Теоретические основы обезвоживания нефти. Основные методы

⇐ Назад

Процесс обезвоживания нефти можно условно разделить на два этапа: первый — укрупнение капель, т. е. сближение и флокуляция капель, разрушение бронирующей оболочки на каплях воды и их коагуляция до размеров, достаточных для их дальнейшего слияния, и второй — осаждение укрупненных капель. Скорость оседания взвешенных частиц может быть определена по формуле Стокса

где u_g – скорость оседания капель, d -диаметр оседающих капель; р_в и р_н— плотность соответственно воды и нефти; — динамическая вязкость нефти; g— ускорение свободного падения.

Формула Стокса не учитывает влияние стенок отстойника, а также вязкости осаждаемых частиц и характеризует осаждение или всплытие капель в неподвижной бесконечной среде.

Адамар и Бонд предложили поправку, учитывающую влияние вязкости жидкости внутренней фазы,

Приведенные формулы применимы для движущейся капли с Rе < 2. Скорость осаждения при режимах 2 < Rе <500 можно определять по формуле

число Рейнольдса Rе = du_gp_H/ . Из приведенных формул очевидно, что скорость осаждения капель возрастает: с увеличением диаметра частиц; со снижением вязкости жидкостей, составляющих эмульсию;

при Rе >500

с увеличением вязкости и плотности воды и нефти; с увеличением диаметра частиц; с увеличением ускорения движения частиц, которое в поле естественного тяготения равно ускорению свободного падения.

Однако чаще всего не скорость осаждения капель воды играет решающее значение при обезвоживании нефти, а время разрушения защитных оболочек и слияния капель в крупные, способные преодолеть вязкость внешней среды и осаждаться с образованием слоя свободной воды.

Выявление указанных факторов и характера их влияния позволяет наметить технические приемы повышения эффективности разделения эмульсий. Принципиальными основами этих приемов являются:

повышение температуры обрабатываемых эмульсий, которое снижает вязкость жидкостей, составляющих эмульсию, и уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела фаз (на этом принципе основаны термические методы обезвоживания нефти);

увеличение размеров частиц выделяемой диспергированной жидкости за счет различных приемов деэмульсации, в частности, деэмульсации при помощи химических реагентов и электрического поля (на этом принципе основаны химические и электрические методы обезвоживания нефти);

увеличение скорости движения частиц дисперсной фазы путем замены естественной силы тяжести более мощной центробежной силой; плотность воды и механических примесей выше плотности нефти, и частицы под действием центробежной силы прижимаются к стенке и, коагулируя, стекают вниз; метод центрифугирования низкопроизводителен, сложен, дорог и широкого применения на промыслах не нашел;

уменьшение высоты отстаивания без увеличения общей площадки отстойника; на этом основано применение параллельных пластин в горизонтальных отстойниках и разделительных дисков в сепараторах.

Эффективность разделения эмульсий снижается при наличии в них взвешенных частиц, плотность которых мало отличается от плотности сплошной фазы. Не поддаются очистке механическими методами стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Отрицательное влияние на разделение эмульсий оказывают неблагоприятные гидравлические условия отстаивания, такие, как турбулентность, конвекция потоков, перемешивание и др. Значительное повышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими, химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания.

При проектировании сооружений обезвоживания нефти для конкретных производственных условий необходимо иметь экспериментальные данные об обводненности, качественном и количественном составе примесей, ожидаемом состоянии эмульсии. Одновременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливание, поскольку вода отделяется от нефти вместе с растворенными в ней минеральными примесями. При необходимости, для более полного обессоливания, можно дополнительно в нефть подавать пресную воду, которая растворяет кристаллы минеральных солей, и при последующем отделении минерализованной воды происходит углубленное обессоливание нефти.

Механическое обезвоживание нефти

Основная разновидность приемов обезвоживания нефти — гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания — периодический и непрерывный, которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно применяют цилиндрические отстойники — резервуары (резервуары отстаивания). Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается и скапливается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть и вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.

Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия (рис. 3.1). Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые. В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости. На рис. 3.2 изображена принципиальная схема горизонтального цилиндрического отстойника непрерывного действия. Эмульсия жидкости В, диспергированная в жидкости Н, вводится в резервуар отстойника и расслаивается под действием силы тяжести. Разделившиеся жидкости выходят из отстойника по трубопроводам Н и В. На схеме рис. 3.2 заштрихована область эмульсии, которая разделяет зоны жидкостей Н (вверху) и В (внизу). Здесь а — уровень раздела фаз. При достаточной длине, отстойника L в выходной его части происходит полное разделение фаз, составляющих эмульсию. Капля жидкости В, движущаяся в однородной жидкости Н, находится под действием силы потока жидкости Н, которая увлекает каплю вдоль отстойника, и архимедовой силы, возникающей в результате различия плотности капли жидкости В (р_в) и жидкости Н (р_н).

Капля движется вдоль отстойника с постоянной скоростью потока u_lи опускается также с постоянной скоростью и_g. Скорость падения капли и_g может быть определена по закону Стокса, представленному в виде формулы Адамара. Капля, которая начинает движение с уровня r, находящегося выше поверхности раздела (уровня а), достигает этой поверхности в течение времени падения: t_g=r/u_g. Достигнув поверхности раздела, капля сохраняется у этой поверхности в течение времени t_k, которое представляет собой время до коалесценции.

В целом до коалесценции капля пройдет расстояние вдоль оси отстойника z=u_l(t_g+t_k)=u_l(r/u_g+t_k). Время коалесценции t_kучитывать очень трудно. Задача решается относительно просто, если время коалесценции t_kзначительно меньше времени падения t_g и им можно пренебречь.

Скорость потока определяется как u_l=Q/S, где Q — расход потока; S — площадь поперечного сечения потока. Если уровень раздела фаз Н и В находится посередине отстойника, то S=пR²/2, где R — радиус цилиндрического отстойника.

При диаметр капель, выделившихся в отстойнике:

где — поправка к закону Стокса по Адамару и Бонду;

Если ввести понятие поверхности отстойника S_g=2RL, то формула (3.1) примет вид

Капли в отстойнике, для которых , выделяются из эмульсии. Полученная формула имеет существенное ограничение из-за того, что не учитывается время коалесценции капель дисперсной фазы. Эта формула при заданной степени очистки, определяемой предельной крупностью отделяемых частиц dдля заданного отстойника, который характеризуется площадью поверхности отстаивания в нем S_g, позволяет найти максимальную производительность отстойника Q. Для общего расхода Q_об очищаемой эмульсии требуемое число отстойников определяется из выражения N=Q_об/Q.

Термическое обезвоживание нефти

Одним из основных современных приемов обезвоживания нефти является термическая, или тепловая, обработка, которая заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают. Вязкость вещества бронирующего слоя на поверхности частицы воды при повышении температуры уменьшается и прочность оболочки снижается, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, снижение вязкости нефти при нагреве увеличивает скорость оседания частиц при отстаивании. Термическая обработка нефти редко осуществляется только для отстаивания, чаще такая обработка применяется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и в некоторых других комбинированных методах обезвоживания.Нагревание нефти осуществляется в специальных нагревательных установках, которые располагают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов, но ранее ввода нефти в отстойник. Температура нагревания устанавливается с учетом особенностей водонефтяных эмульсий и элементов принятой системы обезвоживания.

Химическое обезвоживание нефти

В нефтяной промышленности весьма широко применяют химические методы обезвоживания нефти, основанные на разрушении эмульсий при помощи химических реагентов. Эффективность химического обезвоживания нефти в значительной степени зависит от типа применяемого реагента. Выбор эффективного реагента, в свою очередь, зависит от вида водонефтяной эмульсии и свойств нефти, подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов в каждом конкретном случае производится на основе специальных лабораторных и промысловых исследований. Химическое обезвоживание, как и прочие комбинированные методы обезвоживания нефти, включает гравитационное отстаивание после обработки реагентов водонефтяной эмульсии. В эмульсию, подвергаемую разрушению, вводится реагент-деэмульгатор и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение эмульсий, но предпочтение отдается непрерывным процессам.

