Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

По верхней кромке рулона корпуса резервуара (вместимость 10 000 м³ и более) приваривают кольцо жесткости из швеллера, предварительно изогнутого по радиусу резервуара. При монтаже щиты покрытия резервуара внешним торцом опираются на верхнюю кромку стенки корпуса и опорное кольцо, а внутренним -- на край поверхности центрального щита, установленного на центральной стойке.

По окончании развертывания всего рулона (рулонов) корпуса резервуара сваривают вертикальный шов (швы) корпуса, двухстороннее (из шавра или уголка) нижнее кольцевое соединение между нижним поясом корпуса и окрайками днища и верхнее кольцевое соединение между верхним поясом корпуса и щитами покрытия. Сварку нижнего и верхнего кольцевых швов ведут одновременно обратно-ступенчатым методом. Вертикальный замыкающий шов (швы) резервуара сваривают встык с двух сторон с предварительным формированием стыкового соединения специальным приспособлением.

Рис. 17. Схема разворачивания рулона корпуса резервуара и монтаж щитов покрытия: 1 -- монтажный кран; 2 -- навесные леса; 3 -- щит покрытия; 4 -- центральная монтажная стойка; 5 -- монтажная лестница; 6 -- опорное кольцо; 7 -- уголки-фиксаторы; 8 -- развернутая часть стенки корпуса; 9 -- расчалки; 10 -- клиновой упор; 11 -- рулон" стенки корпуса; 12 -- трактор

При сооружении стальных вертикальных цилиндрических резервуаров монтаж понтона или плавающей крыши начинают непосредственно по окончании монтажа днища. До начала монтажа на днище резервуара делают разметку коробов или мест расположения опорных стоек, к которым приваривают опорные плиты. Затем на днище располагают рулоны центральной части понтона (плавающей крыши), разворачивают их и монтируют. В центральной части понтона (плавающей крыши) размечают места расположения стоек и начинают монтаж корпуса. По ходу развертывания рулонов корпуса ведут монтаж коробов понтона, обеспечивающих его плавучесть. Короба к месту работы подают монтажным краном, с помощью которого ведут также монтаж щитов покрытия. Короба между собой, как и с центральным полотнищем, соединяют накладками, свариваемыми внахлестку. Для установки трубчатых стоек в центральной части понтона (плавающей крыши) прорезают отверстия. Через крышку люка-лаза (после монтажа корпуса) в резервуар закачивают воду так, чтобы понтон (плавающая крыша) поднялся примерно на 2 м, что позволяет приваривать к понтону стойки, которыми после удаления воды понтон (плавающая крыша) будет опираться на дно резервуара. Затем монтируют затвор между внутренней поверхностью стенки корпуса и понтоном (плавающей крышей) для герметизации пространства, верхнюю балконную площадку (для резервуаров с плавающей крышей) и кольца жесткости по высоте стенки корпуса резервуара, так как отсутствие покрытия в таких резервуарах резко снижает жесткость стенки корпуса.

На окрайках днища резервуара размечают окружность, соответствующую наружному диаметру нижнего пояса, по которой устанавливают листы и временно крепят их клиновыми приспособлениями на шайбах, присоединенных сваркой к листам корпуса. Затем сваривают вертикальные и нижний кольцевой швы (вертикальные -- ручной дуговой сваркой и автоматической сваркой с принудительным формированием шва ---под флюсом или порошковой проволокой, нижний кольцевой шов --ручной дуговой сваркой, полуавтоматической сваркой в среде углекислого газа автоматической сваркой в среде углекислого газа или автоматической сваркой порошковой проволокой с полупринудительным формированием шва).

Горизонтальные швы между поясами, как правило, выполняют два сварщика полуавтоматической сваркой в среде углекислого газа одновременно с двух сторон. Сварщики находятся в специальных кабинах, которые перемещаются, опираясь роликами на смонтированный пояс резервуара.

Практикуется предварительная сварка нескольких листов в полотна (карты) длиной до 12 м на специальных стеллажах в зоне строительной площадки.

Сварные швы днища резервуара проверяют на плотность вакуум-способом или химическим способом, а швы корпуса -- керосиновой пробой (внутреннюю поверхность швов покрывают слоем мелового раствора, а наружную промазывают керосином, который быстро проникает в сквозные свищи сварных швов).

