УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ И РАСЧЕТ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА ДЛЯ ОЧИСТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

АННОТАЦИЯ

В статье, приведены результаты исследования по определению режимных параметров усовершенствованного сепаратора для очистки природного газа от газового конденсата, механических примесей и воды. С целью усовершенствования действующих сепараторов вмонтированы подвешенные перегородки для эффективного разделения частиц газового конденсата в составе природного газа в скважинах. Рассчитаны: гидравлическое сопротивление и коэффициент гидравлического сопротивления, подвешенные перегородки газового сепаратора.

ABSTRACT

The article presents the results of a study to determine the operating parameters of an improved separator for purification of natural gas from gas condensate, mechanical impurities and water. In order to improve the existing separators, suspended partitions were installed for effective separation of gas condensate particles in the composition of natural gas in wells. The hydraulic resistance and hydraulic resistance coefficient of the suspended gas separator baffles are calculated.  

Ключевые слова: сепаратор, газовый конденсат, вода, механические примеси, разделения, гидравлическое сопротивление, коэффициент гидравлического сопротивление, подвешенные перегородки.

Keywords: separator, gas condensate, water, mechanical impurities, separations, hydraulic resistance, hydraulic resistance coefficient, suspended partitions.

Введение. Серосодержащие соединения, а также негорючие инертные газы, снижающие теплоту сгорания углеводородного газа, постоянно привлекают к себе внимание исследователей. Среди серосодержащих примесей чаще всего присутствуют сероводород (H₂S), серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS₂) меркаптаны (RSH), а в газовом конденсате – также сульфиды (R-S-R) и дисульфиды (R-S-S-R). Из негорючих инертных газов наиболее распространены диоксид углерода, азот и гелий [3; 5; 9; 11]. Сероводород (H₂S) – из сернистых соединений, входящих в состав природных газов, является наиболее активным. В нормальных условиях это бесцветный газ с запахом тухлого яйца. Сероводород –сильный нервнопаралитический яд: острое отравление человека наступает при концентрации 0,2–0,3 мг/л, а концентрация 1 мг/л смертельна. При вдыхании сероводорода в этой концентрации отравление развивается почти мгновенно: судороги и потеря сознания оканчиваются смертью от остановки дыхания. Индикатором на повышение концентрации сероводорода являются глаза –жжение, покраснение, опухание век. Его токсичность проявляется также в раздражающем действии на слизистые оболочки верхних дыхательных путей. Предельно-допустимая концентрация (ПДК) его в воздухе рабочих помещений составляет 0,01 мг/л.

Сероуглерод (дисульфид углерода, CS₂) – летучая бесцветная жидкость плотностью 1,29 г/см³, кипящая при температуре 46,3 °С. В воде не растворяется, но придает ей запах, хорошо растворим в этаноле и хлороформе. В воздухе легко воспламеняется. При повышенных температурах вступает в реакцию с водородом, образуя сероводород. Сероуглерод ядовит, вызывает острые отравления при концентрациях в воздухе даже 0,001 мг/м³. Серооксид углерода (COS) –бесцветный легко воспламеняющийся очень ядовитый газ, не имеющий запаха, конденсирующийся при температуре –50,2 °С. ПДК серооксида углерода в производственных помещениях – не более 1 мг/м³, в населенных пунктах – не более 0,15 мг/м³. При нагревании разлагается с образованием диоксида углерода, сероуглерода, оксида углерода и серы.

Меркаптаны (тиолы, RSH) – аналоги спиртов, в которых кислород замещен атомом серы. В связи с тем, что энергия диссоциации связей S-H меньше, чем связей О-Н, меркаптаны химически более активны, чем спирты. Эти соединения с резким неприятным запахом нерастворимы в воде, но хорошо растворимы в органических растворителях. Резкий запах меркаптанов используется при их применении в качестве одорантов природного газа. При контакте с металлами меркаптаны реагируют с ними с образованием меркаптидов металлов (так называемая меркаптановая коррозия). При нагревании до 300 °С меркаптаны разлагаются с образованием сероводорода и сульфидов. Для большинства катализаторов меркаптаны являются ядами.

Сульфиды и дисульфиды (R-S-R, R-S-S-R) – соединения, хорошо растворимые в углеводородах, но практически нерастворимые в воде. Они нейтральны, но реагируют со щелочью. При нагревании до 400 °С сульфиды разлагаются с образованием сероводорода и алкенов, а дисульфиды – дополнительно к этим соединениям и меркаптанов. По сравнению с сульфидами дисульфиды более реакционноспособны. Диоксид углерода – бесцветный негорючий газ, обладающий кислыми свойствами. При температуре -78,5 °С при нормальном давлении он образует «сухой лед», минуя жидкое состояние. Термически устойчив, диссоциирует при температурах выше 200 °С, в воде растворим ограниченно.