Существуют три метода химического обезвоживания нефти:

обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтяной скважине («внутрискважинная деэмульсация»), когда реагент вводится в эмульсию непосредственно в скважине;

обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»), когда реагент вводится на начальном участке нефтесборного коллектора;

деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах, когда реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией, подвергаемой обработке.

Первые два метода имеют некоторые преимущества и являются более эффективными.

Фильтрация

Для деэмульсации нестойких эмульсий применяют метод фильтрации, основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя могут служить обезвоженный песок, гравий, битое стекло, стекловата, древесная стружка из осины, клена, тополя и других несмолистых пород древесины, а также металлическая стружка. Особенно часто применяют стекловату, которая хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты долговечны. Фильтрующие вещества должны обладать следующими основными свойствами: хорошо смачиваться водой, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности фильтрующего вещества, коагулируют и стекают вниз; иметь высокую прочность, которая обеспечивает длительную работу фильтра; иметь противоположный, чем у глобул, электрический заряд. Тогда при прохождении глобулами воды фильтра электрический заряд с поверхности капли снимается, чем снижаются отталкивающие силы между ними. Капли укрупняются и стекают вниз, а нефть свободно проходит через фильтр.

Фильтрующие установки обычно выполняют в виде колонн, размеры которых определяются в зависимости от вязкостных свойств эмульсии и объема обезвоживаемой нефти. Обезвоживание нефти фильтрацией применяют очень редко из-за малой производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Фильтрация более эффективна в сочетании с процессами предварительного снижения прочности бронирующих оболочек.

Теплохимическое деэмульгирование

Теплохимические процессы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет разделение нефтяной эмульсии. В настоящее время более 80 % всей обводненной нефти проходит обработку на теплохимических установках. Такое широкое применение этот метод получил благодаря возможности обрабатывать нефти с различным содержанием воды без замены оборудования и аппаратуры, простоте установки, возможности менять деэмульгатор в зависимости от свойств поступающей эмульсии без замены оборудования. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков, например большие затраты на деэмульгаторы и повышенный расход тепла. На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температуре 50—100 °С.

По воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульгаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. Деэмульгаторами-электролитами могут быть некоторые органические и минеральные кислоты (серная, соляная и уксусная), щелочи и соли (поваренная соль, хлорное железо, нефтенат алюминия и др.). Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с солями эмульсии, снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать разрушению эмульгаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульгаторы применяют крайне ограниченно из-за их высокой стоимости или особой коррозионной активности к металлу оборудования. К неэлектролитам относятся органические вещества, способные растворять бронирующую оболочку и снижать вязкость нефти. Такими дезмульгаторами могут быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол и др. Неэлектролиты в промышленности не применяются из-за высокой их стоимости. Деэмульгаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку капли.

Существующие ПАВ делятся на анионоактивные, катионоактивные, неионогенные. Анионоактивные ПАВ в водных растворах диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части молекулы и положительно заряженные ионы металла или водорода. Представителями этой группы являются карбоновые кислоты и их соли, сульфокислоты, алкилсульфонаты и др. Катионоктивные ПАВ в водных растворах распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. Как деэмульгаторы эти ПАВ в промышленности не применяются. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы. К этой группе относятся оксиэтилированные алкилфенолы (деэмульгаторы ОП-4, ОП-7, ОП-10, ДБ-4, УФЭ-8, Кауфэ-14 и др.), оксиэтилированные органические вещества с подвижным атомом водорода (дипроксамин-15,7, проксамин-385, проксанол-305 и др.).

