Методы борьбы с отложениями солей.

Существует два способа борьбы с отложениями солей: химический и применение пресной воды. Химические методы борьбы с образованием солей в скважинах применяют при выпадении карбонатных и сульфатных солей (водонерастворимых), сни включают в себя применение ингибиторов отложения солей. В качестве ингибиторов отложения солей используют гексаметафосфат натрия и триполифосфат натрия в чистом виде и с добавками различных присадок. Ингибиторы отложения солей адсорбируются на поверхности образующихся в растворе кристаллов карбоната кальция и карбоната магния, создавая тем са­мым оболочку, препятствующую прилипанию кристаллов к поверхности труб. Расход ингибиторов отложе­ния солей составляет до 1 кг на 1 м³ пластовой воды.

Для борьбы с образованием отложений водорастворимых солей самым эффективным оказался метод подачи в добываемую продукцию скважин пресной воды. Пресную воду можно подавать двумя способами:

непрерывно - на забой скважины в процессе ее эксплуатации и периодически - в затрубное пространство. Смешение высокоминерализованной пластовой воды с пресной, подливаемой в затрубное пространство скважины (8-14%), позволяет компенсировать уменьшение растворимости солей, вызванное снижением тем­пературы потока. Этот способ рассчитан на периодическое растворение солей в скважине по мере накопле­ния их осадка.

Источник: Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов /Под. ред. А.А.Коршака. - СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

20. Удаление отложений в нефтепроводах. Устройство и принцип работы камер пуска шаров.

Наиболее распространенным и эффективным способом очистки внутренней поверхности нефтепровода от отложений парафина является механическая очистка с применением специальных скребков, чистящими элементами которых являются всевозможные диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок труб, по износостойкости и проходимости.

Износостойкость характеризуется эффективной длиной очистки трубопровода. В настоящее время при регулярной очистке нефтепровода металлические очистные скребки могут без чрезмерного износа проходить до 100 км.

Проходимость скребков характеризуется способностью проходить через различные препятствия внутри трубопровода – задвижки, переходы, подкладные кольца, фланцы, выступы корней сварочных швов и так далее.

Для безостановочного прохождения скребков требуется определенное давление и скорость потока не менее 1,2 – 1, 5 м/с. Поэтому дежурный персонал должен строго следить за режимом перекачки. Так же должен осуществляться постоянный контроль за продвижением скребка по длине трубопровода. Для контроля для продвижении скребка применяются различные приборы слежения. Широкое распространение получил переносный звукоуловитель, состоящий из микрофона, усилителя и наушников.

Хорошей проходимостью обладает шарообразные резиновые разделители типа СН. Изготавливается такой очистной скребок из износоустойчивой резины с пластиковыми и металлическими резцами закругленной формы, запрессованными во внешнюю оболочку скребка. Скребок имеет клапан, через который закачивается рабочая жидкость. Под давлением рабочей жидкости наружный диаметр скребка увеличивается и резцы выступают над поверхностью. Резцы расположены таким образом, что скребок, находясь в любом положении в полости трубопровода, очищает всю его внутреннюю поверхность. Применяются так же резиновые шары, оплетенные металлической стальной цепью.

Оптимальная периодичность пропуска скребков по нефтепроводу определяется экономическими соображениями. Отложение парафина в нефтепроводе вызывает снижение пропускной способности и увеличивает убытки. Эти убытки возрастают с ростом интервала пропуска очистительных устройств. Убытки так же возрастают и при уменьшении интервала пропуска скребков за счет увеличения затрат на их приобретение. Оптимальная периодичность пропуска скребков соответствует варианту, когда сумма убытков от запарафинивания нефтепровода и приведенных затрат на пропуск скребков минимальна

Камеры запуска и приема предназначены для установки на трубопроводе и служат для периодического запуска и приема внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных скребков и других поточных устройств. Они изготавливаются диаметром до 1600 мм и давлением до 150 атм.