Азот и гелий – негорючие инертные газы. Снижают теплоту сгорания природных газов. Гелий, хотя и содержится в газе в небольших количествах, однако специально извлекается для целевого использования [4; 7]. Для очистки природного газа от различных химических веществ разработаны разные способы очищения и усовершенствованы соответствующие технологические аппараты. Целью исследования является совершенствование технологических процессов очистки газа во всех отраслях хозяйства, в том числе, и в газовой промышленности, поскольку в настоящее время природный газ многих вновь открытых месторождений содержит в качестве примесей сернистые соединения, которые значительно ухудшают качество газа как сырья для различных процессов.

Сернистые соединения являются причиной повышенной коррозии аппаратуры, вызывают быстрое и необратимое отравление катализаторов, применяемых в процессах переработки углеводородного сырья. При сжигании газа, содержащего сернистые соединения, образуются высокотоксичные окислы серы, которые, попадая в атмосферу с дымовыми газами, отрицательно воздействуют на окружающую среду [1; 2].

При эксплуатации нефтяных скважин газоотделяющие установки основываются на изменении инерционной характеристики потока газожидкостной смеси, поступающей на вход глубинного насоса. Внутри этих установок входной поток резко изменяет скорость и направление движения, в результате чего из газожидкостной смеси отделяется газовая фаза, направляющаяся затем в затрубное кольцевое пространство скважины [6; 8]. Материалы и методы исследования. Исходя из вышеизложенного, усовершенствован газовый сепаратор путем внесения конструктивных изменений внутри аппарата для очистки природного газа от жидких и механических примесей. С целью улучшения работы действующих сепараторов установлены 30 штук подвесных перегородок для эффективного улавливания частиц газового конденсата в составе природного газа при выходе из скважин (рис.1).   Предлагаемый сепаратор работает следующим образом: природный газ поступает в аппарат через входной патрубок, с помощью подвесной перегородки. 2 природный газ отделяется от газового конденсата механическими примесями и водой, после чего, проходя через перегородки, которые созданы для предотвращения пенообразования 3, природный газ выходит на следующий этап с помощью выходного штуцера. Накопленные механические примеси выгружается через штуцер 4, расположенный на дне сепаратора, вода и газовый конденсат накапливаются внутри аппарата и в зависимости их плотности разделяются слоем, выделяясь по отдельности.

Рисунок 1. Сепаратор для очистки природного газа от газового конденсата и механических примесей

1 – корпус сепаратора; 2 – подвешенные перегородки; 3 – сетка для предотвращения пенообразования; 4 – штуцер для выгрузки механические примеси; 5 – перегородка для переливания накопленные чистого газового конденсата; 6 – установка для предотвращения вихра; 7 – штуцер для выхода газового конденсата

Газовый конденсат накапливается в верхней части наколенной жидкости в сепаратор и переливается через перегородки 5 внизу сепаратора. Накопленный чистый газовый конденсат выходит через штуцер 7. При выходе газовый конденсат переходит в приспособление, предотвращающее вихревое движение жидкости 6 к штуцеру 7. Диаметр частиц механических примесей в составе природного газа рассчитывался по уравнению:

                                            (1)

где:   G – расход газа через импактор, л/мин.

Расход газа Q (в м³/с) вычисляли из формулы:

                                                                (2)

где:   w – скорость газового потока, м/с; S – площадь поперечного сечения штуцера, м².

Скорость газового потока определяли:

                                                         (3)

где:   H_д – динамическое давление, Па; r – плотность среды, кг/м³.

Концентрацию частиц механических примесей в природном газе определяли следующим образом:

                                           (4)

где G – масса частиц, г; t_с – температура газа, ⁰С; n – расход газа через прибор АФА, л/мин; t – продолжительность отбора воздуха, мин; Р_б – барометрические давление, Па. Длину и внутренний диаметр аппарата определяли как (L_эфф · d) :

                        (5)

где, L_эфф – эффективная длина аппарата, м; d – внутренний показатель, м; T – рабочая температура аппарата, К; P – рабочая величина давления, кПа; z – коэффициент сжимаемости газов; Q_g – производтелность, нм³/ч; ρ_g, ρ_l – плотность газа и жидкости при разделении, кг/м³; C_D – коэффициент трения (капли жидкости непрерывного потока газа); d_m – самый маленький диаметр устройства, разделяемого  жидкостью, мкм.

Рассчитаем L_эфф мощности аппарата по жидкости:

                                 (6)

где, t – время задерживания жидкости, мин; Q_l – мощность аппарата по жидкости в зависимости от режимных параметров, м³/ч.

С целью разделения газо-жидкостных смесей используются различные конструкции сепараторов, т.е. вертикальные и горизонтальные. В вертикальных сепараторах часть разделения газа и жидкости 0,6÷0,7 м, а в горизонтальном сепараторе она должна быть не менее 3 метров, противоположно ситуациям, когда снижается качество разделения. Исходя из этого, рассчитаны режимно-конструктивные показатели горизонтального сепаратора.

Расчет сепаратора осуществляется следующим образом:

- критическая скорость газа в сепараторе w_кр рассчитывается:

=А×,                                                  (7)

где, A – концентрация остаточной жидкости в газе, (С_кон); r_с и r_газ – плотность жидкости и газа, кг/м³. Коэффициент А в формуле определяется следующей таблицей [10].