Деэмульгаторы 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 по отношению к металлам, не ухудшать качества нефти, быть дешевыми и, по возможности, универсальными по отношению к эмульсиям различных нефтей и од. Чем раньше деэмульгатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче происходит дальнейшее разделение эмульсии. Однако для разделения эмульсии еще недостаточно одного введения деэмульгатора, необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией, что достигается интенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.

Электрическое обезвоживание

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность применения электрического способа в сочетании с другими способами (термическим, химическим) можно отнести к одному из основных его достоинств. Правильно выбранные режимы электрической обработки практически позволяют успешно провести обезвоживание и обессоливание любых эмульсий.

Рассмотрим механизм обезвоживания нефтяных эмульсий в электрическом поле.

В результате индукции капли воды вытягиваются вдоль цепи электрического поля с образованием в вершинах электрических зарядов. Под действием основного и индивидуального полей капли приходят в упорядоченное движение и сталкиваются, что приводит к их коалесценции. При прохождении эмульсии через электрическое поле, создаваемое переменным по величине и направлению током, так же как и при постоянном токе, капли, имеющие заряд, стремятся к электродам. Однако вследствие изменения напряжения и напряжения поля капли воды начинают двигаться синхронно основному полю и поэтому все время находятся в колебании. При этом форма капель непрерывно меняется. В связи с этим происходит разрушение адсорбированных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкновениях. Установлено, что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективней, чем деэмульсация при использовании постоянного тока.

19. Стабилизация нефти (сепарация и ректификация): аппараты и применяемые технологии

Добываемые нефти могут содержать в различных количествах растворенные газы (азот, кислород, сероводород, углекислоту, аргон и др.) 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.).

Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей движения нефти. Однако некоторое несовершенство существующих систем сбора и транспорта нефти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяет доставить нефть на переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо газы и легкие фракции нефти отобрать в условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки.

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. Степень стабилизации нефти, т. е. степень извлечения легких углеводородов, для каждого конкретного месторождения зависит от количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возможности реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации из-за глубокого извлечения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый фактор нефти.

Существует два различных метода стабилизации нефти - сепарация и ректификация.

Сепарация-отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов одно- или многократным испарением путем снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).

Ректификация - отбор из нефти легких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с четким разделением углеводородов до заданной глубины стабилизации.

Процесс сепарации может начинаться сразу же при движении нефти, когда из нее отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения температуры. При резком снижении давления в сепараторе значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении нефти через сепаратор возрастает количество легких углеводородов в нефти. Многоступенчатая система сепарации позволяет получить на первых ступенях метан, который направляется па собственные нужды или потребителям, а на последующих ступенях - жирный газ, содержащий более тяжелые углеводороды. Жирный газ отправляется на газобензиновые заводы для последующей переработки.

При наличии газобензинового завода экономически целесообразно применять двухступенчатую систему сепарации. При этом на первой ступени отбирается в основном метан, направляемый потребителям, а на второй ступени - жирные газы, идущие на газобензиновые заводы. Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно подразделить на следующие основные типы: по принципу действия - гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др.; по геометрической форме и положению в пространстве - сферические, цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; по рабочему давлению - высокого давления (более 2,5 МПа) среднего (0,6-2,5 МПа), низкого (0-0,6 МПа), вакуумные; по назначению замерные и рабочие; по месту положения в системе сбора - I, II, концевой ступеней сепарации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции: I - основную сепарационную, в которой происходит отделение газа от нефти; II -осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепара-ционной секции, III - секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепаратора; IV - каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для отвода газа и улав-ливания капельной нефти, уносимой потоком газа.

Эффективность работы аппаратов характеризуется количеством жидкости, уносимой газом, и количеством газа, оставшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показатели, тем более эффективна работа аппарата.

