Что может быть использовано в качестве осушителя газа
Обновлено: 23.04.2024
Абсорбция газа — это один из способов осушки газа с применением жидкого реагента ( диэтиленгликоля ). Эта операция позволяет перед транспортировкой удалить из голубого топлива влагу.
Справка:
Диэтиленгликоль — химическое соединение, представитель двухатомных спиртов. Прозрачная светлая вязкая жидкость. Имеет способность к поглощению водяных паров, обладает сладковатым вкусом.
А для чего это нужно?
Вода, в тех или иных количествах, присутствует в любом газе. И абсорбция — как один из способов осушки газа — имеет важное значение для целого ряда технологических процессов. Ведь они, как правило, крайне чувствительны к наличию в голубом топливе влаги. Чем же опасна вода? Самая очевидная причина — коррозия . Ведь трубы газовых магистралей и технологическое оборудование — это сплавы металла. В газопроводах наличие воды может привести к образованию гидратов — кристаллов, похожих на снегообразную массу. Из-за них в трубах могут возникнуть пробки, препятствующие газовому потоку. Также гидраты нарушают нормальную работу регулирующих клапанов, предназначенных для поддержания необходимого давления. Осушка же голубого топлива обеспечивает непрерывную эксплуатацию оборудования и газопроводов и предотвращает гидратообразование и возникновение ледяных заторов в системах. Основным показателем технологического процесса осушки газа является температура точки росы . Это температура, при которой из газа начинает выделяться конденсат.
Вертикальные абсорберы ЦОГ ДКС-2
А где это происходит?
Процесс абсорбции газа происходит в вертикальных и горизонтальных цилиндрических сосудах — абсорберах, установленных на дожимных компрессорных станциях. В качестве реагента применяют раствор диэтиленгликоля (ДЭГ). Газ и абсорбент контактируют внутри аппарата, перемещаясь противотоком. Газ поднимается снизу вверх, а абсорбент по тарелкам стекает сверху вниз. Последний насыщается влагой и отправляется вниз на регенерацию. А в верх колонны уходит уже осушенный газ.
А как у нас?
Когда необходимо снизить содержание паров воды в газе до 0,01г/м 3 и ниже, используют твердые сорбенты, такие как силикагель.
Сущность адсорбции заключается в том, что на поверхности сорбента конденсируются молекулы воды или других веществ.
Преимущества метода: 1. низкая точка росы. осушенного газа (до -65 0 С). 2. Простота регенерации поглотителя. 3.Компактность, несложность и низкая стоимость установки.
Адсорбционная установка имеет два или более адсорберов. Основное отличие адсорбционных установок от абсорбционных заключается в том, что процесс насыщения сорбента и его регенерация осуществляются циклически в одном и том же аппарате. После заданного насыщения влагой адсорбента в первом адсорбере, поток влажного газа переключается на второй адсорбер, поток влажного газа переключается на второй адсорбер, адсорбент которого к этому времени осушен и охлажден до заданной температуры.
Первый адсорбер в свою очередь ставиться под регенерацию с последующим охлаждением.
Так циклично работают все адсорбционные установки.
Продолжительность циклов насыщения, регенерации и охлаждения адсорбента определяют временем, необходимым для его регенерации, которая может длиться 4-8 часов, цикл насыщения продолжается 10-20 часов, цикл охлаждения применяется не всегда т.к. адсорбент сравнительно быстро охлаждается газом, поступающим на осушку.
Схема осушки газа твердым поглотителем .
Влажный газ проходит через сепаратор 1 и поступает в адсорбер 2. Проходя через силикогель, газ освобождается от влаги и направляется в газопровод.
После определенного промежутка времени в зависимости от загрузки твердого поглотителя и объемной скорости газа адсорбер переводят на восстановление (регенерацию). Газ же переключают на второй адсорбер, который уже прошел регенерацию. Силикагель регенерируют (осушают),продувая через него горячий газ. Регенерацию силикагеля проводят следующим образом: на регенерацию силикагеля переведен правый адсорбер. При пуске адсорбера на регенерацию определенное количество газа, требуемого для заполнения системы регенерации, отводят от линии сухого газа через регулятор давления РД (при давлении несколько более 1 кгс/см 2 ). Этот газ поступает сначала в холодильник 3 и далее в сепаратор 4.
Газодувкой 5 под давлением не более 300 мм. вод.ст. газ подается в подогреватель 6, где он нагревается до температуры 200 0 С, и далее поступает в адсорбер 2,в котором регенерируется силикагель.