21. Системы очистки технологического газа. «Сухой» способ очистки газов от механических примесей (пыли). Цель и технология осуществления процесса.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей

подразделяются на: работающие по принципу «сухого» отделения пыли и

работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли.

В настоящее время на компрессорных станциях (КС) в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие по принципу «сухого» отделения пыли

Циклонные пылеуловители работают по принципу использования сил инерции, которые возникают во вращающемся газовом потоке (рис 8).

Тяжелые жидкие и твердые частицы в таком потоке отбрасываются силами к стенкам циклового устройства и затем оседают в пылегазосборнике аппарата. Очищенный газ, который формируется из центральных слоев завихренного потока, поступает из циклона в газопровод.

Рис 8. Схема движения газов в циклоне:

1 – выход газа; 2 – вход газа; 3- удаление продуктов очистки.

Циклонный пылеуловитель (рис 9) представляет аппарат цилиндрической формы Ш2000 мм, высотой 9080 мм, оборудованный для технических переключении запорной арматурой и имеющий для контроля за работой приборы КИПиА.

Аппарат содержит три секции:

а) секция ввода газа п.1;

б) секция очистки газа;

в) секция сбора уловленной пыли и жидкости (осадная секция) п.6.

Секция ввода газа состоит из входной трубы Ш500 мм.,

распределяющий газовый поток по пяти циклонам.

Секция очистки состоит из пяти циклонов Ш600 мм. Циклоны с помощью сварки крепятся к донышку в сборе, которое разделяет аппараты на очистную и осадную секции.

Циклонный элемент состоит из корпуса – трубы Ш600 мм., винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа Ш500 мм., и дренажного конуса, по которому жидкие и твердые частицы попадают в осадочную секцию.

Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделяющихся из газа после обработки в циклонах. В нижней части аппарата расположен дренажный штуцер Ш50 мм. Нормальную работу пылеуловителя контролируют при помощи манометров.

Пылеуловитель работает следующим образом: не очищенный газ через входную трубу п.2 поступает в секцию ввода п.1 к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам п.4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке п.5. Затем по винтовому завихрителю, в циклонное устройство.

Рис. 9. Циклонный пылеуловитель:

1 - секция ввода газа; 2 - входной патрубок; 3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решетка; 6 - осадная секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры слива конденсата

В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Закручивание потока газа в них происходит с помощью специальных направляющих лопаток, закрепленных под углом. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов – осадную секцию п.6. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию пылеуловителя, и затем, уже очищенный газ, через патрубок выходит из аппарата.

Из нижней части осадной секции жидкость с помощью системы САУЖ п.9, удаляется в емкость сбора конденсата, а грязь с днище аппарата через штуцер п.8, удаляется ручной или автоматической продувкой через дренажный коллектор в отстойную емкость.

Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.

Существенное влияние на качество очистки природных газов оказывает их влагосодержание. Поэтому эффективность работы циклонных пылеуловителей в условиях повышенного содержания влаги и конденсата ухудшается из-за осаждения липкой массы (пыль и конденсат) в проходных сечениях аппарата. В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень жидкости и механических примесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. При этом отвод среды должен быть направлен в безопасное место. Эффективность очистки в циклонных пылеуловителей зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы. Конструкция сосудов предусматривает возможность проведения освидетельствования, очистку, промывку, полного опорожнения, продувку, ремонт, эксплуатационный контроль металла и соединений. Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды оснащены: запорной арматурой, приборами для измерения давления, предохранительными устройствами. Пылеуловители обеспечены необходимым количеством люков п.7, обеспечивающих внутренний осмотр и ремонт, а также демонтаж разборных внутренних устройств. Для удобства обслуживания пылеуловителей устроены площадки и лестницы.

Источник: Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела.— М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307 с:

22. Системы очистки технологического газа. «Мокрый» способ очистки газов от механических примесей (пыли). Цель и технология осуществления процесса.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на: работающие по принципу «сухого» отделения пыли и работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли. Масляный пылеуловитель (рис. 10) представляет собой сосуд, состоящий из трех секций: нижней — промывочной, в ко­торой поддерживается постоянный уровень солярового масла, средней — осадительной, где газ освобождается от капель масла, и верхней — отбойной, где происходит окончательная очистка газа от масла с примесями.

