  промышленной  частоты  (50  Гц),  реже  —   на
постоянном токе. Напряжение на электродах деэмульсаторов  колеблется  от  10
000 до 45 000 В.
      По форме электродегидраторы  бывают  сферическими  и  цилиндрическими,
причем последние можно устанавливать горизонтально и вертикально.


                             СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

      Добываемые нефти могут содержать в различных количествах  растворенные
газы (азот, кислород, сероводород, углекислоту, аргон  и  другие)  и  легкие
углеводороды.    При    движении    нефти    от    забоя     скважины     до
нефтеперерабатывающего  завода  из-за  недостаточной   герметизации   систем
сбора, транспорта и хранения часто полностью  теряются  растворенные  в  ней
газы  и  происходят  значительные  потери  легких  нефтяных   фракций.   При
испарении легких фракций, таких как метан, этан и пропан, частично  уносятся
и более тяжелые углеводороды (бутан, пентан и др.). Как известно,  чем  чаще
нефть контактирует с атмосферой и чем продолжительней  контакт  с  ней,  тем
больше потери легких фракций.
      Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех  путей
движения нефти.  Однако  несовершенство  существующих  систем  не  позволяет
практически сделать это.
      Следовательно, необходимо газы  и  легкие  фракции  нефти  отобрать  в
условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки, тем  самым
снизить способность нефти к испарению.  Основную  борьбу  с  потерями  нефти
необходимо начинать с выхода ее из скважины.
      Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением
рациональных  систем  сбора  нефти  и  попутного  нефтяного  газа,  а  также
сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего  хранения  и
транспорта. Под  стабилизацией  нефти  следует  понимать  извлечение  легких
углеводородов, которые при нормальных условиях являются  газообразными,  для
дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности.
      В настоящее время для стабилизации нефти  на  промыслах  используют  в
основном метод сепарации. Применяют  сепараторы  различных  конструкций,  из
которых наибольшее распространение  получили  гравитационные,  жалюзийные  и
центробежные (гидроциклонные).
       В гравитационных сепараторах осаждение капельной и твердой взвесей из
газового потока происходит  под  действием  силы  тяжести.  Высокая  степень
разделении газа и жидкости  достигается  при  очень  малых  скоростях  газа.
Установленная практикой  оптимальная  скорость  газа,  при  которой  степень
отделения нефтяной взвеси составляет 75—85%, равна 0,1 м/с  при  давлении  6
МПа.
      Жалюзийные сепараторы позволяют достичь более высокой степени  очистки
газа от  взвешенной  нефти,  чем  гравитационные.  Установленная  на  выходе
такого сепаратора жалюзийная насадка  отбивает  значительную  часть  капелек
нефти, не осевших под действием гравитационной силы.
      В гидроциклонных сепараторах отделение газа от нефти происходи за счет
отбрасывания центробежной силой более  тяжелых  капель  нефти  к  периферии,
т.е. к стенкам сепаратора, по которым она стекает вниз.

              ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

      Сбор и подготовка нефти и попутного газа  на  площадях  месторождений,
начинающиеся  вблизи  устья  скважин   и   заканчивающиеся   на   установках
подготовки  нефти  и  газа,  являются   единой   технологической   системой.
Существует сравнительно много  технологических  схем  по  подготовке  нефти,
однако их следует рассматривать совместно с системами сбора  нефти  и  газа.
Рассмотрим одну из таких систем.