При гидравлическом испытании сооруженный стальной вертикальный цилиндрический резервуар заполняют водой до верхнего проектного уровня и выдерживают его в таком состоянии определенное время. Покрытие резервуара подвергают испытанию на плотность. В этом случае давление воздуха в полностью закрытом резервуаре под покрытием доводят до 2,5 кПа. Сварные швы предварительно покрывают мыльным раствором. Пузырьки воздуха не должны появляться в течение 30 мин. Последующие испытания покрытия на вакуум проводят при открытых замерных люках. Уровень воды в резервуаре снижают до А от проектного. Затем при закрытых люках осуществляют дальнейшее снижение уровня воды до достижения внутри резервуара разряжения около 400 Па при расчетном вакууме 250 Па. После слива воды определяют отклонения геометрической формы резервуара, а также осадку его днища.

7. Особенности перекачки газа

Классификация и состав природных и искусственных газов

Все газы подразделяются на два класса: природные и искусственные.

Природные газы подразделяются на три группы:

газы, добываемые из чисто газовых месторождений; они представляют собой газ, содержащий мало тяжелых углеводородов;

газы, добываемые из конденсатных месторождений; они представляют собой смесь газа и конденсата широкой фракции, состоящей из бензина, лигроина, керосина, а иногда и солярового масла;

газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений; это попутные газы, представляющие смесь газа с газовым бензином и пропано-бутановой фракцией.

Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, состоит в основном из метана, содержание которого составляет 82--98%. Малое содержание тяжелых углеводородов объясняется процессом избирательной миграции углеводородного вещества через пористые породы. За длительный путь миграции в газе остаются только легкие составляющие.

Газ, добываемый из конденсатных месторождений, содержит также значительное количество метана (80--95%), а попутный газ -- только 30--70%.

Природные газы состоят преимущественно из предельных углеводородов (алканов). Но часто имеются в них компоненты, ухудшающие качество газа, -- сероводород, углекислота, азот и водяные пары.

Искусственные газы получаются из твердых топлив в газогенераторах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных давлениях.

Развивается газификация горючих сланцев (Кукурское месторождение в Эстонии), газификация бурых углей под давлением (Щекинский завод около Тулы, под давлением до 2,0 МПа). Основными компонентами этих газов являются водород и метан.

Физико - химические свойства углеводородных газов

Газы могут находиться в различном агрегатном состоянии в зависимости от давления и температуры.

Метан, этан и этилен при обычных условиях (20--30° С и атмосферное давление) являются реальными газами. Пропан, пропилен, бутан и бутилены при обычных условиях находятся в парообразном состоянии, при повышенных давлениях -- в жидком состоянии. Эти углеводороды входят в состав так называемых сжиженных нефтяных газов. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Плотность газов -- это отношение массы газа G к его объему V в состоянии покоя

р = G / V

Часто используют понятие относительная плотность -- отношение плотностей газа и воздуха при одних и тех же условиях

Д = р / р_В

Плотность газа в нормальных физических условиях может быть определена по его молярной массе М

р₀ = М / 22,41

где 22,41 -- объем одного моля газа при нормальных условиях. Нормальные физические условия характеризуются параметрами t₀ = 0° С и р₀ = 0,1 МПа (760 мм рт. ст.).

Удельным объемом называют объем единицы массы газа

v = 1 / р

Вязкость углеводородных газов зависит от температуры и давления. С увеличением температуры динамический коэффициент вязкости м возрастает. При давлениях до 4,0 МПа динамическая вязкость мало зависит от давления. Но при более высоких давлениях эта зависимость становится заметной. С увеличением давления вязкость возрастает.

Часто при расчетах применяют кинематический коэффициент вязкости, который равен динамическому коэффициенту вязкости, отнесенному к плотности газа

v = м / р

Давлением насыщенных паров при данной температуре называется давление, при котором жидкость находится в равновесии со своими парами. Давление насыщенных паров характеризует испаряемость жидкостей (сжиженных газов). С увеличением температуры давление насыщенных паров возрастает.

Каждому индивидуальному газу присущи определенные значения критических параметров -- критического давления р_кр и критической температуры Т_кр. Критическая температура -- такая температура, выше которой газ не может быть сжижен. Критическое давление -- это минимальное давление, при котором газ, находящийся при критической температуре, сжижается.

Классификация газопроводов

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления или соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

В зависимости от рабочего давления устанавливаются три класса магистральных газопроводов: I -- высокого давления (при рабочем давлении выше 2,5 МПа); II -- среднего давления (при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа); III -- низкого давления (при рабочем давлении до 1,2 МПа включительно).