Рис. 10. Масляный пылеуловитель:

I — патрубок для удаления масла; 2 — патрубок для подачи масла; 3 — указа­тель уровня; 4 — контактные трубки; 5 — перегородка разделительная; 6 — пе­регородка; 7 — выходной патрубок; 8 — жалюзийная секция; 9 — щиток отбой­ный; 10 — входной патрубок; 11 —труб­ки дренажные; 12 — люк-лаз

В нижней секции находятся контактные трубки 4, вваренные в разделительную перегородку 5. В верхней секции имеется скрубберная насадка, состоящая из швеллерковых или жалюзийных секций 8 с волнообразными профилями. Патрубки 7 и 10 жат для входа и выхода газа, патрубки 1 и 2 - для подачи и удаления масла. Контроль уровня масла осуществляется указ, уровня 3. Внутренний осмотр и очистка аппарата при техобслуживании осуществляется через люки-лазы 12.

Очищаемый газ, поступающий через входной патрубок 10, меняет направление за счет отбойного щитка 9, при этом выпадают в масло наиболее крупные частички. Далее он поступает в контактные трубки, ниже которых на уровне 25-30 мм находится жид­кость- проходя через них газ увлекает жидкость, которая смачивает частицы мех.примесей и промывает газ. В осадительной секции, формируемой перегородками 5 и 6, скорость газа резко снижается выпадающие при этом частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают в нижнюю часть аппарата. Дальнейшее улавливание капель происходит на осадительной насадке 8 и он также дренируются в нижнюю часть. Загрязненную жидкость периодически удаляют из пылеуловителя, заменяя или дополняя свежее или очищенное масло через патрубки 7 и 2.

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

Источник: Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела.— М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307 с:

23. Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций. Принципы их эксплуатации.

При герметизированной высоконапорной системе нефтегазосбора товарные резервуарные парки со­оружаются на территории УПН или ЦПС. При сооружении резервуарных парков основное внимание уделя­ется созданию нормальных санитарных условий для обслуживающего персонала, обеспечению грозозащиты и соблюдению противопожарных мероприятий. Санитарные условия должны быть такими, чтобы загазован­ность территории парка была допустимой для человеческого организма. Поэтому площадки для сооружения товарных парков должны хорошо проветриваться с учетом розы ветров.

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средст­вами пожаротушения: химическими огнетушителями ОП-5 (2 шт.), бочкой воды емкостью 200 л, ящиком с песком объемом 1 м³, ведрами и лопатой. Расстояние между стенками наземных вертикальных цилиндриче­ских резеовуаров со стационарными крышками для нефти, располагаемых в одном ряду, должно быть не менее 30 м. Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом, ог­раничивающим объем, равный полной вместимости резервуаров. Для перехода через обвалование на проти­воположных сторонах ограждения должны предусматриваться лестницы-переходы - не менее четырех для группы резервуаров и двух - для одного.

Резервуарные парки должны иметь грозозащиту, удовлетворяющую всем необходимым требованиям. В грозозащиту входит комплекс защитных устройств для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и сооружений от возможных взрывов и загораний, возникающих при воздействии молний. В ком­плекс грозозащитных устройств входят молниеприемники. токоотводы и заземление, вызывающие на себя удар молний и отводящие ток молний в землю.

Источники: Николаев Н.В. и др. Стальные вертикальные резервуары низкого давления для нефти и нефтепродуктов/ Николаев Н.В., Иванов В.А., Новоселов В.В. – М.: ЦентрЛитНефтегаз, 2007. – 496с

. Коршак А.А., Новосёлова Л.П. Нефтеперекачивающие станции: - Уфа: ДизайПолиграфСервис, 2008. - 384 с.

24. Параллельная и последовательная работа насосных агрегатов.

Параллельная работа насосов

Параллельное соединение насосов есть совместная их работа на общий трубопровод или трубопроводную сеть.