                           Напорная система сбора

      Напорная система сбора (см.  рис.)  действует  следующим  образом.  Из
скважины нефть под давлением поступает на автоматическую групповую  замерную
установку, где поочередно замеряется дебит всех скважин, а затем  вся  нефть
подается на участковую сепарационную установку.  Дебит  скважины  замеряется
жидкостным  расходомером  с  предварительным  отделением  газа  в  циклонном
сепараторе. После прохождения расходомера нефть и газ  снова  смешиваются  и
подаются на участковую сепарационную установку,  где  на  сепараторе  первой
ступени  при  давлении  4—5   кгс/см2   газ   отделяется   и   подается   на
газоперерабатывающий  завод.  Нефть  с   пластовой   водой   и   оставшимися
растворенными газами насосами перекачивается на центральный  сборный  пункт,
где проходит вторую ступень сепарации через концевые сепараторы  и  подается
на установку комплексной подготовки или в сырьевые  резервуары.  Газ  второй
ступени     сепарации     компрессорной     станцией     направляется     на
газоперерабатывающий завод.
      Данная напорная система сбора полностью герметизирована, что исключает
потери газа и легких фракций нефти.  Она  позволяет  производить  подготовку
нефти на  центральном  пункте  нескольких  месторождений,  расположенных  на
расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт  нефти  и  воды
может привести к созданию стойких  эмульсий,  и  при  высокой  обводненности
нефти могут увеличиться эксплуатационные расходы на транспорт. Тем не  менее
это одна из перспективных систем сбора нефти, которая широко  применяется  в
настоящее время.
      Существует  сравнительно  большое  число   технологических   схем   по
подготовке  нефти,  газа  и  воды.  Сами  установки  по   подготовке   могут
размещаться в любом пункте системы  сбора,  начиная  от  скважины  и  кончая
головными сооружениями магистральных нефтепроводов.

                                    [pic]

      Рис. Напорная система сбора нефти, газа и воды:
      1 — выкидные линии; 2 — гидроциклонные  сепараторы;  3  —  расходомеры
жидкости; 4 — сборные напорные коллекторы; 5 — сепараторы первой ступени;  6
— центробежные насосы; 1 — сепаратор второй ступени; 8 —  сепаратор  третьей
ступени; 9  —  сырьевые  резервуары;  КС  —  компрессорная  станция;  ГПЗ  —
газоперерабатывающий завод.

      Целесообразность размещения установок подготовки нефти в том или  ином
пункте  определяется  в  каждом  конкретном   случае   технико-экономическим
анализом  возможных  вариантов.  Установлено,  что  наименьшие   капитальные
вложения  и  эксплуатационные  затраты  на  подготовку  нефти  возможны  при
размещении  установок  в  местах  наибольшей  концентрации  нефти   (сборные
пункты, товарные парки, головные сооружения).
      Оптимальной  технологической  схемой  подготовки  нефти  к  транспорту
следует  считать  такую,  которая  при  наименьших  затратах  в   отведенное
технологическое время позволяет  получать  нефть  с  допустимым  содержанием
воды, солей и с необходимой глубиной стабилизации.
      В настоящее время проводят  комплексную  подготовку  нефти  в  районах
промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях  созданы  комплексные
установки по подготовке нефти, которые  объединяют  процессы  обезвоживания,
обессоливания и стабилизации.
      На  рис.  приведена  принципиальная  технологическая  схема  установки
комплексной теплохимической подготовки нефти.

                                    [pic]

        Рис. Установка комплексной теплохимической подготовки нефти.