При выходе из адсорбера нагретый насыщенный газ поступает в холодильник 3, а затем в сепаратор 4. где отделяется влага, поглощенная в адсорбере. В результате повторных циклов регенерирующего газа
(газодувка-подогреватель-адсорбер-холодильник-адсорбер-сепаратор-газодувка) силикагель осушается и может снова поглощать воду из газа.
Характеристика силикагеля, применяемого для осушки осушки газа
Плотность кг/м 3 -650.
Средняя влагоемкость % от массы адсорбента -6.
Возможная температура точки росы 0 С-50-70 0 С.
Температура 0 С адсорбции 5-40. регенерации 150-180 0 С.
Метод снижения давления .
Предупреждение образования гидратов методом снижения давления заключается в втом, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод возможен и при ликвидации уже образовавшихся гидратов.
Гидратную пробку в газопроводах ликвидируют путем снижения давления тремя способами:
а) участок газопровода, в котором образовалась пробка, отключается, и газ через продувочные свечи выпускается в атмосферу. Продукты распада выдуваются через одну из свечей, после чего участок газопровода снова включается в работу.
б) перекрывается линейный кран с одной стороны, и газ, заключенный между пробкой и перекрытым краном, выбрасывается в атмосферу, а после частичного разложения гидратов пробка выбрасывается через продувную свечу в атмосферу.
в) отключается участок газопровода с обеих сторон пробки, и газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов, выпускается в атмосферу.
После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Для разложения сплошной пробки требуется времени тем больше, чем значительнее ее длина и ниже температура.
Если пробка патронная т.е на сравнительно коротком участке образовалось последовательно несколько пробок, то для ее разложения требуется гораздо больше времени, чем для распада короткой, но сплошной пробки.
Метод снижения давления дает положительный эффект лишь в условиях, когда гидраты разлагаются при положительных температурах т.к в противном случае вода, образующаяся при разложении гидратов, переходит в лед.
Подогрев газа.
Предупреждение образования гидратов методом повышения температуры газа( подогрев 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.
Подогрев газа эффективен, когда гидраты образуются в результате местного редуцирования газа.
Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях ( ГРС), где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны,краны,диафрагмы.
Ввод ингибиторов.
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 метиловый спирт (метанол СН3ОН),растворы этиленгликоля,диэтиленгликоля,триэтиленгликоля.
Требования к ингибиторам.
1. Максимально понижать температуру гидратообразования.
2. Не вступать в реакцию с компонентами газожидкостного потока и выпадать в осадок.
3.Не повышать токсические свойства газа.
4.Полностью растворяться в воде и легко регенерироваться.
5.Иметь низкую вязкость и упругость паров.
6.Недифицитность и низкая стоимость.
7. Иметь низкую температуру замерзания.
Расчет количества ингибитора (метанола).
Количество метанола,определяется в зависимости от требуемого снижения равновесной температуры гидратообразования.
Количество метанола,расходуемого на насыщение газа,определяется в зависимости от давления и минимальной температуры в газопроводе.
Сумарное количество метанола,вводимого в газовый поток,можно определить по формуле: Gм=GХ(L+^W) 100
G-объемная пропускная способность газопрвода,приведенная к 0 0 С и 760 мм. рт. ст.
х-массовая концентрация метанола в воде %
L-отношение содержания метанола в газе к массовой концентрации его в воде.
^W-изменение влагосодержания газа при вводе метанола. ^W=Wн-Wк.,где Wн-Wк-влагосодержание газа начальное и в точке ввода метанола.
Ингибитор вводят в газовый поток до места образования гидратов. Желательно,чтобы из газового потока перед местом ввода ингибитора была удалена вода, в противном случае значительно увеличивается расход ингибитора.
Экономически метанол выгодно применять при небольших расходах газа,когда из-за высоких капиталовложений нерационально использовать другие методы. Этот способ целесообразно применять также там,где гидраты образуются редко и в небольших количествах.
Метанол можно вводить в сочетании с другими средствами,например,с осушкой газа или с понижением давления. Использование метанола для предупреждения образования гидратов в газопроводе при больших объемах транспортируемого газа экономически невыгодно вследствие резкого повышения себестоимости газа.
В соответствии с законами ЕС, поставщики цифрового контента обязаны предоставлять пользователям своих сайтов информацию о правилах в отношении файлов cookie и других данных. Администрация сайта должна получить согласие конечных пользователей из ЕС на хранение и доступ к файлам cookie и другой информации, а также на сбор, хранение и применение данных при использовании продуктов Google.