При параллельной работе насосов весьма существенным фактором является форма кривой Q—Н, левая часть которой не должна быть восходящей, так как в этом случае работа насоса может быть неустойчивой. Однако совсем не обязательно, чтобы характеристики насосов полностью совпадали.

Последовательная работа насосов

Под последовательной работой насосов подразумевается непосредственная перекачка жидкости из насоса в насос, при, этом последние могут быть расположены рядом или на некотором расстоянии друг от друга.

Такая схема работы насосов часто применяется на нефтепере-качечных станциях магистральных трубопроводов, что обеспечивает гибкость работы трубопровода при перекачке нефтепродуктов различных удельных весов и вязкостей.

Так, трубопровод, предназначенный для последовательной перекачки дизельного топлива, керосина и бензина, рассчитан на давление, создаваемое насосами при перекачке дизельного топлива.

Но так как при перекачке керосина и бензина напор насосов (величина Н в м столба жидкости) остается постоянным, то давление в трубопроводе уменьшается в соответствии с удельным весом перекачиваемой жидкости.

Следовательно, давление в трубопроводе при перекачке разных жидкостей одним и тем же количеством насосов будет:

При перекачке бензина давление в трубопроводе можно поднять до расчетной величины, подключив в работу резервный насос. Этим можно увеличить пропускную способность трубопровода на 10—15%.

Источник: Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: учебник /А.М.Шаммазов, В.Н.Александров, А.И.Гольянов и др.–М.: Недра, 2003. – 404с.

25. Очистные сооружения для нефтесодержащих стоков.

Источниками нефтесодержащих стоков на неф­тебазах и перекачивающих станциях являются танкеры, резервуары, системы охлаждения подшипников насосов, ливневые воды с терри­тории резервуарных парков, открытых площадок, технологических установок, не имеющих водонепроницаемого покрытия и др.

Расчет объемов нефтесодержащих стоков

Кроме того, необходимо учитывать, что количество балластных вод, сбрасываемых из танкеров, обычно составляет: 35...40% от грузоподъем­ности (дедвейта) судна для танкеров дедвейтом до 50 тыс. т. и 25...35% -для танкеров дедвейтом от 50 до 250 тыс. т. Эти воды вначале поступают в буферные резервуары, а уже затем на очистные сооружения.

Средства очистки нефтесодержащих стоков

Нефтяные частицы находятся в воде в грубодисперсном, тонко­дисперсном (эмульгированном) или (и) растворенном состоянии.

В основном, нефтяные частицы, попав в воду, ввиду меньшей плотности легко всплывают на поверхность воды. Такие частицы называют грубодиспергированными или всплывающими. Их содер­жание в стоках нефтебаз составляет от 350 до 14700 мг/л.

Меньшая часть нефтяных частиц находится в тонкодисперги-рованном состоянии, образуя эмульсию типа «нефть в воде». Такие эмульсии в течение длительного времени сохраняют устойчивость

и разрушить их относительно сложно. Содержание нефти в таких эмульсиях от 50 до 300 мг/л.

Очень незначительная часть нефтяных частиц растворяется в воде. Их содержание лежит в пределах от 5 до 20 мг/л.

На нефтебазах и насосных станциях для очистки нефтесодержа­щих вод используются механический, физико-химический, хими­ческий и биохимический (биологический) методы.

Механический метод применяют для отделения грубодисперс-ных нефтяных частиц. Он реализуется, например, в нефтеловушках. После очистки в них вода может быть использована, в основном на технологические нужды предприятия или спущена в водоемы.

Для извлечения эмульгированных и частичного удаления раство­ренных нефтяных частиц используются физико-химические методы (например, флотация).

Окончательная очистка нефтесодержащих стоков осуществляет­ся с помощью химических и биохимических методов.

Источник: Тугунов П.И. Типовые расчеты проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учеб. пособ. /В.Ф.Новосёлов, А.А.Коршак, А.М.Шаммазов. –Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002. -658с.

26. Схема охлаждения технологического газа на компрессорных станциях. Цель и технология осуществления процесса.

Компримирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степе­нью повышения давления газа.

Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода и недопустимым температурным напряже­ниям в стенке трубы, а с другой стороны,- к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компримирование (из-за увеличения его объемного расхода).

В микроклиматическом районе с холодным климатом для уча­стков с многолетнемерзлыми грунтами необходимо охлаждать газ до отрицательных температур с целью предотвращения протаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к смещению трубопровода и, как следствие, к возникно­вению аварийной ситуации.

Охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на станциях охлаждения газа, обеспечивающих стабиль­ный уровень температуры в газопроводе. В других районах охлаждение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

Количество аппаратов воздушного охлаждения следует опре­делять гидравлическим и тепловым расчетом газопровода, исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа.

При невозможности обеспечить требуемую степень устойчи­вости и прочности трубы количество аппаратов воздушного ох­лаждения должно быть увеличено.

Оптимальную среднегодовую температуру охлаждения газа необходимо принимать на 10— 15 °С выше расчетной среднегодо­вой температуры наружного воздуха. Расчетную температуру на­ружного воздуха на входе в АВО в данный рассматриваемый пери­од (год, квартал, месяц) следует вычислять по формуле

Т_в = Т_а + δГ_а,

где Т_а — средняя температура наружного воздуха в рассматривае­мый период, определяемая по данным главы СНиП 2.01.01-82;

δТ_а — поправка на изменчивость климатических данных, 6Т_а следует принимать равной 2 °С.

Тепловой расчет аппаратов воздушного охлаждения газа вы­полняют по "Методике теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения" института ВНИИнефтемаш. В тепловом расчете принимают 10 %-ный запас поверхности тепло­обмена, учитывающий возможность выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена в процессе эксплуатации.

Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газо­перекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную схему обвязки и обвод. На реконструируемых компрес­сорных станциях допускается проектировать установки охлажде­ния газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачива­ющих агрегатов.

Предусматривается аварийная остановку компрессорной станции при повышении температуры газа на выходе ап­паратов воздушного охлаждения газа выше 70 °С. При повышении температуры газа на выходе АВО до + 45 °С предусматривается предупредительный сигнал и автоматическое включе­ние вентиляторов АВО, находящихся в резерве.

Предельные температуры устанавливали исходя из условий термоустойчивости битумных покрытий, равной +70 °С.

В связи с увеличением диаметра газопроводов, непрерывным ростом степени сжатия, строительством газопроводов в слабозащемляющих грунтах, например в песках Средней Азии и север­ных районах, появилась необходимость поддержания температу­ры газопровода на постоянном уровне как по длине газопровода, так и во времени (изотермический режим работы газопровода). Такой режим повышает несущую способность грунта, что увеличивает надежность линейной части. Температура газа в северных условиях должна находиться на уровне температуры вечномерзлого грунта.

Применяют одноконтурные и двухконтурных (с промежуточным теплоносителем) систем охлаждения с использованием аппаратов воздушного охлаждения. При более глубоком охлаждении необходимо применять холодильные агрегаты для полного ох­лаждения, либо для доохлаждения газа после аппаратов воздушно­го охлаждения. Требования к теплообменным аппаратам: отсутствие смешения газа и охлаждающей сре­ды, малая засоряемость поверхностей теплообмена и всего аппарата, удобство ревизий и ремонта, надежность работы аппарата и отдельных его узлов. Существенное значение имеют небольшая стоимость и простота изготовления.

Теплообменные секции АВО можно распо­лагать горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет компоновку аппарата.

В последние годы на КС применяют аппараты воздушного охлаждения различных конструкций: горизонтальные (АВГ), вертикальные (ABB), зигзагообразные (АВЗ) и шатровые (АВШ), малопоточные обозначаются АВ-М.