В состав сооружений магистрального газопровода входят: комплекс сооружений и установок, предназначенных для транспортировки природного или попутного нефтяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям (городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям).

Длина магистрального газопровода может составлять от десятка до нескольких тысяч километров, а диаметр -- от 150 до 1420 мм. Большинство газопроводов, построенных после 1958 г., имеют диаметр от 720 до 1420 мм. Технико-экономическими исследованиями установлено, что с увеличением диаметра труб уменьшается удельный расход металла. В табл. 13 приведены относительные технико-экономические показатели по газопроводам различных диаметров. При увеличении диаметра труб наряду с большой экономией металла снижаются также затраты на строительство и эксплуатацию газопроводов. Поэтому в настоящее время большинство газопроводов сооружается диаметром 1020 мм и больше.

Движение газа по газопроводу осуществляется либо за счет пластового давления, либо при помощи компрессорных станций, расположенных вдоль газопровода. Расстояния между компрессорными станциями определяются гидравлическим расчетом.

Относительные технико-экономические показатели (на единицу пропускной способности) по газопроводам разных диаметров (показатели по газопроводу диаметром 325 мм приняты за единицу)

Табл. 13

Магистральный газопровод

В состав магистрального газопровода входят следующие объекты (рис. 18): головные сооружения; стальной трубопровод с ответвлениями, запорной арматурой и линейными сооружениями; компрессорные станции (КС); газораспределительные станции (ГРС); дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты (АРП); устройства линейной и станционной связи; установки катодной, протекторной и дренажной защиты; вспомогательные сооружения.

После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает в магистральный газопровод. Магистральный, газопровод может быть постоянного или переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из двух или нескольких газопроводов, уложенных параллельно по одной трассе.

Для возможного отключения отдельных участков газопровода через 20--25 км по трассе устанавливаются линейные узлы, включающие в себя запорные отключающие устройства (краны, задвижки) и продувочные свечи. Кроме того, отключающие устройства устанавливаются на всех ответвлениях от газопровода, на берегах водных преград при пересечении их газопроводом и на подходах к компрессорным станциям. Линейные краны устанавливаются с ручным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом. В непосредственной близости от линейных кранов располагаются продувочные свечи, предназначенные для опорожнения газопровода на участке между кранами в случае необходимости проведения ремонтных работ.

Рис. 18. Схема магистрального газопровода: 1 -- газовый промысел; г -- газосборные сети (промысловой пункт сбора газа); 3 -- головные сооружения; 4 -- промежуточные компрессорные станции; 5 -- газораспределительные станции; в -- линейная арматура; 7 -- переход (двухниточный) через водную преграду; 8 -- подземные хранилища газа; 9 -- отводы от основной магистрали.

Вдоль трассы газопровода через 20--25 км располагаются дома линейных ремонтеров. Линейные ремонтеры имеют телефонную связь с ближайшими КС, АРП и между собой.

Для предохранения металла труб от коррозии газопроводы оборудуются непрерывно действующей антикоррозионной защитой. Для предохранения от почвенной коррозии применяется катодная или протекторная защита, а от блуждающих токов -- электродренажная защита.-

Для оперативного руководства перекачкой газа вдоль газопровода сооружается селекторная или радиорелейная высокочастотная связь.

Компрессорные станции

На трубопроводах с интервалом, определяемым гидравлическим расчетом, устанавливаются компрессорные станции (КС), предназначенные для повышения давления газа. На КС имеются: один или несколько компрессорных цехов; электростанция или трансформаторная подстанция; система водоснабжения с насосными (циркуляционной насосной охлаждения компрессорных агрегатов, водонапорной башней, градирней и резервуарами для хранения пожарного запаса воды); узел дальней и внутренней связи; система маслоснабжения с установками по регенерации масла, складом горючесмазочных материалов; химическая лаборатория; котельная; механическая мастерская; установка масляных пылеуловителей; приемные и нагнетательные коллекторы с отключающей арматурой; автотранспортный парк и материальный склад. На магистральных газопроводах для перекачки газа применяются два вида КС, имеющих разные технологические схемы: оборудованные газомоторными поршневыми компрессорами; оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от газовых турбин или электродвигателей. Технологическая схема КС с поршневыми компрессорами показана на рис. 19. Газ из магистрали 1 поступает в пылеуловители 2, где очищается от частичек пыли, затем проходит через маслоотделитель 3 и поступает в приемный коллектор 4 газомото-компрессоров 8. Сжатый до определенного давления газ по нагнетательному коллектору 5 поступает в газопровод 6. Через пункт регулировки 7 газ отбирается для привода агрегатов (топливный газ) и на бытовые нужды.