Файл cookie – файл, состоящий из цифр и букв. Он хранится на устройстве, с которого Вы посещаете сайт Info KS. Файлы cookie необходимы для обеспечения работоспособности сайтов, увеличения скорости загрузки, получения необходимой аналитической информации.
Сайт использует следующие cookie:
Необходимые для работы сайта: навигация, скачивание файлов. Происходит отличие человека от робота.
Файлы cookie для увеличения быстродействия и сбора аналитической информации. Они помогают администрации сайта понять взаимодействие посетителей сайтом, дают информацию о страницах, которые были посещены. Эта информация помогает улучшать работу сайта.
Рекламные cookie. В эти файлы предоставляют сведения о посещении наших страниц, данные о ссылках и рекламных блоках, которые Вас заинтересовали. Цель — отражать на страницах контент, наиболее ориентированный на Вас.
Если Вы не согласны с использованием нами файлов cookie Вашего устройства, пожалуйста покиньте сайт.
Продолжением просмотра сайта Info KS Вы даёте своё согласие на использование файлов cookie.
Описание технологических процессов разных методов осушки газа от влаги; рассмотрение регенерации адсорбентов и абсорбентов; выделение преимуществ и недостатков данных методов.
Ключевые слова: осушка газа, абсорбция, адсорбция, регенерация, реагенты, схема осушки газа.
Keywords: gas drying, absorption, adsorption, regeneration, reagents, gas drying scheme.
Выбор способа осушки газа является важнейшим при проектировании разработки месторождения. Выбор подразумевает определение расходов на технологическое оборудование, на реагенты-поглотители и общие затраты на осушку газа. На данный момент существует два основных метода осушки газа: абсорбция (осушка жидкими поглотителями) и адсорбция (осушка твердыми поглотителями).
Сущность адсорбционной осушки газа заключается в поглощении порами твердых поглотителей молекул воды. Процесс осушки проходит в аппаратах периодического действия с неподвижным слоем адсорбента.
В качестве адсорбентов применяются в основном:
− Активированный оксид алюминия;
Наиболее распространенным адсорбентом является силикагель.
Для того, чтобы уменьшить сопротивление движения газа адсорбенты должны быть изготовлены в виде гранул. Температура регенерации адсорбентов обычно равна 160–180 ᵒС.
Процесс адсорбционной осушки газа является более простым по сравнению с абсорбцией. На первом этапе газ проходит через сепаратор, где идет отделение механических примесей и капельной влаги. Затем газ поступает в аппарат с адсорбентом (в технологической схеме таких аппаратов должно быть минимум два), где адсорбент поглощает влагу из газа. Далее уже осушенный газ идет далее по технологической линии или в газопровод. Другой аппарат в это время находится в регенерации. Часть осушенного газа, предварительно нагретого в теплообменнике, поступает в низ аппарата для регенерации осушителя. После этого газ вновь проходит через теплообменник, где уже охлаждается, поступает в сепаратор, а затем поступает в поток влажного газа.
Вторым методом осушки газа является абсорбционная осушка. Данный метод подразумевает использование жидких поглотителей влаги. В качестве абсорбентов чаще всего используют диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), поэтому рассмотрим в качестве поглотителя именно гликоли.
Принцип осушки газа абсорбентом заключается в последовательном проходе газа через сепаратор и абсорбер. В сепараторе от газа отделяются механические примеси и капельная жидкость. Далее газ поступает в нижнюю часть абсорбера и движется вверх, где контактирует со встречным потоком гликоля, при этом происходит поглощение абсорбентом из газа влаги. Затем осушенный газ движется дальше по технологической схеме, а насыщенный поглотитель поступает на регенерацию. Процесс регенерации является довольно сложным, поэтому мы выделим лишь основные этапы и аппараты регенерации.
После абсорбера насыщенный гликоль поступает в выветриватель, где происходит разделение абсорбента и остатков газа. Затем гликоль проходит теплообменник, в котором он нагревается из-за теплообмена с регенерированным гликолем. Далее нагретый гликоль последовательно проходит колонну регенерации (десорбер) и испаритель. В десорбере происходит массо- и теплообмен с потоком пара, который движется к верху колонны. В испарителе гликоль нагревается до заданной температуры и из него выпариваются остатки влаги. Потом уже регенерированный абсорбент поступает в рабочую емкость, предварительно охлажденный в теплообменнике. Из рабочей емкости абсорбент поступает вновь в абсорбер.