Обозначение букв и цифр: в числителе - шифр аппарата (АВГ, ABB и т. д.), тип продукта (В- вязкие, ВВ — высоковязкие), число вентиляторов, давление (6, 10, 16, 25, 40, 64 кгс/см²) и группа материального оформления (Б - биметаллические трубы, М- монометаллические трубы), знаменатель - число рядов труб, число ходов и длина труб. Например, - обозначает аппарат воздушного охлаждения, горизонтальный, для вязких про­дуктов, одновентиляторный, давление 64 кгс/см², группы материального оформления Б1, шестирядный, двухходовой, с длиной труб 4 м.

Аппараты воздушного охлаждения различаются также с расположением вентилятора. При нижнем расположении вентилятора холодный воздух прокачивается через теплообменные секции под избыточным давлением, создаваемым вентилято­ром. При верхнем расположении вентилятора нагретый воздух проходит в межтрубном пространстве секции за счет разрежения, возникающего перед вентилятором.

Аппараты воздушного охлаждения следует выбирать приме­нительно к конкретным условиям с учетом необходимой поверх­ности теплообмена, рабочего давления, температуры охлаждающего воздуха, требуемой степени охлаждения, параметров охлаж­даемого газа. Теплопередающую поверхность выполняют из моно­металлических труб с оребрением (алюминий, латунь и др.) и биметаллических труб, у которых внутренние трубы выполнены и углеродистой, хромистой или нержавеющей стали, а наружные -латуни, алюминия или легкой стали. Материал труб должен обдать коррозионной устойчивостью в условиях рабочей среды, а материал ребер — коррозионной устойчивостью в атмосферных условиях.

Уменьшение температуры приводит к увеличению давления в трубопроводе, что приводит к уменьшению затрат на последующих КС.

АВО газа являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, относительно просты в эксплуатации. Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним рас­положением вентилятора:

1 — теплообменная поверхность;

2 — вентилятор; 3 — патрубок; 4 — диффузор; 5 — клиноременная передача; б — электродвигатель

Неоднородные системы охлаждения, в которых темпе­ратура газа снижается сначала в АВО, установленных на выходе газа из КС, а затем в холодильных машинах.Если необходимо охладить газ до температуры окружающего воз­духа или ниже.

Используются однородные системы с ХМ обычного типа или неоднородные системы, включающие АВО и холодильные машины. В качестве ХМ для охлаждения природно­го газа после его компримирования в данное время применяются в основном холодильные пропановые машины с ГМК типа 10ГКН. Большое внимание уделено разработке и внедрению абсорбцион­ных и пароэжекторных холодильных установок, работающих на тепле выпускных газов ГПА.

Во ВНИИГАЗ разработана технология охлаждения природно­го газа на КС в однородных системах с использованием в них па-рокомпрессионных холодильных машин, работающих на бинар­ном хладоагенте — смесь пропана (60 %) и бутана (40 %).

В настоящее время осваивается производство таких машин с электроприводными агрегатами АТП 5-8/1 и АТП 5-16/1 холодо-производительностью 9,3— 18,6 МВт, а также с газотурбинными агрегатами ТКА-П-6,3/10 холодопроизводительностью 18,6 МВт.

Рекупе­ративная система охлаждения газа РСО.

Рис. 11. Рекуперативная система охлаждения газа и характер изменения температуры:

I — рекуперативный теплообменник (РТО); 2 — нагнетатель; 3 — детандер (расширительная машина); 4 — дроссельное устройство; 5 — УТИХМ (утилизационная холодильная машина); t₁ — температура перед РТО (прямой поток газа); t₂ - температура перед ГПА; t₃ — температура перед АВО; t₄ — температура перед РТО (обратный поток газа); t_5-— температура после сис­темы охлаждения (с недорекуперацией); t_6- температура после системы охлаждения (без недорекуперации); Δt_нр — недорекуперация; ΔТ- недоохлаждение в АВО.

В этой системе осуществляется не только первичное охлаждение газа перед его поступлением в газопровод и поддерживается постоянной температура газа в процессе его движения по газопро­воду, но и обеспечивается транспортирование газа по газопроводу при его пониженных или низких температурах. При этом газ может транспортироваться как при температурах, равных или близких к температуре грунта, так и при отрицательных температурах (-50) -(-60 °С). При этом значительно повышается пропускная способность и надежность газотранспортных магистралей.