Наибольшее распространение в газовом хозяйстве имеют угловые агрегаты, в которых компрессорные цилиндры расположены горизонтально, а силовые V-образно под углом 60° попарно.

Рис. 19. Технологическая схема компрессорной станции с поршневыми компрессорами.

К ним относятся газомотокомпрессоры 10ГК и 10ГКН с номинальной мощностью 736 и 1100 кВт. Эти агрегаты объединяют в одном корпусе силовую часть и компрессор для сжатия газа.

Рис. 20. Технологическая схема компрессорной станции с центробежными нагнетателями.

Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями дана на рис. 20. Газ с давлением р₂ поступает в пылеуловители I. Очищенный от механических примесей и капельной влаги газ поступает в коллектор II. Масло, уносимое из пылеуловителей улавливается маслоуловителем III, который устанавливается на всасывающем коллекторе после пылеуловителей. Далее газ поступает в центробежные нагнетатели IV, где производится одно или многоступенчатое сжатие газа. После сжатия газа до давления р_г он направляется в магистральный газопровод. Краны 1 и 2 -- отсекающая запорная арматура с автоматическим управлением, кран 3 -- проходной, открыт при. неработающем агрегате; кран 5-бис образует малый контур нагнетателя (он открыт при загрузке и остановке агрегата и закрыт при нормальной работе). Остальные краны 4, 5, 6, 7, 8, 9 обеспечивают нормальную эксплуатацию КС или газопровода при различных ситуациях.

На крупных газопроводах с пропускной способностью, превышающей 12 млн. м³/сут, устанавливают центробежные нагнетатели. В качестве двигателя к ним применяют газовую турбину или электродвигатель. Центробежный нагнетатель или турбокомпрессор является машиной, в которой сжатие газа происходит под действием центробежных сил, развивающихся при вращении рабочего колеса. Подобно центробежному насосу, он состоит из корпуса, в котором вращается вал с укрепленным на нем рабочим колесом. Для предотвращения утечек газа из нагнетателя в помещение он снабжен масляной системой уплотнения.

На магистральных газопроводах в настоящее время работают КС с турбинами различной мощности: ГТ-700-5 мощностью 4250 кВт; ГТК-5 мощностью 4400 кВт; ГТ-750-6 мощностью 6000 кВт; ГТУ-9 мощностью 9000 кВт; ГТК-10 мощностью 10 000 кВт.

Газораспределительные станции

ГРС сооружаются в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него и предназначаются: для снижения давления газа и поддержания этого давления в заданных пределах; для дополнительной очистки газа от механических примесей; для дополнительной одоризации газа; для регулирования и учета расхода газа, отпускаемого потребителям.

Подготовка газа к транспорту

Природный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, водяные пары, часто сероводород и углекислый газ.

Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь в пониженных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение.

Жидкие примеси, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают сужение его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают коррозирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.

Сероводород -- вредная примесь. В количествах, больших 0,01 мг на литр воздуха рабочей зоны, он ядовит. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов.

Углекислый газ вреден тем, что он снижает теплотворную способность газа и является балластом.

Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей.

Подготовка газа к транспорту проводится на специальных установках, расположенных на головных сооружениях газопровода, а очистка от твердых примесей производится на всех КС газопровода.