Заключение
На данный момент широко применяется метод абсорбционной осушки газа, так как адсорбция сложнее поддается автоматизации, поэтому является более затратной. Также жидкие поглотители имеют хорошую растворимость в воде, низкую стоимость, хорошую антикоррозионность, простоту регенерации.
Основные термины (генерируются автоматически): осушка газа, метод осушки газа, осушенный газ, адсорбционная осушка газа, газ, рабочая емкость, технологическая схема.
В горючих газах обычно содержатся водяные пары. Количество водяных паров в единице объема или веса газа называется абсолютной влажностью, которая выражается в граммах на кубометр или в граммах на килограмм газа.
Для определения влажности углеводородов (газа) активно используются поточные гигрометры и анализаторы влажности.
Рисунок 2.5.1 Влагосодержание природных газов при различных давлениях и температуре.
Отношение фактически содержащегося в газе водяного пара к максимально возможному содержанию его при данных условиях (температуре и давлении) называется относительной влажностью газа и выражается в процентах. Температура, при которой влажный газ насыщается водяными парами, называется точкой росы. Давление водяных паров, насыщающих газ при заданной температуре, не зависит от объема газа, так как в случае уменьшения объема, а следовательно, повышения давления часть водяных паров перейдет в жидкость.
Количество влаги в газе подсчитывается по формуле
где d -- влагосодержание, кг на 1 кг сухого газа;
,-- удельные газовые постоянные сухого газа и водяного пара, кг*м/(кг-град);
-- относительная влажность газа;
-- упругость насыщенных паров воды при данной температуре, мм рт. ст.;
-- общее давление влажного газа, мм рт. ст.
Значения упругости водяных паров и влагосодержания газа находятся по справочникам.
В практических расчетах влагосодержание природных газов можно определять по диаграмме (рис. 2.5.1).
Содержание влaги в газах также может быть опрeделено весовым методом (взвешиванием определенного количества газа дo и после осушки), по точке росы (охлаждением газа до температуры, при котoрой начинается конденсация паров) и другими способами. Для отделения от газа капельной жидкости на магистральных газопроводах применяются установки для осушки газа, причем осушка газа в настоящее время является основным и наилучшим способом предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах.
Применяются следующие способы осушки газа: абсорбционный (с жидкими поглотителями) и адсорбционный (с твердыми поглотителями). На магистральных газопроводах Республики Казахстан наиболее широкое распространение получили установки по осушке газа с жидкими поглотителями.
Установки по осушке газа с твердыми поглотителями получили применение на КС газопроводов: на небольших установках осушается газ, идущий на питание узлов управления пневмоприводов газовых кранов при транспортировке по газопроводу недостаточно осушенного газа.
Абсорбционный метод осушки газа
Метод основан на использовании свойства некоторых жидкостей и их водных растворов поглощать пары влаги при взаимном контакте. Для большей эффективности поглощения желательно, чтобы поверхность соприкосновения газов и жидкости была возможно больше, причем наилучший контакт получается при противоточном движении.
В качестве абсорбентов наиболее широко распространены диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ).
Таблица 2.5.1. Характеристики диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).
Плотность при 20 °С, г/см
Температура кипения при атмосферном давлении, °С
Концентрация водяного раствора, применяемого для осушки, %
Понижение точки росы, °С
Рисунок 2.5.2 Технологическая схема установки осушки газа. 1 -- вход газа; 2 -- выход газа; 3 -- абсорбер (контактор); 4 -- холодильник; 5 -- трубопровод ДЭГ; 6 -- секции теплообменников; 7 -- выветриватель; 8 -- промежуточная емкость ДЭГ; 9 -- насос; 10 -- десорбер (выпарная колонна); 11 -- испаритель; 12-- насос; 13 -- конденсатор; 14 -- емкость конденсата; 15 -- насос орошения выпарной колонны; 16 -- вакуум-насос.
Наиболее часто в качестве сорбента применяется диэтиленгликоль 95--97%-ной концентрации.
На рис. 2.5.2 приведена технологическая схема по осушке газа ДЭГ.