      Нефть из скважины после групповых  замерных  установок  по  коллектору
подается в концевую совмещенную сепарационную установку КССУ  2,  в  которую
через  смеситель  1  подается  горячая  вода  из  отстойника  6,  содержащая
отработанный деэмульгатор. Под действием тепла  пластовой  воды  и  остатков
деэмульгатора, поступающих из отстойника 6 в КССУ  2,  происходит  частичное
разделение эмульсии на нефть, воду  и  газ.  Отделившаяся  вода  подается  в
нефтеловушки 20, а  выделившийся  газ  поступает  на  газобензиновый  завод.
Нефть из КССУ 2 вместе  с  оставшейся  водой  насосом  3  прогоняется  через
теплообменники 4 и пароподогреватели 5, затем  нагретая  нефть  поступает  в
отстойник 6 для окончательного отделения  нефти  от  воды.  Отделенная  вода
уносит с собой  основное  количество  солей  из  нефти.  Для  более  полного
обессоливания нефть из отстойника  6  направляется  на  смешение  с  горячей
пресной водой, которая подается  насосом  17  с  предварительным  подогревом
пароподогревателем 15 и обескислороживанием в емкости 16. После  тщательного
перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия  направляется
в отстойник 7, где доводится до  требуемой  кондиции  по  содержанию  солей.
После обессоливания и отделения воды  нефть  при  необходимости  может  быть
направлена из отстойника 7 на дополнительное обессоливание  и  обезвоживание
в электродегидратор 8, а если содержание воды и солей в пределах  нормы,  то
нефть, минуя электродегидратор 8, подается прямо в  вакуумный  сепаратор  9.
Вакуумные компрессоры 12 забирают из  сепаратора  9  газ,  из  которого  при
прохождении холодильника  10  и  гидроциклонного  сепаратора  11  выделяется
основное  количество  легких  углеводородов.  Конденсат  из  сепаратора   11
отправляется на газобензиновый завод,  а  газ  направляется  на  специальные
установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником 4 в нефть  вводится
деэмульгатор, воздействующий на  поверхностные  свойства  пограничных  слоев
двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также  вводится  вместе  с  подачей  пресной
воды перед отстойником 7.
      Дайной  системой  предусмотрена  очистка  сточных  вод  с  последующей
подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

                    ОЧИСТКА ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

      К механическим примесям относятся частицы  породы,  выносимые  газовым
потоком  из  скважины,  строительный  шлак,   оставшийся   после   окончания
строительства промысловых газосборных сетей и  магистральных  трубопроводов,
продукты коррозии  и  эрозии  внутренних  поверхностей  и  жидкие  включения
конденсата и воды.
      Согласно  техническим  требованиям  на  природные  и   нефтяные   газы
содержание жидкой взвеси в транспортируемом газе не должно  превышать  25—50
г. на 1000 м3 газа. Еще более жесткие требования  необходимо  предъявлять  к
содержанию  твердой  взвеси  (не  более  0,05мг/м3),  которая   способствует
эрозионному износу  технологического  оборудования  газопроводов.  Так,  при
содержании 5—7 мг/м3 твердой  взвеси  к.п.д.  трубопроводов  уменьшается  на
3—5% в течение двух месяцев  эксплуатации,  а  при  запыленности  более  чем
ЗОмг/м3 трубопровод выходит из строя через  несколько  часов  из-за  полного
эрозионно-ударного износа.
      По принципу работы аппараты для очистки газа от механических  примесей
подразделяются на:
  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;
 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  масляные  пылеуловители,  шаровые
скрубберы и т.д.;
  использующие  принцип   электроосаждения.   Данные   аппараты   почти   не
применяются для очистки природного газа.
      Наиболее   широко   используются   аппараты   «мокрого»   и   «сухого»
пылеулавливания. Очистка газа по пути следования  его  от  месторождения  до
потребителя производится в несколько ступеней.  Для  ограничения  выноса  из
месторождения породы призабойную зону оборудуют фильтром.
        Вторую  ступень  очистки  газ  проходит  на  промысле   в   наземных
сепараторах, в которых  сепарируется  жидкость  (вода  и  конденсат)  и  газ
очищается от частиц породы и пыли. Промысловые очистные  аппараты  работают,
используя  свойства  выпадения  взвеси  под  действием  силы   тяжести   при
уменьшении скорости потока газа или используя действие центробежных сил  при
специальной закрутке потока. Поэтому промысловые  аппараты  очистки  делятся
на гравитационные и циклонные. Гравитационные аппараты  бывают  вертикальные
и горизонтальные. Вертикальные  гравитационные  аппараты  рекомендуются  для
сепарации газов, содержащих твердые частицы  и  тяжелые  смолистые  фракции,
так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа.
      Вертикальные    сепараторы    изготовляют    диаметром     400—1650мм,
горизонтальные — диаметром 400—1500мм при максимальном давлении 16 МПа.  При
оптимальной скорости эффективность сепарации составляет до 80%.
      Третья ступень очистки газа происходит на линейной части газопровода и
компрессорных станциях. На линейной части устанавливают  конденсатосборники,
так как в результате несовершенной сепарации на промысле  газ  всегда  имеет
жидкую фазу. Наибольшее  распространение  получили  конденсатосборники  типа
«расширительная камера» (см. рис.). Принцип их работы основан  на  выпадении
из потока газа капелек жидкости под действием силы  тяжести  из-за  снижения
скорости   газа   при   увеличении   диаметра   трубопровода.   Существенным
недостатком при эксплуатации газопроводов с системой «расширительных  камер»
являются  затруднения,  связанные  с   пропуском   устройств   для   очистки
внутренней полости трубопровода.
                                    [pic]

      Рис. Конденсатосборник типа «расширительная камера».

      Вертикальный масляный пылеуловитель  представляет  собой  вертикальный
стальной цилиндр со сферическим днищем, рассчитанным на рабочее  давление  в
газопроводе.  Диаметр  пылеуловителя  1080—2400  мм.  Внутри   пылеуловителя
находятся  устройства,  обеспечивающие  контактирование  масла  с  газом   и
отделение частиц масла от  газа  при  выходе  его  из  аппарата.  Пропускная
способность масляного пылеуловителя может быть рассчитана по формуле
      [pic],
      где Q — максимальная пропускная способность при стандартных  условиях,
м3/сут; D — внутренний диаметр пылеуловителя, м; p — давление газа, МПа;  рж
и рг— плотность смачивающей жидкости и газа при рабочих условиях,  кг/м3,  Т
— температура газа, К.
        Чтобы  обеспечить  нормальную  работу   пылеуловителей,   необходимо
поддерживать постоянный уровень масла. Пропускная  способность  вертикальных
масляных  пылеуловителей  при  заданном  давлении  ограничивается  скоростью
потока газа в контактных трубках, которая не должна превосходить 1—3 м/с.
      Преимущество вертикального  масляного  пылеуловителя  по  сравнению  с
горизонтальным пылеуловителем заключается в высокой степени  очистки  (общий
коэффициент очистки достигает 97—98%).  Недостатками  его  являются  большая
металлоемкость, наличие жидкости и ее унос (допускается не более  25  г.  на
1000 м3 газа),  большое  гидравлическое  сопротивление  (0,35—0,5  кгс/см2),
чувствительность   к   изменениям   уровня   жидкости.   В    горизонтальном
пылеуловителе используется барботажный способ промывки газа вместо  промывки
в  контактных  трубках.  Поток  газа,  поступающего  в  аппарат  через   два
симметричных патрубка, меняет направление на 90° перед  отбойным  козырьком.
Далее газ поступает в регистры с щелевидными  отверстиями  для  равномерного
распределения под горизонтальным  стальным  листом  с  перфорацией,  который
делит пылеуловитель на две части.
      Циклонный  пылеуловитель  представляет  собой  аппарат  цилиндрической
формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает  через  боковой  верхний
входной  патрубок  в  распределитель,  к  которому  приварены  звездообразно
расположенные  циклоны,   закрепленные   неподвижно   на   нижней   решетке.
Отсепарированная жидкость и твердые частицы  по  дренажному  конусу  циклона
попадают в грязевик.


                УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ И БОРЬБА С НИМИ

      Влажный газ — смесь сухого газа и водяного  пара.  Поскольку  молярная
концентрация  компонентов  в  паровой  (газовой)  смеси   соответствует   их
парциальному давлению, то молярное содержание водяного  пара  в  газе  можно
выразить формулой
      [pic],
      где  WB  —  содержание  водяных  паров,  моль/моль  или  м3/м3;  р   —
относительная влажность газа; р — давление насыщенных паров воды при  данной
температуре, Па; Р — полное давление газа, Па.
      Относительной влажностью газа [pic]  называется  отношение  количества
паров воды, фактически находящихся в газе при данных t  и  P,  к  количеству
паров, способных  удержаться  в  газе  в  состоянии  насыщения  при  тех  же
условиях.
      Температура, при которой газ становится насыщенным при данным давлении
и количестве водяного пара, называется точкой росы газа.