Транспортируемый газ, имеющий температуру t₁, из газопровода поступает в рекуперативный теплообменник РТО, где за счет теплообмена с газом обратного потока нагревается до температу­ры t₂ и поступает с этой температурой на вход нагнетателя ГПА. В нагнетателе газ сжимается политропически и одновременно нагревается до температуры t₃.

Нагретый газ поступает в АВО, где охлаждается за счет тепло­обмена с атмосферным воздухом до температуры t₄. Уровень тем­пературы t₄ определяется уровнем температуры атмосферного воздуха t_a и всегда должен быть выше его на величину недоохлаждения ΔT= t₄ — t_a, оптимальные значения которой находятся обычно в пределах 10— 15 °С. Предварительно охлажденный в АВО газ затем доохлаждается в РТО за счет теплообмена с газом прямого потока до температуры t₅. Эта температура при идеальном газе бу­дет всегда выше температуры t₁, на величину недорекуперации Δt_нр. В зависимости от площади теплообмена и эффективности ра­боты РТО величина Δt_нр может иметь различные значения. В пре­дельном случае при бесконечно большом по площади РТО Δt_нр = 0. Рациональные значения этой величины обычно находятся в преде­лах 8-10 °С.

Газ, имеющий после РТО температуру t_s, направляется в детандер (расширительную машину), где дополнительно охлаждает­ся за счет расширения до температуры t₆, равной входной температуре (,, и при такой температуре поступает в газопровод, где он движется до следующей КС, на которой вновь повторяется описанный выше цикл сжатия и охлаждения газа.

Температура газа может понизиться на величину Δt_нр или до более низких температур не только в детандере, но и в холодильной машине, работающей на тепле выпускных газов ГПА, при этом газ из РТО с температурой t_s поступает в холодильную машину, где охлаждается до заданной температуры t₆, а затем попадает в газопровод.

Степень предварительного подогрева газа в РТО у этой системы Δt_рто должна быть такой, чтобы с учетом дополнительного нагрева газа в нагнетателе ГПА оказалось бы возможным сбросить получаемое газом при сжатии тепло с помощью АВО в окружаю­щий атмосферный воздух. При этом температура конца охлаждения в АВО — t₄ всегда должна оставаться более высокой, чем тем­пература атмосферного воздуха. При бесконечно большом по площади РТО и, следовательно, Δt_нр =0 падение температуры газа в АВО точно равняется повышению температуры газа при его сжа­тии в нагнетателе ГПА. При наличии недорекуперации падение температуры в АВО всегда будет меньшим на величину падения температуры в детандере. В этом случае требуемая степень повы­шения давления газа в нагнетателе должна быть выше степени по­вышения давления, необходимого для восстановления потерь дав­ления в газопроводе, на величину, обеспечивающую снятие недорекуперации за счет расширения газа в детандере.

В некоторых случаях более целесообразным может оказаться использование при реальных газах вместо детандера эффекта Джоуля-Томпсона, создаваемого путем пропускания газа через дроссельное устройство. В этом случае отпадает необходимость в применении детандера, что существенно упрощает конструкцию и эксплуатационные характеристики системы.

При эксплуатации газопроводов с температурами транспорти­руемого газа, близкими к температуре грунта, в большинстве случаев отсутствует необходимость строгого соблюдения равенства температур на входе и выходе КС. Обычно допускается, чтобы температура газа на выходе была на 4 —8 °С выше температуры газа на входе. При движении газа но газопроводу от одной КС до другой это превышение температуры будет снято за счет отвода тепла в окружающий грунт. В этом случае роль устройства, снима­ющего недорекуперацию, будет играть сам газопровод.

Если газ транспортируется при низких температурах и по трубопроводу, имеющему тепловую изоляцию стенок, то, как показывают специальные расчеты, при хорошей изоляции будет наблюдаться некоторое (на 4 — 8 °С) снижение температуры газа по мере движения его от одной КС до другой вследствие его изоэнтальпического расширения. Очевидно, и в этом случае трубопровод будет также играть роль устройства, снимающего недорекуперацию газа в системе охлаждения.