Газ, идущий с газовых промыслов, пройдя установку пылеуловителей и пункт замера, по газопроводу 1 поступает в абсорбер 3. Сначала газ идет в нижнюю скрубберную секцию, где очищается главным образом от взвешенных капель жидкости, и, проходя через тарелки, поднимается вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере от 4 до 10. Навстречу потоку газа протекает 95--97%-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсорбер насосом 9. Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора, и по газопроводу 2 направляется в магистраль. Насыщенный раствор, содержащий 6--8% влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступает в теплообменники 6, где нагревается встречным потоком регенерированного раствора, и затем в выпарную колонну (десорбер) 10, где производится регенерация раствора. Затем раствор ДЭГ подогревается в испарителе 11 и из него выпаривается влага.
Регенерированный раствор ДЭГ насосом 12 прокачивается через теплообменники 6, где он отдает тепло встречному потоку насыщенного раствора, поступающего в десорбер, затем для дальнейшего понижения температуры проходит через холодильник 4 в промежуточную емкость 8, откуда насосом 9 закачивается опять в абсорбер.
Водяной пар из регенерационной колонны поступает в конденсатор 13, где основная часть его конденсируется и подается в емкость конденсата 14 В этой емкости газ отсасывается из конденсата вакуум-насосом 16 и направляется на сжигание.
Часть полученной воды, содержащей диэтиленгликоль (рефлюкс), подается в верхнюю часть колонны насосом 15 для понижения температуры, что является необходимым для конденсации паров ДЭГ и сбора конденсата.
Установка осушки газа должна быть оборудована соответствующими контрольно-измерительными приборами и регулирующей аппаратурой. Уровень раствора ДЭГ в абсорбере и десорбере поддерживается автоматически регулятором уровня.
На установке по осушке газа жидким поглотителем используют следующую аппаратуру.
Абсорбер (контактор) и десорбер (выпарная колонна), применяемые на головных сооружениях магистральных газопроводов для осушки газа, являются, как правило, колоннами тарельчатого типа. Диаметр и высота колонн выбираются в соответствии с проектом, так как от этих параметров зависит скорость движения газа и раствора ДЭГ.
Давление газа в контакторе замеряется манометром, который устанавливается против нижней скрубберной секции. Контактор и его тарелки должны осматриваться и очищаться не реже одного раза в год, а в некоторых случаях и чаще.
Выпарная колонна (десорбер) значительно меньшего диаметра, чем контактор, и меньшей высоты. Давление паров и температура в десорбере, а также уровень ДЭГ поддерживаются соответствующими регуляторами.
Испаритель представляет собой теплообменник, предназначенный для испарения влаги, находящейся в растворе ДЭГ. Раствор ДЭГ протекает по трубам, а водяной пар по межтрубному пространству. На рис. 10 приводится испаритель десорбера с поверхностью нагрева 25 м 2 .
Теплообменники состоят из кожухотрубных секций с различным количеством трубок в зависимости от требуемой поверхности нагрева. В трубном пространстве секции теплообменника проходит холодный насыщенный раствор ДЭГ из контактора, в межтрубном пространстве -- горячий раствор его из десорбера.
Контактор, испаритель и теплообменники являются сосудами высокого давления и должны в соответствии с этим регистрироваться в органах Госгортехнадзора.
Конденсатор представляет собой горизонтальный кожухотрубный теплообменник. По межтрубному пространству обычно пропускается парогазовая смесь, по трубному - вода. Трубное пространство выполняется многоходовым.
Насосы. На установках осушки газа применяются паровые, поршневые и центробежные насосы различных конструкций.
Технологические показатели работы современных установок по
осушке газа ДЭГ следующие:
Рабочее давление газа, кГ/см*. 55
Температура газа в абсорбере, °С 42
Точка росы осушенного газа, С -- 7
Скорость газа в абсорбере, м/сек. 0,24
Концентрация раствора ДЭГ на входе в абсорбер, 98.5%.
Количество подаваемого раствора на 1000 м 3 газа, 48,3 л,
Концентрация раствора ДЭГ на выходе из абсорбера, % 96,3
Температура ДЭГ на выходе из десорбера, °С. 126
Температура входа в десорбер, °С 71,6
Абсолютное давление в десорбере, мм рт. ст. 250
Количество рефлюкса, л/ч 466
Температура рефлюкса, °С. 30
Температура в испарителе, °С 154
Следует отметить, что широко применяемый для осушки газа за рубежом триэтиленгликоль (ТЭГ) имеет значительные преимущества перед диэтиленгликолем. Основные преимущества ТЭГ следующие:
Осушка газа твердыми поглотителями
Установки для осушки газа с твердыми поглотителями (адсорбентами) на головных сооружениях магистральных газопроводов имеют значительно меньшее распространение, чем установки с жидкими поглотителями. В качестве адсорбентов применяются активизированная окись алюминия, боксит, флюорит и силикагель. В табл. 3 приведены характеристики адсорбентов, применяемых для осушкигаза.