Конструктивные особенности промысловых сепараторов

В вертикальном цилиндрическом гравитационном сепараторе (рис. 3.3) газонефтяная смесь через патрубок поступает в раздаточный коллектор и через щелевой выход попадает в основную сепарационную секцию. В осадительной секции из нефти при ее течении по наклонным плоскостям происходит дальнейшее выделение окклюдированных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию сбора нефти, из которой через патрубок отводится из сепаратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоскостях, попадает в каплеуловительную секцию, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неуспевающие осесть под действием силы тяжести, в жалюзийных решетках прилипают к стенкам и стекают по дренажной трубке в секцию отбора нефти.

Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рис. 3.4) применяют на промыслах для работы на I ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный ввод поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил происходит разделение нефти и газа на самостоятельные потоки. В верхнюю емкость нефть и газ поступают раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на отдельные струи и происходит дальнейшее выделение газа. По сливной полке разгазированная нефть собирается в нижней емкости гидроциклона. При достижении определенного объема нефти в нижней емкости поплавковый регулятор уровня через исполнительный механизм, направляет дегазированную нефть в отводной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит в верхней емкости перфорированные перегородки, где происходит выравнивание скорости газа и частичное выпадание жидкости. Окончательная очистка газа происходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жидкость по дренажной трубке 10 стекает в нижнюю емкость 9.

Падение давления в сборных коллекторах в результате движения по ним газонефтяной смеси может приводить к частичному выделению газа из нефти. В этом случае в сепарационную установку можно подавать разделенными потоками газ и нефть. Такой принцип использован на блочных сепарационных установках с предварительным отбором газа (рис. 3.5). Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, которое расположено на наклонном участке подводящего трубопровода. Устройство предварительного отбора газа представляет собой отрезок подводящего трубопровода значительно большего диаметра, чем основная подводящая линия, установленный под углом 3-40 к горизонту, с приваренной вертикально газоотводной вилкой, соединенной трубопроводом с каплеуловительнои секцией. Предварительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой па диффузоре и наклонных полках скорость потока снижается и происходит интенсивное разгазирование. Выделившийся в технологической емкости газ также проходит через каплеуловитель.

20. Очистка газа от примесей: методы и аппараты.

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлам, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на следующие: 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 (керамические, тканевые, металлокерамические и др.);

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 вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители и др.;использующие принцип электроосаждения; данные аппараты почти не применяют для очистки природного газа.

Наиболее широко используют 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 по принципу выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или по принципу использования действия центробежных сил при специальной закрутке потока. Поэтому промысловые аппараты очистки делятся на гравитационные и циклонные. Гравитационные аппараты бывают вертикальные и горизонтальные. Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа. На рис. 3.10 изображен гравитационный односекционный сепаратор. Он имеет тангенциальный подвод газа (скорость газа в нем достигает 15—20 м/с), что способствует выпадению в сепараторе твердой взвеси и капельной влаги. В основном он работает по принципу выпадения взвеси при малых скоростях восходящего потока газа. При выборе пылеуловителя оценивают допустимую скорость в свободном сечении по формул: , где d — диаметр сепаратора, м; р и р — плотность соответственно частицы и газа, кг/м³; k — коэффициент сопротивления среды.

При малых Re обычно принимают k — 24/Re. Для горизонтальных сепараторов с жалюзийными насадками рекомендуется использовать газ со значительным количеством влаги. Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400—1650 мм, горизонтальные—диаметром 400—1500 мм при максимальном давлении 16 МПа. При оптимальной скорости газа w₀ эффективность сепарации достигает 70—80 %. Опыт эксплуатации показал, что w_a не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6 МПа. При пересчете скоростей пользуются зависимостью . Из-за большой металлоемкости и недостаточной их эффективности гравитационные сепараторы применяют редко. На рис. 3.11 схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части имеется отверстие для отвода осадка из циклона.

При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и конусе вращательное движение, вследствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через выходной патрубок.

Третья ступень очистки газа производится на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершенной сепарации на промысле газ может иметь жидкую фазу.

Наибольшее распространение получил конденсатосборник типа «расширительная камера» (рис. 3.12). Принцип работы основан на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести из-за местного снижения скорости газа при увеличении диаметра трубопровода. Длина траектории осаждения капелек жидкости оценивается по формуле: , где ,где w — скорость газа на входе в конденсатосборник; D — диаметр газопровода; Dk—диаметр расширительной камеры; р_ж — плотность жидкости; µ — вязкость газа.

Для очистки газа от механических примесей на отечественных газопроводах применяют установки с масляными пылеуловителями. Природный газ, пройдя пылеуловители, направляется в компрессорный цех. Пылеуловители заполнены маслом. По мере загрязнения маслопередавливается из пылеуловителей в отстойники . Свежее масло поступает в пылеуловители самотеком из масляного аккумулятора. Предварительно в аккумуляторе и пылеуловителях выравнивают давление. В масляный аккумулятор масло подается насосомиз мерного бакили из бака свежего масла. При этом аккумулятор отключают от пылеуловителей и находящийся в нем газ выпускают в атмосферу. В мерный бак масло поступает самотеком из отстойников. Отбросное масло вместе со шламом, накапливающимся в нижней части отстойников, спускают в сборную емкость.

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. Газ поступает в пылеуловитель через входной патрубок 7. Благодаря отбойному козырьку 8 газ меняет свое направление и движется к поверхности масла, находящегося в нижней части аппарата. Крупные посторонние частицы при этом сразу же выпадают и оседают на дно. Уровень масла устанавливается на расстоянии 25—30 мм от концов вертикальных трубок 3. При этом газ устремляется вверх, захватывая с собой частицы масла. В трубках 3, а далее в средней свободной части пылеуловителя газ интенсивно перемешивается с маслом, которое поглощает содержащиеся в газе частицы, а также поступающий вместе с газом конденсат тяжелых углеводородов. При этом уровень масла повышается. По выходе газа из вертикальных трубок скорость его резко уменьшается. Более крупные частицы жидкости при этом выпадают и по дренажной трубке 4 стекают вниз. Из свободной средней части пылеуловителя газ и масляный туман поступают в верхнюю его часть, а оттуда в жалюзийное сепарационное устройство 1, в которое отбирается мелкозернистая взвесь. Очищенный газ выходит через патрубок 2. Загрязненное масло удаляется из поддона через дренажную трубку 5. Полная очистка пылеуловителя производится 3—4 раза в год через люк 6. Количество заливаемого масла в пылеуловитель диаметром 2400 мм не превышает 1,5—2 м³.

Пропускная способность масляного пылеуловителя (м³/сут) может быть рассчитана по формуле: где D — внутренний диаметр пылеуловителя, м; р—давление газа, МПа; р_ж и р_г — плотность смачивающей жидкости и газа при рабочих условиях, кг/м^;!; 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 другими конструкциями пылеуловителей заключается в высокой степени очистки (общий коэффициент очистки достигает 97—98 %); недостатки —большая металлоемкость, наличие жидкости и ее унос (допускается не более 25 г на 1000 м³ газа), большое гидравлическое сопротивление (0,035—0,05 МПа), чувствительность к изменениям уровня жидкости и др.

Циклонный пылеуловитель (рис. 3.16) представляет собой сосуд цилиндрической формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает через боковой верхний входной патрубок в распределитель, к которому приварены своими входными патрубками звездообразно расположенные циклоны, которые закреплены неподвижно на нижней решетке. Отсепарированная жидкость и твердые частицы по дренажному конусу циклона попадают в грязевик. Для автоматического удаления собранного шлама имеется дренажный штуцер. Качество очистки повышается с уменьшением диаметра циклона. Поэтому созданы батарейные циклоны, объединяющие в общем корпусе группу циклонов малого диаметра. Закручивание потока осуществляется в циклонах типа «розетка» или «улитка» (рис. 3.17).

При работе по системе «газ — твердая взвесь» пропускная способность батарейных циклонов обычно рассчитывается, исходя из допустимых скоростей газа, обеспечивающих достаточно полное удаление твердой взвеси из газового потока.

⇐ Назад