Отделение попутного газа от нефти

Попутный газ, добываемый вместе с нефтью, необходимо отделить от нефти и направить потребителю. Отделение производится в специальных установках, называемых трапами (сепараторами) (рис. 21). Процесс разделения осуществляется в два этапа: разделение нефти и газа; очистка газа от нефтяной пыли. Трап имеет четыре секции: сепарационную 1, отбойную II, осадительную III и отстойную IV. Сепарационная секция служит для разделения жидкости и газа. Входной патрубок 1 расположен тангенциально. Центробежная сила заставляет наибольшее количество жидкости отделиться от газа. В осадительной секции из восходящего потока газа осаждается нефтяная пыль. В отбойной секции газ окончательно освобождается от нефтяной пыли под действием сил инерции. В этой секции из потока газа извлекаются мельчайшие капли жидкости (менее 10 мк) перед выходом газа из трапа. Отстойная секция служит для сбора жидкости, отделяемой от раза во всех трех секциях. Отстойник оборудован установкой для замера жидкости и поддержания уровня на постоянной высоте. Все секции сообщаются с отстойником дренажными трубками 2, по которым нефть, не соприкасаясь с восходящим газовым потоком, стекает в отстойник. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и сферические. Сепаратор вертикального типа выгоден в тех случаях, когда поток из скважины содержит частицы песка и грязи (чистить проще). Наиболее часто применяют вертикальные сепараторы.

Рис. 21. Сепаратор для отделения попутного газа от нефти

На конденсатных месторождениях из пласта вместе с газом выходит конденсат, который является ценным сырьем нефтехимической промышленности. Конденсат надо отделить от газа перед его транспортом, так как неполное отделение конденсата на промысле вызывает его выпадение в магистральном газопроводе, что приводит к уменьшению пропускной способности газопровода.

Выход конденсата зависит от температуры и давления. Изотермы конденсации имеют максимум при определенном давлении (рис. 22). Из графика видно, что с понижением температуры t сепарации резко увеличивается выход конденсата С. Удаление конденсата производится при максимальном давлении конденсации р_{max конд}. Разделение газа и конденсата производят на специальных установках низкотемпературной сепарации (рис. 23). Газ из скважины 1 по шлейфу 2 проходит через дроссельную шайбу 3, где происходит дросселирование давления и снижение температуры идущей из скважины смеси газа и конденсата. Далее газ попадает в каплеотделитель 4, где осаждается конденсат, выделившийся в шлейфах и в результате дросселирования.

Рис. 22. Изотермы конденсация

Этот конденсат сливается в емкость для конденсата 5, а оттуда направляется в конденсатопровод. Из каплеотделителя газ поступает в газовый холодильник 6, где он охлаждается встречным потоком отсепарированного холодного газа. После холодильника газ редуцируется до давления максимальной конденсации в регулируемом штуцере 7. В результате температура его снижается на величину дроссельного эффекта (примерно 0,3° на 0,1 МПа). Затем газ попадает в вертикальный сепаратор 8, где происходит разделение конденсата и газа. Чтобы не происходило обмерзания этого сепаратора, в него вмонтирован паровой теплообменник 10. Далее газ и конденсат направляются в горизонтальный низкотемпературный сепаратор 9, где вследствие резкого уменьшения скорости при максимальном давлении конденсации и низкой температуре происходит окончательное разделение газа и конденсата. Конденсат из сепаратора 9 периодически выпускается в конденсатопровод, а газ, проходя через холодильник, направляется на дальнейшую обработку.

Рис. 23. Схема установки низкотемпературной сепарации

Для предотвращения гидратообразования в установку вводится метанол или диэтиленгликоль. Вода, как более тяжелая жидкость, чем конденсат, отстаивается в нижней части сепаратора и оттуда периодически сбрасывается в очистные сооружения.

Очистка газа от конденсата должна производиться до степени, исключающей выпадение конденсата при транспортировке газа.

Очистка газа от механических примесей

Очистка газа от механических примесей осуществляется для предотвращения загрязнений и эрозии линейной части газопроводов и оборудования КС, ГРС и оборудования потребителей.

Установки по очистке газа предусматриваются на входе в КС и ГРС и представляют собой аппараты различной конструкции, работающие по принципу сухих или мокрых фильтров. При проектировании КС магистральных газопроводов для очистки газа рекомендуется устанавливать вертикальные масляные пылеуловители диаметром 600, 1000, 1600, 2400 мм. На ГРС используются большей частью пылеуловители диаметром до 1600 мм, рассчитанные на давление 6,4 МПа, и диаметром 2400 мм -- на рабочее давление 5,5 МПа. Масляный пылеуловитель представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами (рис. 24). Пылеуловитель состоит из трех секций: нижней промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; средней осадительной Б (от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла, и верхней отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от масла. Работа пылеуловителя заключается в следующем. Очищаемый газ через газо-подводящий патрубок 10, ударяясь о козырек 9, входит в пылеуловитель, где в связи с уменьшением скорости из него под действием силы тяжести выпадают и осаждаются наиболее крупные частицы пыли и жидкости. Далее газ поступает в контактные трубки 4, ниже которых на определенном уровне (25--50 мм) находится смачивающая жидкость (соляровое масло), и проходит в осадительную секцию Б. Проходя через контактные трубки со значительной скоростью, газ увлекает за собой масло, которое, промывая его, обволакивает взвешенные частицы пыли. В осадительной секции скорость газа резко снижается, выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной секции газовым потоком уносятся в верхнюю скрубберную секцию В.

Рис. 24. Вертикальный масляный пылеуловитель

Скрубберная секция состоит из десяти рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя в лабиринте перегородок и ударяясь о них, газ совершает много поворотов. Благодаря этому частицы масла осаждаются на перегородках 8 и затем стекают на дно скрубберной секции, с которой по дренажным трубкам 11 спускаются в нижнюю часть пылеуловителя. Очищенный газ через газоотводящий патрубок 7 выходит в газопровод. Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (через 2--3 месяца) удаляют через люк 12. Осевшее внизу загрязненное масло удаляют продувкой через трубку 1 в отстойник. Взамен загрязненного масла в пылеуловитель по трубам 2 из маслоотстойника доливается до норм свежее очищенное масло. Продувка производится в зимний период не реже одного раза в сутки или по мере подъема уровня масла, если его уровень поднимается выше нормального быстрее чем за 24 ч. Полная очистка пылеуловителя производится 3--4 раза в год через люк. Контроль за уровнем масла ведется по шкале указателя уровня 3. В состав установки для очистки газа кроме группы масляных пылеуловителей входят отстойники, предназначенные для отстоя отработанного масла с целью повторного его использования. Масляный аккумулятор предназначен для заправки пылеуловителей свежим маслом. Подача масла из аккумулятора в пылеуловители осуществляется самотеком за счет разности высотных отметок, так как при этом давление в аккумуляторе и пылеуловителе выравнивается открытием крана на линии между аккумулятором и пылеуловителем.

Рис. 25. Циклонный пылеуловитель:

а -- схема циклонного пылеуловителя; б -- элемент циклонного пылеуловителя; 1 -- патрубок для выхода газа; 2 -- корпус; 3 -- верхняя решетка; 4 -- патрубок для входа газа; 5 -- элемент циклонного пылеуловителя; 6 -- нижняя решетка; 7 -- дренажный штуцер; 8 -- наружные винтовые лопасти; 9 -- вход газа; 10 -- выход газа.

Количество заливаемого масла в пылеуловитель диаметром2400мм не превышает 1,5--2 т. Унос масла допускается не более 25 г на 1000 м³ газа.

Диаметр и число пылеуловителей определяются расчетом, исходя из нормальных условий их работы, проектного объема транспортируемого газа, скорости его в пылеуловителях и необходимости периодического отключения одного из них на ремонт. При отключении одного из пылеуловителей допускается перегрузка оставшихся не более чем на 33%.

Вместимости аккумулятора и отстойников принимаются равными вместимости одного пылеуловителя по маслу.

Установки масляных пылеуловителей располагаются на открытых площадках на всех КС перед входом газа в компрессорный цех.

Пропускная способность вертикальных масляных пылеуловителей при заданном давлении ограничивается скоростью потока газа в контактных трубках, которая не должна превосходить скорости их "захлебывания" (1--3 м/с). Масса и размеры этих пылеуловителей велики. Поэтому для уменьшения расхода металла и габаритных размеров разработаны конструкции горизонтальных и сферических жидкостных пылеуловителей и центробежных циклонных пылеуловителей. В горизонтальных и сферических пылеуловителях используется барботажный принцип промывки газа. Очистка газа в циклонном пылеуловителе (рис. 25) происходит за счет отбрасывания центробежной силой к периферии капельной влаги и твердых частиц. Отсепарированная влага и твердые частицы осаждаются по дренажному конусу циклона в нижнюю часть аппарата, откуда автоматически удаляются через дренажный штуцер.

Список использованной литературы

1. Транспорт и хранение нефти и газа, под редакцией Н.Н. Константиновича М., Недра 1975 г.

2. Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности, Н.В. Бобрицкий, Б.Н. Курепин, М., Недра 1983 г.

3. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз, Высшее образование., М., Недра 1987 г.

4. Опыт строительства сборных железобетонных резервуаров, Г.Н. Гомжин, М., Недра 1964 г.

Размещено на Allbest.ru