Таблица 1.

По определению концентрации остаточной жидкости А в газе

В зависимости от потока газа в сепараторе показатель определяется следующей формулой:

,                                             (8)

где, D – диаметр сапаратора, м; V – объемный расход газа подаваемой в сепаратор, м³/с; ω – средний скорость газа в сепараторе, м/с.

Для определения эффективной работы сепаратора рассчитаны режимные параметры предлагаемого аппарата. В таблице 1 приведены результаты изменения гидравлического сопротивления подвешенных перегородок в зависимости от скорости газового потока при 50 м/с усовершенствованного сепаратора.

Результаты и обсуждения

Результаты изменения гидравлического сопротивления подвесных перегородок сепаратора приведены в таблице ниже.

Таблица 2.

Изменение гидравлического сопротивления подвешенные перегородки сепаратора

Из таблицы 2 видно, что с увеличением числа перегородок первого ряда гидравлическое сопротивление изменяется от 420 Па до 335 Па, и второго ряда от 617 Па до 501 Па. Такую картину можно наблюдать на третьем ряду, т.е. этот показатель составлял величину в пределах 891 Па 774 Па. Это объясняется тем, что с увеличением числа подвесных перегородок и ряда перегородок самого начала и до конца сепаратора результат приводится к повышению гидравлического сопротивления сепаратора, то есть оно увеличивается после первого ряда – 3670 Па, после второго ряда – 5540 Па, после третьего ряда – 8320 Па. На рисунке 2 приведены результаты по изменению коэффициента гидравлического сопротивления предлагаемого аппарата в зависимости от числа перегородки.

Рисунок 2. Изменение коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от числа перегородки

Из рисунка 2 видно, что коэффициент гидравлического аппарата после первого ряда подвесных перегородок изменился в пределах 0,109¸0,087, а после второго ряда в пределах 0,161¸0,130, такую картину можно наблюдать после третьего ряда, то есть этот показатель составил величину в пределах 0,232¸0,202. С целью предотвращения пенообразования разделенного газового конденсата при переливании внутри сепаратора предложена новая конструкция сетки (рис.3). 

Рисунок 3. Вид сетки сепаратора для предотвращения пенообразования:

а – продольный вид сетки; б – поперечный вид сетки

Проведены контрольные опыты по определению качественных показателей и технических характеристик природного газа и газового конденсата после прохождений предлагаемого сепаратора. Результаты проведенных опытов приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3.

Технические характеристики исследуемого природного газа после очистки

Из таблицы 3 видно, что температура газа на входе в аппарат состав ляла 20–40 °С при изменении давления 3,4–4,0 МПа, объемная доля кислорода 1,0 %, а сероводорода 5,5 %. Массовая концентрация механических примесей в составе очищенного природного газа составляла 0,003  г/см³.

Таблица 4.

Технические характеристики стабильного конденсата 

Из таблицы 4 видно, что давление насыщенных паров равно 66,7 кПа, массовая доля воды составила 1,0 %, массовая доля механических примесей составляет 0,005 % по ГОСТУ 6370, массовая доля общей серы и сероводорода допускается как неопределяемая для конденсатов массовой долей сернистых соединений (в пересчету на серу) менее 100 ppm (0,01 %). Все результаты проведенных исследований по определению качественных показателей и технических характеристик природного газа и газового конденсата проведены в определенных ГОСТах.

Заключение. Таким образом, проведенные исследования по определению режимных параметров предлагаемого газового сепаратора свидетельствуют о том, что для эффективного разделения природного газа от газового конденсата, механических примесей и воды целесообразно усовершенствовать и модернизировать действующие сепараторы.

Список литературы:

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. – М.: Недра, 1979. – 212 с.
2. Адонин А.Н., Кадымова К.С., Троицкий В.Ф. Опыт применения газовых якорей. – Баку: Азнефтеиздат, 1956. – 55 с.
3. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. – М.: Недра, 1997. – 362 с.
4. Ганз С.Н., Кузнецов И.Е. Очистка природных газов. – Киев, 1967.
5. Голдобин В. Природный газ – добро или зло // Нефть России. – № 11. – 2007.
6. Мовламов Ш.С. Исследования по совершенствованию теории и практики эксплуатации скважин штанговой насосной установкой. – Баку: Элм, 1998. –  194 с.
7. Очистка промышленных выбросов и вопросы воздухораспределения: сб. ст. / ВЦСПС. Всесоюз. науч.-исслед. ин-т охраны труда в г. Ленинграде. Ленингр. технол. ин-т целлюлозно-бум. пром-сти. – Ленинград, 1969. – 302 с.
8. Патент Азербайджанской Республики, A.R. Patent I 2007 0181. E21 B 43/34, 43/38.
9. Хисамутдинов Н.И. Разработка газовых месторождений в поздней стадии. – М.: ВНИИОЭНГ, 2004. – 252 с.
10. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:  https://studfile.net/preview/7224232/page:16/  (дата обращения: 10.04.2025).
11. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://studme.org/396975/tehnika/ochistka_gazov_himicheskih_primesey. (дата обращения: 10.04.2025).