Справочник работника газовой промышленности (стр. 8 )

Таблица 3.2

Техническая характеристика масляных пылеуловителей

#G0 Диаметр	Высота,	Площадь	Число трубок	Число	Размеры отбойной насадки, мм	Толщина стенки, мм	Масса (общая), кг
корпуса, ми	мм	попе- речного сечения, м	кон- такт- ных	дренаж- ных из осади- тельной секции	дренаж- ных из отбой- ной секции	отбой- ников	длина	ши- рина	=5,5 МПа	=6,4 МПа	=5,5 МПа	=6,4 МПа
400	5100	0,126	5	2	2	13	360	148	12	15	1 060	1 200
500	5350	0,196	6	2	2	24	430	222	15	18	1 520	1 720
600	5550	0,282	9	3	2	32	510	296	18	20	2 100	2270
1000	5950	0,785	26	5	3	75	925	333	28	32	5840	6450
1200	6300	1,132	41	7	5	85	1135	333	33	40	8500	9800
1400	6650	1,535	49	8	6	105	1340	333	40	45	12200	13420
1600	7000	2,040	27	9	6	125	1532	333	44	52	15800	18920
2400	8800	4,520	127	20	23	175	2370	333	46	-	30000	-

Циклонные сепараторы применяют на газовых промыслах для очистки газа от механических примесей, грязи и конденсата, а также на магистральных газопроводах. Циклонные сепараторы выпускают с подогревателями и без них на условные давления 6, 4, 10 и 20 МПа и с условными проходами 80, 100, 150 и 200 мм. Сепараторы с подогревателями применяют исключительно на газовых промыслах.

Для очистки транспортируемого газа от механических примесей на КС в основном используют циклонные пылеуловители ГП604.01 (типа 144 в блочном исполнении). По условиям проекта пылеуловителя массовая концентрация жидкости в составе газа не более 1 г/м. Средний ресурс до капитального ремонта 60 тыс. ч.

График зависимости пропускной способности центробежного пылеуловителя типа ГП604.01 от давления при различных перепадах давления на аппарате блока изображен на рис. 3.4.

Рис. 3.4. Зависимость пропускной способности центробежного пылеуловителя типа ГП604.01 от давления при различных перепадах давления на аппарате блока

Техническая характеристика пылеуловителя ГП604

#G0Пропускная способность, м/ч	0,833·10
млн, м/сут	20
Давление, МПа	7,5
Температура, К	253-353
Размеры, мм:
высота	9500
ширина	3400

3.2. ОСУШКА ГАЗА И БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ

НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды. При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсируется влага и образуются кристаллогидраты, в результате чего снижается его пропускная способность. Максимальное содержание влаги в газе (в г на 1 м сухого газа) приближенно определяют по графику (рис. 3.5) при температуре 20 °С и давлении 0,1013 МПа.

Рис 3.5. Зависимость максимального содержания влаги в газе (при полном насыщении)

от давления и температуры газа

Максимальное содержание влаги (при полном насыщении) зависит от состава газа, возрастая с увеличением содержания тяжелых углеводородов, сероводорода и углекислого газа и снижаясь с повышением содержания азота.

Условия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику (рис. 3.6), на котором слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа - зона без гидратов. Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа повышает температуру гидратообразования.

Рис. 3.6. График гидратообразования для природных газов с различной

относительной плотностью

Зону возможного гидратообразования в газопроводе длиной находят следующим образом. Определяют температуру газа , давление , температуру гидратообразования и точку росы. Полученные значения наносят на график (рис. 3.7). Участок, на котором температура газа ниже кривой гидратообразования, представляет собой зону возможного гидратообразования (на рис. 3.7 заштрихована). Точка росы определяется обычно путем охлаждения газа до температуры конденсации водяных паров. Гидраты, образующиеся в скважинах, шлейфах, газопроводах или аппаратах, разрушаются при снижении давления или увеличении температуры в системе в том месте, где произошло образование гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового спиртов, гликолей, аммиака и хлористого кальция. Аммиак применяют редко, так как он реагирует с углекислым газом, который содержится в природном газе, и образует осадок углекислого аммония, забивающего запорную арматуру.

Рис. 3.7. График изменения температуры и давления и зона образования

гидратов в магистральном газопроводе

Необходимое количество метанола рассчитывают следующим образом.

1. Определяют количество воды, выделившейся из газа за сутки, , где и - содержание влаги при температуре точки росы и фактической температуре газа в газопроводе (см. рис. 3.5); - расход газа.

2. По заданным параметрам газа, давлению и относительной плотности определяют температуру образования гидратов (см. рис. 3.6). Требуемое снижение точки росы по углеводородам рассчитывают по формуле .

3. По графику (рис. 3.8) определяют минимальное содержание метанола в жидкости для температуры .