                           Гидраты природных газов

      Гидраты  —  кристаллические  вещества,  образованные  ассоциированными
молекулами  углеводородов  и  воды;  они  имеют  кристаллическую  структуру.
Свойства гидратов газов позволяют рассматривать  их  как  твердые  растворы.
Исследования показали, что содержание водяного пара в  газообразной  фазе  в
системе «газ — гидрат» меньше, чем его содержание в системе  «газ  —  вода».
Возникновение гидрата обусловлено  определенными  давлением  и  температурой
при  насыщении  газа  парами  воды.  Гидраты  распадаются  после  того,  как
упругость паров воды будет ниже  парциальной  упругости  паров  исследуемого
гидрата. Гидраты природных  газов  внешне  похожи  на  мокрый  спрессованный
снег, переходящий в лед.  Скапливаясь  в  газопроводах,  они  могут  вызвать
частичную или полную их закупорку и  тем  самым  нарушить  нормальный  режим
работы  магистрали.  Составы  гидратов   выражаются   формулами:   CH4*6H2O,
C2H6*6H2O, C3H8*17H2O и др.
      В газопроводе очень важно определить место образования  гидратов.  Для
этого необходимо знать состав  и  начальную  влажность  газа,  а  также  его
давления и температуру в газопроводе.
      При понижении давления в газопроводе гидраты могут образовываться  при
все  более  низких  температурах.  Когда  давление  станет  ниже  некоторого
предела, гидраты  смогут  образовываться  при  обычной  температуре  газа  в
газопроводе - возникает опасность  гидратной  пробки.  После  выпадения  газ
недонасыщен парами воды, что  эквивалентно  снижению  его  точки  росы.  При
дальнейшем  движении  газа  может  возникнуть  еще  одна  гидратная  пробка,
соответствующая этой новой точке.


                 Методы предупреждения образования гидратов

      1.  Предупреждение  образования  гидратов   методом   подогрева   газа
заключается в том, что при сохранении  давления  в  газопроводе  температура
газа поддерживается выше равновесной  температуры  образования  гидратов.  В
условиях  транспорта  газа  по   магистральному   газопроводу   этот   метод
неприменим, так как связан с  большими  затратами  энергии.  Как  показывают
расчеты,  при  больших  объемах  транспортируемого  газа   может   оказаться
экономически целесообразно охлаждать его  (с  учетом  увеличения  затрат  на
более глубокую осушку  газа),  поскольку  это  позволяет  заметно  увеличить
пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим  числом
компрессорных станций. Метод подогрева применяется на  газораспределительных
станциях,  где  при  больших  перепадах  давления  вследствие   дроссельного
эффекта температура газа может  значительно  снижаться,  в  результате  чего
обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.
      2.  Предупреждение  образования  гидратов  методом  снижения  давления
заключается в том, что при сохранении температуры  в  газопроводе  снижается
давление  ниже  равновесного  давления  образования  гидратов.  Этот   метод
возможен и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация  гидратных
пробок осуществляется путем  выпуска  газа  в  атмосферу  через  продувочные
свечи. После снижения давления необходимо  некоторое  время  для  разложения
гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации  гидратных
пробок при положительных температурах. Иначе  гидратная  пробка  перейдет  в
ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных  газопроводе
близка  к  нулю,  а  равновесное  давление  при  этом  для  природного  газа
находится в пределах 1,0—1,5 МПа, применение данного метода в  магистральных
газопроводах оказывается неэффективным. Метод снижения давления  применяется
в  аварийных  случаях  для   разложения   гидратов   в   газопроводе   путем
кратковременного уменьшения давления.
      3. Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного
газа, частично поглощают водяные пары и переводят  их  вместе  со  свободной
водой в раствор, который совсем не образует гидратов  или  образует  их  при
температурах более  низких,  чем  температура  гидратообразования  в  случае
наличия  чистой  воды.  В  качестве  ингибиторов  применяют  метанол  CH3OH,
растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля  (ТЭГ),
хлористого кальция СаСl2.



                                 Осушка газа

      При  больших  объемах  транспортируемого  газа  его  осушка   является
наиболее  эффективным  и  экономичным  способом  предупреждения  образования
кристаллогидратов в магистральном газопроводе. Существующие  способы  осушки
при промысловой подготовке газа к транспорту подразделяются на две  основные
группы: абсорбция и адсорбция и охлаждение газового потока.
      В результате осушки газа точка росы паров  воды  должна  быть  снижена
ниже минимальной температуры при транспортировании газа.


                       СОРБЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ОСУШКИ ГАЗА

      Жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных  и  нефтяных  газов,
должны  иметь  высокую  растворимость  в  воде,  низкую  стоимость,  хорошую
антикоррозионность, стабильность по отношению к газовым  компонентам  и  при
регенерации; простоту регенерации, малую вязкость и т.д.
       Большинству этих требований наилучшим образом отвечают ДЭГ и ТЭГ и  в
меньшей степени ЭГ.
      Этиленгликоль   (СН2ОН—СН2ОН)   —   простейший   двухатомный    спирт,
используется в основном как ингибитор, не применяется для осушки
      Диэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2-СН2ОН)  в  химически  чистом  виде  -
бесцветная  жидкость.   Как   показали   эксперименты   в   лабораторных   и
промышленных условиях, максимальное понижение точки  росы  газа  при  осушке
ДЭГ  обычно  не  превышает  30—35°  С,  что   довольно   часто   оказывается
недостаточным. В связи с разработкой более глубоких  газовых  месторождений,
температура газа которых значительная и в летнее время почти  не  понижается
в коммуникациях до газоосушительных установок,  потребовался  более  сильный
влагопоглотитель.
      Триэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2- О-СН2-СН2ОН)  получают  соединением
трех молекул ЭГ с образованием воды.
      Гликоли хорошо озирают влагу из газов в большом интервале температур.
      При сравнении ДЭГ и  ТЭГ  необходимо  иметь  в  виду,  что  ДЭГ  более
дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение  точки
росы газа (на 45—50°). Потери ТЭГ при регенерации  значительно  меньше,  чем
потери ДЭГ вследствие более низкой упругости паров.
       На рис. приведена схема установки  осушки  газа  жидкими  сорбентами,
получившая широкое распространение на газовых месторождениях.



      Поступающий газ проходит сепаратор 1, где осаждается капельная  влага,
и  поступает  в  нижнюю  часть  абсорбера  2,  Сначала  газ  идет  в  нижнюю
скрубберную секцию  3,  в  которой  дополнительно  очищается  от  взвешенных
капель  влаги.  Затем  газ  последовательно  проходит   через   тарелки   4,
поднимаясь вверх.  Навстречу  потоку  газа  протекает  95-97%  раствор  ДЭГ,
вводимый в  абсорбер  насосом  10.  Осушенный 



Назад
 


Новые поступления

Украинский Зеленый Портал Рефератик создан с целью поуляризации украинской культуры и облегчения поиска учебных материалов для украинских школьников, а также студентов и аспирантов украинских ВУЗов. Все материалы, опубликованные на сайте взяты из открытых источников. Однако, следует помнить, что тексты, опубликованных работ в первую очередь принадлежат их авторам. Используя материалы, размещенные на сайте, пожалуйста, давайте ссылку на название публикации и ее автора.

281311062 (руководитель проекта)
401699789 (заказ работ)
© il.lusion,2007г.
Карта сайта
  
  
 
МЕТА - Украина. Рейтинг сайтов Союз образовательных сайтов