В обоих этих случаях газ будет поступать в трубопровод непосредственно с температурой t_s, более высокой, чем температура t1, охлаждаться в нем за счет того или иного эффекта до температуры t, и с этой температурой поступать к следующей КС.

Полное охлаждение газа до его первоначальной температуры может потребоваться только при транспортировке газа по трубопроводу в условиях вечной мерзлоты. Устранение возможности растепления вечномерзлых грунтов требует, чтобы температура газа после системы охлаждения равнялась бы температуре газа до нее, и обе они вместе должны равняться температуре вечномерзлого грунта. В этом, последнем, случае система должна применять­ся в полном объеме, с "внутренним" снятием недорекуперации и с использованием детандера (холодильной машины) или дроссельного устройства.

Таким образом, в рассматриваемой системе температурный потенциал сжатого газа повышается за счет рекуперации тепла до уровня, позволяющего сбросить получаемое газом при сжатии в нагнетателе тепло в окружающую среду с помощью обычных АВО, т. е. уровня, превышающего t_a. При этом затрачивается дополнительная работа, равная разнице работ сжатия газа с началь­ными температурами, равными температурам после и до РТО. Последнее означает, что описываемая система по характерным признакам аналогична любым другим системам охлаждения, задача которых также заключается в повышении за счет затраты определенного количества работы температурного потенциала рабоче­го тела с некоторого, более низкого уровня, до относительно более высокого, при котором отбираемое на низком температурном потенциале тепло может уже сбрасываться в окружающую среду.

Источники:

Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: учебник / А.М.Шаммазов, В.Н.Александров, А.И.Гольянов и др.–М.:Недра,2003. – 404с

27. Система очистки технологического газа от вредных компонентов методом абсорбции. Цель и технология осуществления процесса.

Абсорбция – 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. 12.) влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и далее поступает в контактор. В контакторе газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит в верхнюю секцию, где отделяется от капель абсорбента высокой концентрации, уносимого с верхней тарелки контактора. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод.

Рис.12. Технологическая схема установки осушки газа гликолями:

I – газ сырой; II – газ сухой; III – газ регенерированный; IV – охладитель; V – насыщенный ДЭГ; VI– конденсат; VII – пар. 1 – абсорбер;2 – регулятор уровня; 3 – выветриватель; 4 – фильтр; 5 – десорбер; 6– холодильник; 7 – эжектор; 8 – насос; 9, 10 – теплообменники

Насыщенный раствор абсорбента из контактора сначала проходит теплообменник 9, выветриватель 3, фильтр 4, затем паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней части десорбера 5, где нагревается до установленной температуры. После нагревания в ребойлере раствор поступает в выпарную колонну (десорбер) 5.

Водяной пар, отделяющийся из раствора, поступает в холодильник 6, 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 9, где охлаждается насыщенным раствором, затем дополнительно охлаждается водой в теплообменнике 10 и поступает в контактор для орошения.

В качестве абсорбента для осушки природного газа широко применяют гликоли, причем преимущественно диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. 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 диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, 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, как принято называть, гликоль (СН₂–ОН==СН₂–ОН)– простейший двухатомный спирт. Бесцветная густоватая жидкость сладкого вкуса, без запаха. Молекулярная масса его 62,07, плотность = 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–CH₂–СН₂ОН) представляет собой неполный эфир этиленгликоля. Бесцветная жидкость. Молекулярная масса его 106,12, плотность = 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 триэтиленгликоль (CH₂OH-CH₂-O-CH₂-CH₂-O-CH₂-CH₂OH). Молекулярная масса его 150,17, плотность = 1,1254 г/см³, температура кипения при атмосферном давлении 287,4 °С. Упругость паров его несколько меньше, чем у диэтиленгликоля.

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.

Источники: Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела.— М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307 с:

Дата добавления: 2015-07-20