Технологическая схема промышленной установки по осушке газа твердыми поглотителями показана на рис. 12. Установка состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Сам технологический процесс значительнопроще, чем на установках с жидким поглотителем. Влажный, подлежащий осушке газ проходит через пылеуловитель 7, где очищается от песка, пыли и различных механических примесей. Затем газ поступает в адсорбер 2, где пропускается через один или несколько слоев адсорбента. На каждой установке осушки должно быть не менее двух адсорберов, из которых один находится в работе, а второй на регенерации и охлаждении. Регенерация адсорбента производится следующим образом. Определенное количество газа, требуемое для регенерации адсорбента, отводят из линии сухого газа в коммуникации регенерационной системы. Компрессором 4 газ подается в подогреватель 3, где он нагревается до 180--200 °С,
затем поступает в адсорбер, где и происходит регенерация адсорбента. По выходе из адсорбера регенерационный газ, насыщенный большим количеством водяных паров, поступает в холодильник 6, а затем в сепаратор 5, где из него выделяется влага, поглощенная им из адсорбента. Из сепаратора газ опять подается компрессором 4 в адсорбер 2 для регенерации адсорбента.
Циклы регенерации газа продолжаются до полного извлечения влаги из адсорбента. После окончания цикла регенерации адсорбер подключается в работу, а второй адсорбер становится на регенерацию.
Продолжительность цикла насыщения составляет 10--20, а охлаждения -- 4--8 ч. Для получения более глубокой осушки газа желательно не допускать полного насыщения влагой адсорбента.
Продолжительность службы адсорбента зависит от его качества, состава и загрязненности газа и колеблется от 3 до 6 лет.
На магистральных газопроводах широко применяются небольшие установки по осушке газа твердыми поглотителями. Установки предназначены для осушки природного газа, подаваемого на узлы управления кранами с пневмоприводом.
Низкотемпературная сепарация газа основана на свойстве газов самоохлаждаться при их дросселировании. Вследствие охлаждения происходит конденсация тяжелых углеводородов и воды и отделение их от газа.
Как уже отмечалось, сбор газа на промыслах газоконденсатных месторождений и в особенности его транспортировка представляют значительные трудности, так как скопление конденсата в низких местах способствует образованию гидратных пробок. При попадании газового конденсата в центробежные нагнетатели происходят сильные гидравлические удары, что может повлечь серьезную аварию. Поэтому перед подачей газа с конденсатом в газопровод необходима осушка его и возможно более полное удаление конденсата из газа.
Осушка газа при помощи низкотемпературной сепарации широко применяется на газоконденсатных месторождениях с большим пластовым давлением. В последнее время этот метод находит также применение на магистральных газопроводах, транспортирующих газ из газоконденсатных месторождений.
Рисунок 2.5.3 Схема установки низкотемпературной сепарации. 1 -- отвод; 2 -- влагосборник; 3 -- бачок для метанола; 4 -- теплообменник; 5 -- гидроуловитель; в -- штуцер; 7 -- сепаратор; 8 -- конденсатосборник; 9 -- рубашка для обогрева емкости.
Схема действия установки низкотемпературной сепарации показана на рис. 2.5.3. Выходящий из скважины газ без дросселирования на головке скважины по шлейфу подходит к установке и поступает во влагосборник 2, где он проходит предварительную очистку и где частично отделяется капельная влага. Частично очищенный газ попадает в теплообменник 4, в котором он охлаждается холодным газом из сепаратора 7, и подходит к штуцеру 6 с более низкой температурой. Охладившийся в теплообменнике газ перед штуцером снова выделяет часть жидкости в гидроуловителе 5. Во избежание образования гидратов перед теплообменником 4 в газ впрыскивается метанол или диэтиленгликоль. Далее газ проходит через штуцер 6, дросселируется, снижает температуру и, входя в сепаратор 7, выделяет оставшуюся жидкость, которая сливается в конденсатосборник 8, находящийся под сепаратором. В некоторых случаях в конденсатосборнике делается рубашка 9, которая обогревается посторонними теплоносителями (пар, горячая вода, отходящие газы).
Это позволяет поддерживать в конденсатосборнике температуру, необходимую для разложения кристаллогидратов V.
Читайте также: