Дегидрация газа

Газовое месторождение, не содержащее нефти, есть газовая шапка над водой. Газ такого месторождения насыщен парами воды. 

Рис. 1 Разрез месторождения, имеющего 100 % контакта газ—вода.

Если площадь контакта газ—вода составляет менее 100% газо­носной площади, в течение длительного геологического времени вследствие диффузии газ всего месторождения насыщается парами воды.

• Содержание воды в природном газе можно приравнять к содер­жанию воды в воздухе. Оба явления управляются одинаковыми зако­нами физики.
• Содержание воды в газе зависит от давления и от температуры. До последнего времени считалось, что это содержание не зависит от состава газа над водой и что в природном газе, насыщенным водой, содержится столько же воды, сколько ее содержится при том же дав­лении и при той же температуре в воздухе, насыщенном парами воды.

Также считалось, что количество насыщенного водяного пара в единице объёма воздуха при постоянной температуре обратно про­порционально абсолютному давлению. Совместное влияние давления и температуры выражается цифрами таблиц, имеющихся в техниче­ских справочниках, в курсах физики и термодинамики, в книгах по паровым котлам и т. д. 

Таблица 1 показывает содержание, воды в г в \ м³ воздуха, насыщенного парами воды, при разных температурах и разном дав­лении.

Таблица 1

Содержание воды в г в 1 m^z газа, насыщенного  парами воды

(или кг воды  в 1000 м* газа)

 

Температура			Давление   в		ата	(метрические ата)
°С	1	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
0	4,9	0,98	0,49	0,327	0,245	0,20	0,16	0,14	0,12	0,11	0,098
5	6,8	1,36	0,68	0,453	0,34	0,27	0,23	0,20	0,17	0,15	0,136
10	9,4	1,88	0,94	0,627	0,47	0,38	0,31	0,27	0,24	0,21	0,188
15	12,9	2,58	1,29	0,86	0,65	0,52	0,43	0,37	0,32	0,29	0,258
20	17,4	3,48	1,74	1,16	0,87	0,70	0,58	0,50	0,44	0,39	0,348
25	23,1	4,62	2,31	1,54	1,16	0,92	0,77	0,66	0,58	0,51	0,462

Из таблицы видно, что при температуре 0° С при абсолютном дав­лении в 1 метрическую атмосферу насыщенный воздух содержит 4,9 г воды, при давлении в 10 ата — 0,49, при давлении в 50 ата — 0,098 и т. д. Получается точная обратная пропорциональность.

Но все таблицы, аналогичные табл. 1, оказались неверными. В них верны лишь цифры, относящиеся к малым давлениям.

В нефтяных и газовых месторождениях воздуха нет, но в них есть природные газы, состоящие, главным образом, из метана и содержа­щие, кроме метана, различные другие углеводороды, а также некото­рое количество азота и углекислоты.

• Газы известняковых пластов обычно содержат небольшое коли­чество сероводорода. Кроме того, в нефтеносных и газоносных пластах всегда есть вода, и выходящие из скважин газы содержат тот или иной процент воды в виде пара. Из очень многих скважин выходят углеводородные газы, насыщенные водой. Изучение содержания воды в газах нефтяных и газовых месторождений оказалось необходимым для правильной эксплоатации месторождений.
• При транспорте и хранении добытого природного газа, при полу­чении из него бензина, при различной другой переработке газа, при очистке газа от H₂S и СО₂, при эксплуатации газопроводов и т. д. детальное и точное изучение содержания воды в газе также оказалось необходимым.
• Иногда вода, содержащаяся в газе, приносила большие затруд­нения при добыче газа и при перекачке его по газопроводам. При снижении давления газ охлаждался и выделял воду в жидком состоя­нии, которая иногда превращалась в лед и закупоривала газопроводы, счетчики газа, регуляторы давления и разные другие приборы. В при­сутствии воды в газопроводах возникали гидраты углеводородов, закупоривавшие газопроводы.

ИССЛЕДОВАНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В ГАЗАХ

В 1927 г. Э. П. Бартлет напечатал статью в которой помещены результаты его опытов над поглощением воды водородом, азотом и смесью водорода и азота при высоких давлениях. Оказалось, что водо­род и азот при высоких давлениях поглощают воду в количествах на 200% больше, чем это указано в таблицах, принятых в технике и промышленности.

В 1939 г. В. М. Лаулхир и Ч. Ф. Брайско в докладе, представлен­ном в «Газовую ассоциацию Тихоокеанского побережья», изложили свои исследования по вопросу о содержании воды в природных газах Калифорнии. Оказалось, что при давлении 35 ата газ содержит на 30% больше воды, чем полагается по таблицам,

В 1941 г. Р. Вибе и В. Л. Гэдди исследовали поглощение воды углекислым газом (СО₂) при давлениях до 700 атм. При больших давлениях содержание  воды сильно превосходило цифры таблиц.

Детальное изучение вопроса о содержании воды в природных газах предприняло Горное бюро США. Это изучение еще не закон­чено. Часть исследований опубликована.

Точные данные о содержании воды в природных газах потребова­лись для правильной постановки работ на гелиевом заводе Горного бюро США в г. Амарилло в северо-западном Тексасе. Этот город на­ходится около крупного газового и нефтяного месторождения Пан-хандль, залегающего в слоях пермской системы. На гелиевый завод идет газ из купола Клифсайд, содержащий около 1,7% гелия. Боль­шое содержание воды сильно мешало выделению гелия из газа.

Воду надо было удалять до переработки газа. Инженеры этого завода В. М. Дитон и Э. М. Фрост произвели в лаборатории гелиевого завода исследования по вопросу о содержании воды в природных газах, в воздухе и в гелии.

Результаты этих исследований были представлены в виде доклада на съезде «Американской газовой ассоциации» 5—8 мая 1941 г. _в г. Даллас в Техасе.

Исследования имели достаточную точность. При разной темпера­туре и различном давлении было определено содержание воды в трех газах, насыщенных водой. Состав этих газов указан в табл. 63.

В этой таблице газ А есть природный газ главного газового поля месторождения Панхандль, газ В — газ из купола Клифсайд П-хандльского района и газ С — калифорнийский природный газ_г исследованный Ляулхиром и Брайско.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА В МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

В каждом месторождении при начале его разработки газ насыщен водой, находящейся в парообразном состоянии. Эта вода занимает часть объёма в порах пласта. При подсчете запасов газа по объём­ному методу этот объём воды надо вычесть из объёма газа. В большин­стве месторождений объём воды в газе составляет малую часть объёма газа. Но при большом давлении в глубоко залегающих месторождениях вода занимает существенную часть объёма. Для определения количе­ства парообразной воды в газе следует руководствоваться вышеприведенными кривыми. Но есть газы, где содержание бензина значительно выше, чем в газах, для которых даны кривые. В них содержание воды будет еще выше. Его надо сосчитать, исходя из данных кривых и уве­личив содержание воды пропорционально среднему молекулярному весу газа.

Таблицы и кривые доведены лишь до 43 атм. Для более значитель­ных давлений эти кривые можно продолжить. Но когда они дойдут добавления максимальной конденсации, которое имеет место в раз­личных газах соответственно их среднему молекулярному весу, при 60—91 атм кривые содержания воды резко загнутся кверху и содер­жание воды возрастет. При давлениях в пласте выше «давления мак­симальной конденсации» вода, залегающая в пласте в жидком состоя­нии, будет переходить в пар и примешиваться к газу. На какой-то значительной глубине вся пластовая вода будет в парообразном состоя­нии находиться в смеси с газом. Газ газово-конденсатных месторож­дений выходит из скважин, неся громадное количество воды в виде пара. 

К такому типу месторождений относилось месторождение Кала до начала разработки. Неумеренное снижение давления при эксплуатации перевело большую часть этой воды из газообразного состояния в жидкое и, кроме того, осадило в пласте конденсаты из газа. Но под­считывать первоначальные запасы газа и вычитать из них воду мы должны для месторождений, еще не затронутых разработкой. Кон­денсаты должны включаться в запасы газа.

ДЕГИДРАЦИЯ ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

Для правильной постановки дегидрации газа необходимы точ­ные сведения о содержании воды в газе.

Анализы газов разных месторождений не указывают содержания воды в газе. Это — пробел. Необходимы анализы с указанием содер­жания воды. Для таких анализов пробы газа надо брать со дна сква­жин против пласта специальными пробоотборниками с сохранением давления. Если при понижении температуры во время транспорта пробы до лаборатории в таком пробоотборнике осела из газа часть воды в жидком виде, эту воду надо учесть.

Для бугурусланского газа можно руководствоваться кривыми для газа А и таблицами Дитона и Фроста. Для других месторождений надо выполнить научно-исследовательскую работу по методу Дитона и Фроста.

Для дегидрации газа, выходящего из скважин, с давних пор при­менялся хлористый кальций, но он имеет ряд недостатков. Его можно применять только для мелких установок. На многих газовых промыс­лах необходимо хотя бы частично дегидрировать газ тотчас по выходе его из скважины. В противном случае при перепаде давления, в осо­бенности зимой, вода, присутствующая в газе в парообразном состоя­нии, образует с метаном, этаном и пропаном гидраты углеводородов, оседающие в газопроводе в виде льда или снега, и газопровод закупоривается. Еще раньше закупориваются приборы: счетчики, регуляторы давления, манометры и пр. Чаще всего образуется гидрат метана, имеющий химическую формулу СН₄+7 Н₂О. Кроме воды в газе почти всегда есть примесь углекислоты. Она также образует гидрат состава СО₂+6 Н₂О.

Гидраты углеводородов изучались многими исследователями Гидраты углеводородов — белые кристаллические твердые веще­ства, похожие на снег, а при уплотнении похожие на лед. Кар-сон и Катц рассматривали процессы образования гидратов, как явле­ния, происходящие в четырехфазной системе, причем одна из этих фаз есть гидрат. 

Получены данные   для   следующих систем:

1.        Метан — пропан —• вода —< гидрат

2.        Метан — пентан —• вода — гидрат

3.        Метан —•• гексан —• вода — гидрат

Получены кривые образования гидратов при разных соотношениях температуры и давления. Кривые для систем метан—пентан—вода— гидрат и метан—нормальный гексан—вода—гидрат совпали с кри­выми системы метан—вода—гидрат, а система метан—пропан—вода— гидрат дала кривую иного вида. Карсон и Катц заключили, что в системах метан—пентан—вода—гидрат и метан—гексан—вода—гид­рат в образовании гидратов пентан и гексан не участвуют, и ги­драт дается только метаном и водой. 

Повидимому, углеводороды парафинового ряда тяжелее бутана не дают гидратов.

Карсон и Катц полагают, что гидраты, возникающие из природного газа, насыщенного водой, есть твердые растворы и имеют определен­ные константы равновесия системы пар—твердое вещество.

Для образования гидратов углеводородов в газопроводе нужна температура не выше 11,1° С и давление не меньше 28,1 ати, а такие условия очень часто бывают в газопроводах не только зимой, но и осенью и весной.

Чтобы избегнуть образования гидратов, нужно дегидрировать газ. Если в газе нет воды,то и гидраты не образуются, и даже нет надоб­ности удалять всю воду. При малом содержании воды, далеком от точки насыщения, гидраты также не образуются.

Ставить у каждой скважины дорогостоящие стационарные уста­новки немыслимо. Ставят дешевые «конденсационные горшки» (Pots), содержащие водный концентрированный раствор хлористого кальция, сквозь который и пропускается газ, выходящий из скважины. Их ставят «до штуцера», т. е. До снижения давления. В противном случае штуцер в первую очередь обмерзнет, так как именно в нем и происхо­дит перепад давления.

Но газ, выйдя из горшка, уносит с собой некоторое количество хлористого кальция, являющегося летучим продуктом. Этот увлечен­ный хлористый кальций необходимо улавливать. Он разъедает метал­лическое оборудование. Для улавливания хлористого кальция после горшка ставят небольшой сепаратор. Это увеличивает затраты на дегидрацию газа на промыслах. Хлористый кальций в «горшках» недостаточно дегидрирует газ. Приходится в конечном пункте про­мысловой собирательной сети или на первой станции магистрального газопровода сооружать крупную центральную дегидрационную уста­новку. Обслуживание большого количества мелких «горшков» и сепа­раторов на промыслах требует большого количества человеческого труда. Нужно собирать из горшков раствор, насыщенный водой, и регенерировать его, а если обходиться без этой регенерации, расход хлористого кальция будет очень велик. 

Описанные мелкие установки для дегидрации хлористым кальцием можно применять только при следующих условиях:

1)         если газ выходит из скважины
с не очень большим давлением и

2)         если давление, с которым выхо­
дит газ из скважины, не очень силь­
но колеблется.

Задача экономной и удобной де-диграции газа у скважин еще не разрешена.

рис. 2. Метаноловый инжектор для 

предупреждения 

образования гидратов  

углеводородов   в   газо­проводе.

На некоторых промыслах для де­гидрации газа применяли не раствор хлористого кальция, а твердый или сухой хлористый кальций. В таких случаях он помещался в вертикаль­ный цилиндрический-сосуд на сетках слоями, состоящими из кусочков хлористого кальция. Поперечные раз­меры кусков — от 2 до 5 см. Сетка с

20—30 отверстиями на линейный дюйм. Газ сквозь эти сетки и куски пропускался снизу. Вода из газа удерживалась хлористым кальцием. Этот способ — весьма неудобен, и мы рекомендовать его не можем.

Применялся иногда и такой способ. Концентрированный раствор хлористого кальция вводился в газопровод и шел вместе с газом. Насытившись водой из газа, он собирался в дрипах, откуда и извле­кался. Этот способ вызывал большую коррозию газопроводов, и его также нельзя рекомендовать.

На некоторых промыслах для борьбы с обмерзанием газопроводов применяют паллиативы:

1)          подогрев газа или

2)          введение в газ метанола или аммиака или других веществ,
предупреждающих замерзание.

Второй способ в некоторых случаях дает эффект, а в некоторых не дает. Первый способ более эффективен, но обходится не дешево и требует значительного обслуживания.

На рис. 2 изображен инжектор для введения в газопровод мета­нола.

Введение в газопровод спирта применялось на многих газопрово­дах при перекачке газа под невысоким давлением. При высоких дав­лениях спирт сам иногда образует гидраты.

Аммиак — Дорог. Если в газе есть углекислота, аммиак образует с ней углекислый аммоний, который также может закупорить газо­провод.

Для дегидрации крупных количеств газа есть рациональные установки, в которых капитальные затраты и операционные расходы ложатся на 1 м^г газа очень малой цифрой. Применяется процесс абсорбции или адсорбции.

Было испытано много способов дегидрации газа. Концентрирован­ная серная кислота прекрасно удаляет влагу из газа, но неудобна в применении и ее трудно регенерировать.

Фосфорный ангидрид, тройной алкогольный глицерин, тиоциа-нистый натрий, тиосульфат натрия, активированный древесный уголь, силикагель и многие другие вещества применялись для дегидрации небольших количеств газа. На основании практических данных работы всевозможных дегидрационных установок техника и промышленность газового дела в США остановилась на двух дегидраторах, которые те­перь и получили широкое применение для дегидрации больших ко­личеств гдза. Это — диэтиленгликоль и активированная окись алю­миния, причем диэтиленгликолевые установки для дегидрации газа перед его перекачкой по магистральным газопроводам распростра­нены в больших количествах, чем алюминиевые.

При дегидрации газа перед перекачкой по магистральному газо­проводу не следует удалять всю воду из газа. Некоторое определенное количество воды надо оставить. Чрезмерно обезвоженный газ высу­шивает газопровод. Сухая пыль несется по газопроводу вместе с газом со скоростью иногда до 160 км/час. Возникают «пылевые штор­мы». В пыли есть мелкие частицы распавшейся окалины, частицы метал­ла, кварцевые песчинки из высушенной грязи и т.д. Эта пыль шли­фует внутреннюю поверхность газопровода. Она летит прямолинейно, на поворотах ударяется в стенку газопровода и может проесть ее. Она забивается в приборы и портит их.

Дегидрацйя газа ведется по расчету. Основаниями расчета слу­жат сведения:

а)     о температуре и давлении газопровода в  различные месяцы года;

б)     о количестве воды, с каким газ приходит с промысла;

в)     о том, при како11 температуре газ данного состава дойдет до
точки росы, при давлении в той или иной точке газопровода.

Содержание воды при точке росы является недопустимым мак­симальным пределом содержания воды в газе. Надо оставлять в газе воду ниже этого предела. Иногда приходится удалять 80% воды и  оставлять  20%.

На различных станциях газопровода ставятся автоматические ре­кордеры точки росы, и по их показаниям даются распоряжения дегидрационной   установке   усилить   или   уменьшить дегидрацию.

На некоторых газопроводах на юге США летом газ не дегидри­руют. 

Интересные наблюдения были произведены осенью над высуши­вающим действием дегидрированного газа. Летом шел газ, содержав­ший пары воды, и внутренность газопроводной сети была влажная. Осенью дегидрированный газ высушивал газопровод в течение ме­сяца.

Если газопровод должен круглый год работать напряженно и подавать максимальные количества газа, дегидрацию нужно вести круглый год. Помимо увеличения пропускной способности это умень­шает внутреннюю коррозию газопровода и приборов. Увеличивается теплотворная способность газа.

УСТАНОВКИ  ДЛЯ  ДЕГИДРАЦИИ  ГАЗА

 

дегидрация жидкими поглотителями

На фиг. 67 показана схема установки для дегидрации газа жид­кими поглотителями. В качестве поглотителя на этих установках применяется, главным образом, диэтиленгликоль, но можно применять и раствор хлористого кальция.

рис 3 Установка для дегидрации газа жидким поглотителем.

1 — автоматический  регулятор  уровня;   2 — трап;   3 — контактор  (поглоти­тель   влаги);    4 — теллообменный   аппарат;      5 — испарительная    колонна; <5 _ рибойлер (подогреватель); 7 — насос для перекачки раствора; 8 — резер­вуар для раствора; 9 — дроссельный   клапан; 10 — манометр

Диэтиленгликоль — это бесцветная жидкость уд. веса 1,132 при температуре 4° С. Его химическая формула О(СН₂—СН₂. ОН)₂. При минус 6,5* Сон замерзает, а при +244,5° С испаряется. Он хорошо растворим в воде, спирте и эфире. Для дегидрации газа применяется его водный раствор. Он хорошо поглощает влагу из газа. Насыщенный водой раствор легко регенерируется простым испарением лишней воды. В общих чертах абсорбционная установка для поглощения воды из газа диэтиленгликолем походит на обычную абсорбционную установку газобензинового завода. Газ входит в нижнюю часть абсорбционной колонны. Это есть колпачковая башня с небольшим числом тарелок. Большею частью бывает достаточно 4 тарелок. Нижняя часть колонны "представляет скруббер, служащий для улавливания из сырого газа капелек нефти, капелек воды, грязи, пыли и т. п. Навстречу подымаю­щемуся в колонне (в области тарелок) газу спускается водный раствор диэтиленгликоля, входящий в колонну выше верхней тарелки и вы­ходящий из середины колонны. Перед выходом он скапливается в кольцевом пространстве ниже нижней тарелки. В область скруббера ди-этиленгликоль не попадает. Выпуск гликоля регулируется автомати­ческим поплавковым регулятором уровня. Жидкость, оседающая в нижнем скруббере, выпускается через трап, где может разделяться по удельному весу.

В верхней части абсорбционной колонны выше верхней тарелки находится второй скруббер меньших размеров. Он предназначен для удержания капелек поглотительной жидкости, увлекаемых газом. Пройдя верхний скруббер, осушенный газ выходит из колонны.

Раствор диэтиленгликоля, поглотивший из газа воду, идет на регенерацию. Сначала он проходит через теплообменный аппарат^ где навстречу ему идет горячий диэтиленгликоль, вышедший из испа­рительной колонны. В теплообменном аппарате диэтиленгликоль, содержащий воду, нагревается и идет в испарительную колонну, в которой происходит испарение воды из этого диэтиленгликоля-Испарительной колонной служит также колпачковая башня, но в ней число тарелок намного больше, чем в абсорбционной колонне,. На чертеже показано 17 тарелок. Диэтиленгликоль входит в эту колонну немного выше 4-й тарелки, считая снизу, медленно стекает и скапливается в нижней части колонны. Эта нижняя часть двумя патрубками, вверху и внизу, соединена с рибойлером. Рибойлер снаб­жается водяным паром, циркулирующим через змеевик. Часть водя­ного пара в змеевике может перейти в воду. Она собирается в акку­муляторе рядом с рибойлером и большая часть ее выпускается через трап, а некоторая часть ее применяется в качестве рефлюкса для охлаждения верхней части испарительной колонны и удержания ди­этиленгликоля, могущего увлекаться водяным паром колонны. Для этого вода из аккумулятора в нужных количествах нагнетается в верх­нюю часть испарительной колонны тотчас выше верхней тарелки. Количество нагнетаемой воды регулируется вручную при помощи задвижки, показанной на чертеже цифрой 10. Перед задвижкой на водопроводе установлен манометр. Вода идет под давлением пара в змеевике. Отопление рибойлера регулируется автоматически при помощи температурного контроллера, действующего в зависимости от температуры в нижней части испарительной колонны ниже самой нижней тарелки.

В некоторых установках подогрев рибойлера производится не водяным паром, а специальной жидкостью, передающей тепло. Для этой цели, например, применяется жидкость «Доутерм», изготовляемая химической фирмой «Доуэлл Инкорпоретд». Эта жидкость имеет температуру испарения при атмосферном давлении намного выше 100° С. Есть и такие установки, в которых рибойлер отапливается голым огнем при помощи газовых горелок. В них диэтиленгликоль цирку­лирует внутри змеевика.

Выпуск концентрированного раствора диэтиленгликоля из испа­рительной колонны автоматически регулируется поплавковым регу­лятором уровня. Концентрированный раствор диэтиленгликоля по выходе из испарительной колонны проходит через теплообменный аппарат и поступает в резервуар, из которого насосом накачивается в дегидрационную абсорбционную колонну на новое поглощение. Та­ким образом раствор диэтиленгликоля все время циркулирует че­рез дегидратор, испаритель и резервуар.

Некоторые операторы считают недостаточным то охлаждение кон­центрированного раствора диэтиленгликоля, которое достигается в теплоебменном аппарате, и между этим аппаратом и резервуаром или между резервуаром и дегидратором ставят специальный холо­дильник, через который и пропускают раствор диэтиленгликоля. В ка­честве такового, например, применяется обычный оросительный холо­дильник. Но особенной необходимости в этом холодильнике нет. Можно пускать в дегидратор и теплый раствор. Теплосодержание накачиваемых в дегидратор сравнительно небольших количеств рас­твора намного меньше суммарной теплоёмкости больших количеств дегидрируемого газа, так что даже, если в дегидратор будет входить раствор температуры 50 или 55^е С, он очень мало нагреет газ и повы­сит точку росы дегидрированного газа не более, как на 1° С. Скорее газ охлаждает раствор, чем раствор нагревает газ. Важнее было бы охлаждать газ перед входом в дегидратор.

В дегидраторе повышение давления желательно. Некоторые де-гидраторы работают под высоким давлением. На многих промыслах дегидрируется газ, вышедший из скважин с высоким давлением. Есть установки, где дегидрируется газ после сжатия его в компрессорах перед впуском в магистральный газопровод.

Если в качестве поглотителя вместо диэтиленгликоля применяется раствор хлористого кальция, нет надобности ставить высокую испа­рительную колонну с большим числом тарелок, так как унос хлорис­того кальция водяным паром незначителен. Хлористый кальций имеет летучесть значительно ниже диэтиленгликоля. Применяется простой испаритель, представляющий змеевик в трубе или в резервуаре. 

Хло­ристый кальций стоит дешевле диэтиленгликоля и требует меньших капитальных затрат, но в сравнении с диэтиленгликолем он невыгоден по двум причинам:

1.    Хлористый кальций менее   эффективен. Он понижает точку росы дегидрируемого газа на 14° С ниже температуры в дегидраторе а   диэтиленгликоль — на 28°.

2.     Хлористый  кальций   разъедает  металлическое   оборудование. 
Почти все дегидрационные установки, сооруженные за последние 7 лет и применяющие жидкий поглотитель, пользуются в качестве поглотителя диэтиленгликолем. Но имеется в эксплуатации много хлоркальциевых дегидрационных установок, сооруженных до  1938 г.

Некоторые работают в трудных условиях. Так например, есть одна установка, дегидрирующая газ, вышедший с завода, на котором произ­водится очистка газа от больших количеств сероводорода с получе­нием серы и извлечение из этого газа бензина. Газ выходит с завода с давлением 35 ати и под этим давлением дегидрируется хлористым кальцием. После этого он идет в магистральный газопровод в коли­честве 2.100 тыс. M^S/сутки. Эксплуатационные расходы, включая зар­плату, воду, силу, расход материалов и управление и не включая нало­ги и амортизацию капитальных затрат, падают в размере 0,00077 цента на 1 мъ дегидрированного газа. Дегидрация понизила точку ро­сы газа только на 11° С, но этого оказалось достаточным, чтобы в газопроводе, проходящем по югу США, не образовывались гидраты. При дегидрации хлористым кальцием есть много неполадок и затруд­нений, вызываемых разъеданием металлического Дегидрационного оборудования.

рис 4. Диэтиленгликолевая дегидрационная установка в Панхандле.

7 — вход газа; 2 — выход газа; 3 — контактор; 4 — счетчик для замера количества диэтилен гликоля; 5 — водяной хо­лодильник; 6 — теплообменный аппарат; 7 — насос для накачивания диэтиленгликоля; 8 — колпачковая колонна; 9 — рибойлер (подогреватель); 10'—   паровой котел.

Одно крупное газопромышленное общество, снабжающее газом города Оклахомы и Северного Тексаса, для ликвидации образования гидратов углеводородов соорудило на начальной станции магистраль­ного газопровода в Панхандле диэтиленгликолевую дегидрационную установку, схема которой изображена на фиг. рис 4.

Дегидратор имеет 3 тарелки, а испаритель 21. Эта установка рабо­тает вполне удовлетворительно. Замерзание газопровода и приборов ликвидировано. Ежегодно дегидрационная установка начинала дей­ствовать в октябре и работала до весны. Летом в дегидрации газа на­добности не было. Точка росы осушенного газа зимой была— 10° С, тогда как газ, не прошедший дегидрацию, имел (при давлении в газо­проводе) точку росы плюс 18° С, т. е. обмерзание было неизбежно* Для того теплого климата, в котором расположена газопроводная сеть этого предприятия, понижение точки росы газа до—10° было вполне достаточно, так как в самое холодное время года температура газа в закрытых газопроводах была от —4° до —1° С.

Обслуживание крупной диэтиленгликолевой установки требует лишь одного оператора в смену. Три небольшие диэтиленгликолевые установки на некоторых промыслах обходятся без отдельного штата. Наблюдение за ними поручается человеку, наблюдающему за дав­лением в скважинах и газопроводах. Этот человек в США называется «прешшюрмэн» (человек давления). Он обязан изредка заходить на диэтиленовую установку и смотреть, все ли в порядке. Процесс на установке идет автоматически.

Иногда наблюдение над диэтиленгликолевой установкой пору­чается оператору газобензинового завода. На многих промыслах и на начальных станциях магистральных газопроводов дегидрационные установки расположены рядом с газобензиновыми заводами.

Дегидрацию газа диэтиленгликолем можно соединять с очист­кой газа от сероводорода и углекислоты, добавляя в раствор диэти-ленгликоля амины. Обычно в этих случаях пользуются моноэтанол-амином, но применяют иногда и другие амины, как, например, ди-этаноламин и триэтаноламин. Такой раствор содержит больший процент воды, чем обычно концентрированный дегидрационный раствор диэтиленгликоля, и это несколько понижает его дегидра-ционную способность, но для большинства случаев ею можно удов­летвориться.

ДЕГИДРАЦИЯ ТВЕРДЫМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ

В качестве твердого поглотителя влаги применяется, главным образом, активированная окись алюминия. Схема дегидрации газа окисью алюминия изображена на фиг. 69. Процесс в общем походит на получение бензина из газа активированным древесным углем. Процесс — периодический, но соединением двух установок он превращен в непрерывный. В то время, как в одной колонне дегидрируется газ, в другой происходит реактивация окиси алюми­ния, т. е. осушка её от поглощенной воды. Эти процессы в каждой колонне чередуются. Нужно лишь после каждой операции переклю­чать поток газа из одной колонны на другую. Для дегидрации боль­ших количеств газа ставится несколько пар таких колонн, и каждая пара работает замкнутым циклом. Сырой газ входит в нижнюю часть колонны и проходит по ней кверху. Из верхней части колонны выходит дегидрированный газ. В нижней части колонны находится скруббер, очищающий газ от посторонних примесей, например, от капелек нефти, воды, смазочного масла, парафина, грязи и пыли. Газ сначала проходит через этот скруббер и потом уже идет через слои зернистой окиси алюминия, насыпанной на тарелки. Скруббер необходим, так как загрязненную такими посторонними веществами окись алюминия очень трудно чистить.

Толщина слоя окиси алюминия, лежащего на каждой отдельной тарелке, не должна быть особенно большой, чтобы верхние слои своим весом не раздавливали нижние, и чтобы газ мог иметь сквозь окись алюминия незатруднённый проход. Тарелки имеют большое число мелких отверстий для прохода газа. На рис 5 в каждой колонне  показано 5  тарелок.   Против  каждой  тарелки   в   стенке колонн имеются герметически закрываемые лазы. Через них можно производить насыпание, или добавление, или удаление окиси алюминия и можно даже, в случае надобности, вынимать тарелки. Есть и другие конструкции колонн. Так, например, есть колонны, состоящие из отдельных звеньев, и каждое звено навинчивается на расположенное  ниже.  Каждое  звено содержит тарелку.

После того, как окись алюминия поглотила достаточно воды, нужно её высушить. Это делается горячим газом. Прекращается пропускание сырого газа, и через колонну в обратном направлении_г т. е. сверху вниз пропускается газ, нагретый в подогревателе, представляющем обычную печь, в которой заложен змеевик. Наг­реваемый   газ   идёт   внутри   змеевика.  Отопление печи — газовое.

Рис 5. Установка для дегидрации газа твердым поглотителем.

7 — подогреватель;  2 — вентилятор ^ля газа;  3 -  сепаратор;  4 — конденса­тор;  5 — осушительная колонна.

Через змеевик и через колонну газ нагнетается при помощи неболь­шого компрессора или вентилятора типа воздуходувки. Горячий газ испаряет из окиси алюминия воду и уносит с собой в виде пара. По выходе из колонны он проходит через холодильник, где вода оседает в жидком виде. Газ и вода поступают в сепаратор, где вода отделяется от газа и выпускается при помощи автоматическового поплавкого регу­лятора уровня, а газ из верхней части сепаратора забирается ком­прессором или вентилятором и нагнетается через подогреватель на новый цикл. Эта операция продолжается до полной осушки окиси алюминия. Для неё требуется небольшое .количество газа, так как это количество циркулирует неоднократно. Его можно взять из дегидрируемого газа или из того газа малого давления, который в данном производственном пункте применяется для отопления, т. е. из обычной  распределительной газопроводной топливной сети.

Для дегидрации газа желательно повышение давления, а для осушки окиси алюминия наоборот, понижение давления. Обычно при просушке окиси алюминия держат  в колонне давление не  более 3,5 am и, чем ниже, тем лучше. Но алюминиевые установки иногда дегидрируют газ высокого давления, и это давление снижать нельзя, так как оно нужно для дальнейшего направления газа, на­пример для перекачки по магистральному газопроводу. Поэтому, если для осушки окиси алюминия горячим газом не возможно взять  газ малого давления   из другого   источника,  заранее  берут

рис 6. Дегидрационная установка Лектро-Драйер.

небольшую часть дегидрированного газа высокого давления, снижают регулятором давления или редукционным клапаном давление этого количества газа и помещают его в газгольдер, откуда и берут по мере надобности для нагрева в подогревателе и для осушки окиси алюминия. Эта часть газа и циркулирует для осушки той или иной колонны по очереди. Иногда обходятся без компрессора или вентиля­тора, пользуясь оставленной в газе для этой цели частью давления. На рис 6 изображён внешний вид переносной дегидрационной установки, имеющей название«Лектродрайер. В ней можно произво­дить дегидрацию природного газа, пропана, бутана и паров бензина. Дегидрация выполняется при помощи зернистой окиси алюминия. В этой установке можно дегидрировать газ с давлением, доходящим до 42,2 ати. Установка понижает точку росы газа до —79° С.

В США уже распределено среди газопромышленных предприятий более 20 установок Лектродрайер. На недавней химической выставке в Нью-Йорке эта установка возбудила большой интерес.

Р. А. Картер в статье о дегидрации газа описал алюминиевую установку на 130 тыс. м^ъ газа в сутки при давлении 6 ати и темпе­ратуре 20° С¹. Установка состоит из двух колонн, работающих пооче-реди. Каждая колонна содержит 1800 кг окиси алюминия. При де-гидрации газ входит в колонну снизу и выходит вверху. Осушка алюминия производится горячим газом. Для этого он в печи Dutch нагревается до 205° С. При выходе из осушаемой колонны газ имеет температуру 121° С. После регенерации алюминия колонна охлаж­дается холодным газом до 20—38° (в зависимости от атмосферных условий).

Рандольф описал дегидрацию газа в районе Лоуден в штате Илли­нойс. Имеются две компрессорные станции, на которые поступает газ из 320 скважин и сжимается для получения бензина и для пере­качки по газопроводам. Компрессоры — трёхступенчатые. Первое сжатие от 0,72 до 2,91 ати, второе — до 15,06 ата и третье — до 46,7 ата. После второго сжатия газ идёт на абсорбционную установку, где из него извлекаются пропан, бутан и бензин. Затем остаточный газ поступает на третье сжатие, после чего поступает в газопроводы для перекачки дальше.

Первое время зимой в газопроводах происходило замерзание воды и гидратов углеводородов. Особенно забивались льдом регуляторы и регулирующие задвижки. Введение в газопроводы спирта не по­могло. Введение аммиака также не ликвидировало обмерзания. Тогда были сооружены две установки для выделения из газа паров воды, по одной установке у каждого компрессорного здания.

Одна из этих установок перерабатывала около 200 тыс. м³ газа в сутки. Р1а неё газ поступал из абсорбера газобензинового завода с давлением 14,06 ати. Сначала он проходил через скруббер для удаления капелек солярового масла, увлечённых газом из абсорбера. Скруббер имел диаметр 0,508 м и высоту 6,1 м и содержал зернистую окись алюминия. Но потом оказалось, что этот материал плохо задер­живает тяжёлые углеводороды, увлечённые газом из абсорбера, и зер­нистый алюминий в скруббере был заменён активированным древесным углём. По выходе из скруббера газ проходит через холодильник, которым служит трубчатый теплообменный аппарат, где навстречу газу идёт холодная вода. Здесь из газа оседает в жидком виде небольшое количество воды, удаляемое в конденсационном аккумуляторе.

Затем газ поступает в абсорбер, имеющий диаметр 1,22 ми высоту 5,2 м и содержащий 2722 кг активированного зернистого алюминия. Газ в этом абсорбере идёт сверху вниз. Затем газ поступает в компрес­соры на третье сжатие. На описанную осушительную установку по­ступает газ, насыщенный водой и имеющий точку росы при температуре 21,1° С, а уходит с точкой росы —17,8° С. Такой газ при транспорте не причиняет обмерзания газопроводов и приборов.

Активированный алюминий ежедневно осушается от поглощённой воды пропусканием в течение 2 час. сухого газа, имеющего темпера­туру 182° С и давление 14,06 ата. Для этого сухой газ предварительно нагревается в трубчатом теплообменном аппарате, где навстречу ему по отдельным трубкам пропускается водяной пар. Вторая уста­новка имеет два абсорбера, загруженные не алюминием, а зернистым материалом, имеющим название «Hi-florite». Это есть особый сорт высококачественной высушенной и обожжённой в печах Хересгофа зернистой фуллеровой земли (флоридина). Этот материал пропитан хлористым марганцем.

Изучался вопрос о применении вместо активированного алюминия многих других твёрдых поглотителей. Силикагель хорошо погло­щает воду из газа, но он при постоянных переменах температуры в колоннах дезинтегрируется и превращается в порошок. Обожжённый и частично обезвоженный гипс (алебастр) в поглощении воды менее эффективен, чем окись алюминия и при многократных изменениях температуры также дезинтегрируется, как и силикагель.

ВЫБОР СПОСОБА

Дегидрацию газа нужно ставить в том месте, куда собран газ со всего промысла. Для такой центральной дегидрации приходится выбирать один из двух способов: или диэтиленгликоль, или активи­рованную окись алюминия. Этот выбор зависит от качества и коли­чества газа, от возможности не очень дорого получать диэтиленгли­коль или окись алюминия, от местных условий и от требуемой сте­пени очистки газа от воды, т. е. от того, куда пойдёт дегидрированный газ. Если требуется полное или почти полное удаление воды, нужно ставить алюминиевую дегидрацию. Для перекачки газа по магистраль­ному газопроводу полное удаление воды не нужно. Для этой цели в большинстве случаев ставят диэтиленгликолевую установку. Но есть начальные станции магистральных газопроводов, где установлена алюминиевая дегидрация. Приведём решение этого вопроса в 1942 г, крупной газопромышленной фирмой «Оклахома Иэчурол Газ Ком-пани» летом 1942 г., которая оборудовала промысел на одном новом газовом месторождении и должна была поставить дегидрацию для перекачки газа по магистральному газопроводу. У каждой экс-плоатационной скважины был поставлен подогрев газа, и этим была предупреждена закупорка собирательной газопроводной сети. Все промысловые газопроводы сходились в центральном пункте, который служил начальным пунктом магистрального газопровода, имеющего длину 154,5 км. Промежуточных станций не было. При транспор­те газа по этому газопроводу давление в начальном пункте было 70,3 ати и в конечном пункте 26,4 ати. Проходило 1700 тыс. м³ газа в сутки. Диаметр газопровода 12". Газ, приходящий к начальному пункту газопровода, имел при давлении 70,3 ати, точку росы 16,70° С, т. е. была неизбежна периодическая закупорка газопровода. Для транспорта газа по коротким промысловым ветвям можно было обхо­диться подогревом. Для транспорта на расстояние 154,5 км однократ­ный подогрев не будет действителен. 

Для дегидрации газа был выбран алюминиевый способ по следующим соображениям:

1.           Окись алюминия полнее удаляет воду, чем диэтиленгликоль.

2.           Окись алюминия легче получить, чем диэтиленгликоль. В со­
седнем штате (в Арканзасе) есть крупная добыча боксита и большое
.алюминиевое   производство.

3.           Алюминиевый процесс дегид рации проще диэтиленгликолевого.

4.           Уходящий газ не уносит с собой алюминия, но может уносить
малые количества диэтиленгликоля.

5.           Стоимость дегид рации активированным алюминием ниже, чем
диэтиленгликолем.

Иначе решило этот вопрос не менее крупное газовое общество «Лон Стар Газ Компани», предпочитавшее диэтиленгликолевые уста­новки алюминиевым.

В СССР, повидимому, будет легче достать окись алюминия, чем диэтиленгликоль» Надлежит принять меры к организации в СССР производства диэтиленгликоля для дегидрации газа и моноэтанол-амина для очистки газа от сероводорода. Оба эти продукта можно производить из газов нефтяных и газовых месторождений и из кре­кинговых газов.

О сравнении алюминиевого и диэтиленгликолевого способов Кар­тер говорит:

«Эксплоатационные расходы обоих способов дегидрации весьма низки. Первоначальные затраты на диэтиленгликолевый способ сравнительно высоки. При малых количествах дегидрируемого газа предпочитаются алюминиевые установки, при больших количествах — диэтиленгликолевые».

Некоторую дегидрацию газа можно осуществлять и на компрес­сорных станциях. Если сжать газ и затем его охладить, из него выде­лится часть воды. Такая дегид рация недостаточна. В газе останется вода в количествах, которые зимой будут создавать выделение гидратов и закупорку газопровода.

«Бюро стандартов» США произвело работу по выяснению поглоти­тельной способности различных твёрдых поглотителей. Результаты описаны в статье Джона Бауэра «Dehydrating agents used for drying gases», by John H. Bower, «Jurnal of Research of National Bureau of Standards», 1944, IX, т. 33, № 3,стр. 199. Исследования производились в дегидрационной колонне лабораторных размеров. Колонна напол­нялась испытуемым пористым веществом и сквозь него пропускалось определенное количество воздуха, содержавшего определённое ко­личество    воды   в   парообразном   состоянии.  Затем   определялось количество воды, оставшейся в воздухе после дегидрации. Было испы­тано   15   различных поглотителей.

Зернистый силикагель марки № 6956—160 был получен от фирмы «Дэвисон Кэмикол Корпорэшн», г. Балтимора. Зёрна силикагеля проходили через сито в б меш. (6 отверстий на линейный дюйм) и не проходили через сито в 16 меш. Перед испытанием силикагель был при температуре от 175 до 190° С высушен в дегидрационной колонне пропусканием в течение 4 час. воздуха, высушенного пятиокисью фосфора. После просушки колонне дали остыть, но при остывании и сокращении объёма воздуха в колонне недостающий до атмосфер­ного давления воздух впускался также будучи предварительно пропущен через пятиокись фосфора. Когда колонна и силикагель остыли до комнатной температуры и в колонне установилось атмос­ферное давление, вход в колонну был закрыт, и было начато испытание силикагеля пропусканием воздуха, содержавшего определённое ко­личество воды в парообразном состоянии.

Активированный алюминий (окись алюминия) был получен от фирмы «Алиминум Ор Компани» (сокращённое название Алорко), г. Ист-Сент-Люис, Иллинойс. Он имел зернистый вид. Зёрна про­ходили через сито в 8 меш. и не проходили через сито в 14 меш. Перед испытанием он был высушен в открытом сосуде в течение 4 час. при температуре от 175 до 200°С и затем быстро перенесён в дегидрацион-яую колонну, которая предварительно в течение нескольких часов была нагрета до 105° С. Верхний выход из колонны был немедленно закрыт, а нижний на время остывания колонны и алюминия был оставлен открытым, но входивший воздух предварительно проходил через пятиокись фосфора. Когда колонна и алюминий остыли до ком­натной температуры, нижний вход был закрыт, и колонна была по­мещена в шкаф постоянной температуры. Испытание производилось при постоянной комнатной температуре и при атмосферном давлении.

Результаты испытаний изложены в табл. 63а.

Наиболее эффективным поглотителем воды оказалась окись бария. За ней идёт окись алюминия. Были испытаны три сорта хлористого кальция. Два из них —товарные сорта, применяемые в больших количествах в промышленности. Третий — химически чистый без­водный хлористый кальций, применяемый в лабораториях. Первые два сорта оказались малоэффективными.

Как известно, воздух, насыщенный парами воды, при комнатной температуре и атмосферном давлении содержит около 15 г воды в 1 м³. Хлористый кальций, указанный в табл. под № 2, поглотил 90% этого количества, а 10% осталось в воздухе.

Сернокислый кальций оказался намного эффективнее хлористого кальция. В природе он встречается в виде минерала ангидрита. Кроме того, его можно получить обжигом гипса или алебастра до полного удаления воды.

Весьма эффективна окись кальция.

Кроме эффективности дегидрации, имеет значение количество поглотителя, требуемое для дегидрации определенного количества газа. В этом отношении выше всех стоит окись бария. Малое коли­чество окиси бария может дегидрировать большое количество газа.

АВТОМАТИЧЕСКИЙ РЕКОРДЕР ТОЧКИ РОСЫ

Недостатком дегидрационных установок долгое время было отсут­ствие надежных, удобных и хорошо действующих «автоматических рекордеров точки росы». Такие рекордеры нужны также и на даль­нейшем пути газа по газопроводу. Рекордер изображен на рис 7.

Газопромышленное общество, снабжающее тексасским природным газом г. Дэнвер и другие города штата Колорадо, установило на измерительной газовой станции около г. Дэнвер новый аппарат, сконструированный инженерами этого общества Бэрдли и Картером. Это есть «рекордер (показатель) точки росы», действующий авто­матически от фотоэлектрического реле. Он дает непрерывные пока­зания температуры, при которой из газа начинает выделяться жид­кая вода. Когда аппарат показывает близость точки росы, посыла­ются телеграммы или телефонные сообщения дегидрационным стан­циям с распоряжением усилить дегидрацию. Это предупреждает замерзание газопроводов и обмерзание приборов.

«Рекордерточки росы» состоит из небольшого резервуара, наполнен­ного незамерзающим раствором, в который погружена изогнутая в виде V трубка, хорошо отполированная и выложенная внутри блестя­щим тонколистовым золотом. Внутри этой трубки все время прохо­дит газ, выходящий по трубке малого диаметра из газопровода и затем снова входящий в газопровод. Оба конца полированной труб­ки снабжены «гляделками», т. е. стеклянными окнами. Над этими окнами и выше их в стороне от них находятся источник света и фотоэлектрическое реле. Свет проходит внутри блестящей трубки и отражается в фотоэлектрической трубе над окном.

Для контролирования температуры раствора в резервуаре имеются охладитель и подогреватель. Охладителем служит маленький метил-хлоридовый рефрижератор комнатного типа, приводимый в действие электромотором в 0,25 л. с. Змеевик от этого рефрижератора обви­вает нижнюю часть резервуара. Электрический нагреватель в 1500 W находится под дном резервуара.

Когда холодильная система охлаждает раствор в резервуаре, газ доходит до точки росы, и на внутренних стенках полированной тру­бы оседает тонкая пленка жидкого конденсата. Свет перестает отра-

рис 7 Автоматический рекордер точки росы.

1 — автоматический аппарат, записывающий температуру и давление газа; 2— фотоэлектри­ческое реле; 3 — фотоэлектрическая трубка; 4 — электролампа в 60 W и 110V;5 — вос-приниматели света; 6 — телефонный мотор 860 об/мин, и пропеллер, перемешивающий жидкость; 7 — редукционный клапан; 8 — ящики с зеркалами, отражающими свет; 9 — расширительный клапан холодильной уста­новки; 10 — электронагреватель в 1500 W; 7 7 — метилхлоридовая установка с^ электро­мотором в 0,25 л. с; 12 — змеевик холодиль­ной установки; 13 — резервуар для конден­сации холодильной жидкости.

жаться в фотоэлектрической трубе, автоматически выключается дей­ствие холодильной системы, и включается электронагреватель. Рас­твор и газ нагреваются, и пленка конденсата исчезает, после чего процесс повторяется. Небольшой вращающийся пропеллер, помещен­ный внутри резервуара и приводимый в действие небольшим мото­ром, перемешивает раствор и выравнивает его температуру.

Автоматический самозаписывающий аппарат, помещенный над резервуаром, на бумажных кругах записывает температуру и дав­ление газа. По показаниям этого аппарата вычисляется точка росы для данного газа. Температурная линия на этих бумажных кругах идет волнисто. Изгибы занимают 2 или 3° по кругу. Промежутки времени для каждого изгиба занимают от 10 до 15 мин. в зависи­мости от состава газа, его давления и той температуры, с которой он приходит в аппарат.

Если для предупреждения образования гидратов производится не дегидрация, а подогрев газа около скважины на промысле и газ имеет длинный путь по промысловому газопроводу, автоматический рекордер точки росы устанавливается где-нибудь на этом пути в наиболее удобном месте, и на основании его показаний можно да­вать распоряжения на подогревательную установку—увеличитьили уменьшить подогрев.

ПОДОГРЕВ ГАЗА ДЛЯ ТРАНСПОРТА ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

ОГНЕВОЙ ПОДОГРЕВ

Для предупреждения обмерзания промысловых газопроводов при­ходится выбирать какой-либо из    следующих способов:

1.           Подогрев газа у скважин.

2.           Хлоркальциевые конденсационные горшки.

3.           Введение в газопровод метанола или аммиака или иного анти­
фриза.

В США в громадном большинстве случаев этот вопрос решается в пользу подогрева. Повидимому, и на промыслах в СССР в большин­стве случаев придётся ставить подогрев.

Есть два главных вида подогрева:

1)         непосредственно голым огнём;

2)         через посредство горячей воды или водяного пара или специ­альной жидкости, например жидкости «Доутерм», имеющей темпера­туру кипения при атмосферном давлении выше 100° С.

Против подогрева голым огнём есть много возражений. Его счи­тают опасным в пожарном отношении. Но он гораздо выгоднее подогре­ва горячей водой, так как расход топлива при непосредственном подо­греве намного меньше и требуется меньше труда на обслуживание. Меньше и капитальные затраты. В США подогрев газопроводов голым огнём применяется широко, но не менее широко применяется и подо­грев горячей водой.

В районе Монро мы видели такую картину:

Среди поля, частично заросшего кустарником, торчит из земли короткая вертикальная труба. Это—высокодебитная газовая скважи­на. Труба сверху герметически закрыта. От нее в стороны отходят две горизонтальные трубки; одна—короткая и другая—длинная. Ко­нец короткой трубхи закрыт глухой пробкой. Длинная труба есть начало газопровода. Она лежит невысоко над землей на подставках. Под ней лежит почти над самой землей на низких подкладках труба диаметром 1 дюйм, имеющая вверху продольный ряд малых отвер­стий. Из них выходит газ. Весь он зажжен и горит невысокими огоньками, подогревающими снизу газопровод. Ближайший к скважи­не огонёк находится от неё на расстоянии 6 м. Газ для этой дюймовой трубки взят из того же газопровода после чок-ниппеля, который вставлен в газопровод немного дальше последнего огонька. 

Длина линии огоньков — около 6 м. После чок-ниппеля газопровод уходит в землю. В том месте, где дюймовая трубка отходит от газопровода, в неё вставлена пластинка с малым отверстием для снижения давле­ния в трубке. Обслуживания никакого. Ни одного человека у сква­жины и у подогревателя нет. Давление в скважине — около 70 ати. Такое же устройство мы видели и на многих других скважинах этого района. На вопрос — не боятся ли они подогревать газопроводы голым огнём, ответили, что опасности нет, так как в скважинах и га­зопроводах высокое давление и воздуха нет.  Внутрь газопровода огонь не проникнет, а если есть где-нибудь утечка газа, выходящий газ будет гореть в атмосфере небольшим пламенем. Это рано или поздно заметят, потушат и исправят утечку. 

Действительно, многолетняя практика описанного подогрева в районе Монро показала, что никаких взрывов газа и пожаров от такого подогрева не было. Оборудовать описанный подогрев стоит очень дешево. Он применялся в те времена, когда газа в Монро было очень много, и газ стоил чрезвычайно де­шево. Теперь даже при огневом подогреве применяется более слож­ное устройство, расходующее минимальные количества газа. Соору­жается печь, внутри которой заложен змеевик. Подогреваемый газ идёт внутри змеевика, омываемого горячими топочными газами. В нижней части печи газовые горелки. Змеевик из толстостенных труб. Нет надобности весь газ, идущий по газопроводу, пропускать через этот змеевик. Пропускается часть газа. Возвратившись в газо­провод, она нагревает остальной газ, смешиваясь с ним.

рис 8. Газовая печь для подогрева газопровода голым огнем.

Более широко, нежели кирпичные, распространены на газопро­водах печи, сделанные из листового железа, но они теряют тепло в атмосферу больше, чем кирпичные. Такая печь имеет вид домика. Она изображена на рис 8. Сквозь печь проходит газопровод и нагре­вается снизу огоньками газовой горелки бунзеновского типа. Газ взят из того же газопровода. Сквозь крышку домика проходят две трубы. Одна имеет диаметр и высоту больше, чем другая. По ней выходят газообразные продукты горения. Сверху над ней колпак, чтобы в неё не попадал дождь или снег. По другой трубе в домик входит воздух, нужный для горения газа. Он подводится к смеси­телю горелки, там, где газ смешивается с первичным воздухом. Приток воздуха отрегулирован так, что воздух медленно в нужных количествах идёт в горелку и на это не влияет ветер. Горелка имеет длинную линию огоньков под газопроводом. Длина огневой линии, а следовательно, и длина домика зависят от климата местности и от температуры, до которой надо нагреть газ.

Есть и другие, более сложные и более усовершенствованные типы газовых печей для подогрева газопроводов голым огнём. В наших условиях, повидимому, будут достаточно пригодны кирпичные печи, покрытые сверху кровельным железом и имеющие форму, показанную на фиг. 72, но более длинные. В лесистых местностях возможно и дровяное отопление таких печей. Отрегулированное газовое отопление не требует обслуживания, а дровяное отопление будет требовать обслуживания. Там, где газа не хватает и газ дорог, на это есть ра­счёт пойти.

Очень хороший проект огневого подогревателя составлен ст. инже­нерами треста Гипрогаз А. И. Тарановым и А. С. Фандеевым для по­догрева газа Елшанского промысла. Схема этого подогревателя показана на рис 9

рис 9. Печной подогреватель для елшанского газа.

7 _- кисличная  двухходовая  печь;   2 — дымовая труба 0 ^200  мм;   3 — соединительный канал Тоетупбенд),  изготовляется из  кованого 4-трубного    ретурбенда;    4 — крекинговые

трубы 0 102 x 14, длиной /=800.

применение  Газоподогревательная печь устанавливается у каждой скважины на расстоянии 75 м от ёлки газовой скважины.   Газоподогреватель устанавливается под навесом.

ПОДОГРЕВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ

Есть много типов водяных подогревателей. На рис 10 изображён подогреватель простого устройства.

Газопровод проходит в горизонтальной трубе, имеющей диаметр больше, чем газопровод. В этой же трубе ниже газопровода проходит труба малого диаметра. В ней происходит горение газа. В правую часть этой трубы вставлена газовая горелка бунзеновского типа. В горелку справа вводятся газ и воздух, нужный для горения. Имеется смесительная камера. Продукты горения идут по этой нижней трубе дальше. По выходе из трубы большого диаметра отопительная труба переходит в вертикальную дымовую трубу, служащую для вывода газообразных продуктов горения в атмосферу. Горение газа можно регулировать, т. е.  уменьшать или увеличивать.  Труба большогодиаметра закрыта с обоих концов поперечными стенками, которые приварены ко всем трём трубам. Труба большого диаметра содержит воду вокруг обеих внутренних труб. Лишь небольшая самая верхняя часть трубы большого диаметра не наполнена водой. Нижняя труба нагревает эту воду, а вода нагревает газопровод. Температуру воды держат в пределах между 80 и 90° С, но, конечно, всё же часть воды испаряется. По мере испарения воды нужно в трубу большого диа­метра подливать новую воду. Для этого над трубой есть воронка, вхо­дящая в трубу. Через эту же воронку уходит на воздух и пар, обра­зующийся от испарения воды. Проф. Кляуд, описавший этот подогре­ватель, говорит:

рис 10 Водяной подогреватель по книге Кляуда.

7 — дымовая труба диаметром 4";  2 — газопровод диаметром 2"  от₄ скважины;   3 —- газ для горения и газовая горелка;   4 — поворачивае­мый ветром дефлектор, чтоб ветер  не   попадал в трубы; 5 — воронка диаметром 8" для наливания воды и для выпуска водяного пара; 6 —

диаметр 4"; 7 — задвижка.

.

Таким образом, проф. Кляуд предпочитает подогрев газопроводов голым огнём. Другой вид водяного подогревателя изображён на рис 11.

Водяной подогреватель, иногда применяемый на промыслах для подогрева небольших количеств газа, идущего по газопроводу, изо­бражён на фиг. 76². Подогреватель имеет вид вертикального цилиндра. Размеры зависят от количества проходящего газа. Цилиндр можно сделать из отрезка обсадной стальной трубы, недостаточно годной для спуска в скважину. Можно взять трубу, например, диаметра 12 или 10". Высота цилиндра — около 1 м". Цилиндр имеет крышку и дно. В нижней части цилиндра расположена газовая горелка бун-зеновского типа с регулируемым впуском газа и воздуха. Продукты горения идут в дымовую трубу, стоящую вертикально и выходящую из цилиндра. Камера горения от остальной, находящейся выше, части цилиндра отделена непроницаемой горизонтальной перегород­кой, служащей дном водяного резервуара. Часть цилиндра выше этой перегородки наполнена водой, окружающей дымовую трубу. Над.

рис 11. Водяной подогреватель газа.

7 -- поверхность земли;  2 — дымовая трубя;  3 — горячая вода;  4 — подогреватель   газа; 5 — регулируемый штуцер; 6 — переводник с 2" на 4";   7 — стальная пластинка   (перего­родка), вставленная в фланцы.

уровнем воды в верхней части цилиндра оставлено небольшое про­странство, где может собираться водяной пар. Газопровод, лежащий в земле, около подогревателя, выведен на поверхность и имеет задвиж-

Фиг. 12. Водяной подогреватель газа.

1 — дымовая   труба;    2 — предохранительный    клапан; 3 — змеевик   из   медных   труб;     4 — газовая    горелка;

5 — газопровод.

ку. По обе стороны от задвижки отходят от газопровода две трубки небольшого диаметра. По одной из них газ идёт в подогреватель. По другой он возвращается в газопровод. Если задвижку закрыть, весь газ будет проходить  через подогреватель,  но в  таком случае диаметр трубок должен быть равен диаметру газопровода. Это не тре­буется, так как можно нагревать лишь часть газа. Трубка, отходящая от газопровода, входит в подогреватель, где её продолжением служит медный змеевик, погружённый в горячую воду вокруг дымовой трубы. Подогреватель имеет 4 задвижки или крана, показанные на чертеже. Горение регулируется таким образом, чтобы не доводить воду до ки­пения, но конечно часть воды будет понемногу испаряться. На крышке цилиндра есть предохранительный клапан, открывающийся и выпус­кающий часть пара, когда давление в цилиндре дойдёт до недопусти­мого предела. При выходе пара раздаётся свисток, и люди, находя­щиеся по соседству, могут прийти и уменьшить горение. Но регули­рование горения в этом подогревателе происходит автоматически. При повышении давления в цилиндре впуск газа на горение автомати­чески уменьшается. Этот подогреватель не требует постоянного надзо­ра. Если по соседству есть водопровод, снабжение подогревателя водой из водопровода происходит автоматически. Вода идёт лишь тогда, когда её уровень в цилиндре понизился до определённого пре­дела. Установлен поплавковый регулятор уровня, подымающий или опускающий задвижку на ветви, идущей от водопровода. Если водо­провода нет, рядом с подогревателем ставится деревянный чан, в кото­рый доставляется вода бочками или автомобильной цистерной. Отвод пара из цилиндра идёт в чан, где пар конденсируется.

В северных широтах описанный подогреватель вместе с водяным чаном и частью газопровода, выведенной на поверхность, заключа­ется в небольшое здание («отопительный домик»). На юге всё это может находиться под открытым небом.

В том же номере журнала «Gas», на той же странице есть описание и изображение более крупного и более сложного подогревателя труб­чатой системы. Пучок трубок малого диаметра находится внутри цилиндра. Внутри трубок идёт нагреваемый газ. В цилиндре вокруг трубок горячая вода. Под цилиндром газовые горелки. Газообразные продукты горения идут сквозь воду по другим трубкам. Есть также установки, в которых давление воды и пара в цилиндре равно 1,05 ати.

Водяной пар редко применяется для подогрева газа в газопрово­дах. Паровые подогреватели устраивают там, где есть отработанный водяной пар, выходящий из постоянно действующих паровых машин или паровых насосов.

Наиболее экономным подогревом было бы применение рациональ­ных теплообменных аппаратов, в которых навстречу подогреваемому газу идут горячие топочные газы. Хорошие теплообменные аппараты в США сооружаются и продаются многими фирмами, в числе которых можно назвать Фостер-Хвилер, Росс, Гриском-Рэшель, Баджер и  др.

Водяной подогреватель был спроектирован летом 1942 г. инже­нером треста Гипрогаз И. М. Лапкиным с сотрудниками для подогре­ва бугурусланского газа. Вода нагревается до 80° С, а газ до 25^°. Но на подогрев, согласно проекту, был предусмотрен расход газа более 1 500 тыс. м^г/год при годовой добыче 225 млн. м³.

ТЕМПЕРАТУРА ПОДОГРЕВА

Вопрос о том, до какой температуры нужно нагреть газ, вышед­ший из скважины, зависит от многих условий, в числе которых назо­вём:

1.          Размер перепада давления в чок-ниппеле или орифайсе после подогрева. Чем больше перепад давления, тем сильнее охлаждается газ.

2.          Диаметр и длина газопровода от подогревателя до конечного пункта промыслового сбора газа,  например, до первой станции ма­гистрального газопровода, где должна находиться  дегидрационная установка. Чем меньше диаметр, тем скорее остывает  нагретый газ.
Чем больше длина газопровода, тем сильнее надо нагреть газ.

 3.          Скорость движения газа в газопроводе. Чем быстрее идёт газ, тем меньше он успевает остыть.

4.          Глубина закрытия   газопровода.   Климат местности. Темпера­тура грунта в разное время года.

5.          Состав газа. Содержание воды в газе. Точка росы газа в разных пунктах газопровода при том давлении, под которым газ будет нахо­диться в этих пунктах.

Нагревать газ нужно до такой температуры, чтобы в самый холод­ный день температура газа нигде в газопроводе не понизилась до точки росы этого газа при давлении в том или ином пункте газопровода. Давление в разных пунктах газопровода определяется точно и всегда известно во время перекачки газа. Точные сведения о температуре обычно отсутствуют. Если и есть приблизительные сведения о темпе­ратуре грунта на разных глубинах, то сведения о температуре самого газа в разных пунктах газопровода отсутствуют сполна. Температура газа может совпадать, но может и не совпадать с температурой грунта, окружающего газопровод. Горное бюро США и Американская газовая ассоциация совместно организовали изучение образования гидратов в газопроводах. Частью этого изучения явились определения темпе­ратуры газа в газопроводах, температуры грунтов на разных глуби­нах, температуры поверхности земли, температуры воздуха и отно­шений между четырьмя указанными температурами. Эти определения температур производились в течение 4 лет. Дитон и Фрост обработали результаты наблюдений, составили диаграммы и сделали   выводы.

В докладе описаны приборы и методика исследований. Желательно по этому методу произвести исследования вдоль линий газопроводов Саратов—Москва и Бугуруслан—Куйбышев.

В докладе Дитона и Фроста освещен также вопрос об остывании газа в газопроводе. Даны кривые этого остывания в различных газо­проводах. Приведём один пример.

Газопровод Панхандль — Дэнвер имеет диаметр 22" дюйма и дли­ну 547 км. На начальной станции газ, вышедший из компрессоров, охлаждается не сполна. С температурой 30° С он входит в газо­провод. Фиг. 77 показывает, как газ остывает в газопроводе. На расстоянии 51,5 км он  принимает температуру грунта,  которая с малыми колебаниями держится около цифры 6,2° С. Осевая линия газопровода лежит на глубине 127 см.

Кривая остывания газа в газопроводе диаметра 16" падает круче.

Термические процессы в газопроводе имеют сложный характер. Трение газа о стенки труб и внутренняя турбулентность повышаютя остывания газа в газопроводе диаметром 22

1 — температура грунта; 2 — температура газа.

 температуру газа. Но одновременно в газопроводе по течению газа падает давление, газ расширяется, и это расширение газа сопровожда­ется понижением его температуры. Второй процесс пересиливает первый. Одновременно идёт передача тепла в грунт. Все три вида энергии по теореме Бернулли постепенно переходят в тепло, уходящее в грунт. В конце концов газ принимает темпера­туру грунта, но она сама испытывает ко­лебания. В конце газопровода сильно рас­ширившийся газ иногда может иметь тем­пературу ниже температуры грунта.

Понижение давления при течении газа в газопроводе увеличивает способность газа держать в себе воду в парообразном состоянии, но понижение температуры, вызываемое расширением газа, пересиливает это благоприятное действие снижения давления, и из газа, охладившегося до точки росы, выделяются гидраты угле­водородов, закупоривающие газопровод. На фиг. 78 показан газопро­вод, внутри которого осели гидраты. Он ещё не совсем закупорился, но пропускная способность его сильно снижена.

ГИДРАТЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В СКВАЖИНЕ И В ПЛАСТЕ

Гидраты углеводородов оседают в газопроводах. Могут ли они оседать в скважине и в пласте?

В американской литературе этот вопрос не поставлен и по нему не имеется никаких сведений.

Газовые месторождения в США в большинстве случаев находятся значительно южнее месторождений СССР и температура в пластах большею частью превышает температуру образования гидратов. Может быть во многих случаях временно оседали гидраты в скважинах или в пласте около скважины, но операторы газовых промыслов не заметили этого оседания. Для газовых промыслов СССР этот вопрос может иметь большое практическое значение, и чем севернее располо­жено месторождение, тем большее значение будет иметь оседание гидратов в скважинах и в пластах. Температура и давление, при ко­торых происходит оседание твердых гидратов из газа, насыщенного водой, могут быть во многих случаях при добыче газа из скважин Уральско-Волжского и Камского районов. Калифорнийский газ выделяет гидраты, если температура не выше 11,1° С, а давление не ниже 28,1 ати. Эти условия могут возникнуть во многих скважинах месторождений СССР. Это возможно даже в Баку при расширении газа, вызванном большим перепадом давления в скважине, а расши­рение газа может его охладить до температуры ниже 11° С. В этом отношении неблагоприятны глубинные штуцеры. Чок-ниппель, встав­ленный в газопровод у скважины, создаёт перепад давления, и гидраты могут оседать в чок-ниппеле и в газопроводе после чок-ниппеля. Глубинный штуцер, установленный в скважине над пластом, создаёт перепад давления в нижней части скважины, и гидраты могут оседать в этом штуцере и в трубах над штуцером. Борьба с таким оседанием не трудна. Если проход для газа ещё не сполна закупорился, нужно уменьшить выпуск газа из скважины. Уменьшится перепад давления. В скважине восстановится прежняя температура. Окружающая порода нагреет гидраты, и они разложатся на газ и воду.

В более северных местностях этот вопрос связан с более значи­тельными затруднениями. Температура пород вокруг скважины может оказаться недостаточной для нагрева и разложения осевших в скважине гидратов, и придётся применять введение в скважину водяного пара или горячей воды, причём следует предпочесть водяной пар. Возможно и введение горячего газа. Поэтому глубинные шту­церы для северных мест нежелательны. Но и без глубинных штуце­ров на севере возможно оседание гидратов в скважине и в пласте, если скважина эксплоатируется с чрезмерным процентом отбора, созда­ющим в скважине и в пласте около скважины большой перепад дав­ления, охлаждающий газ ниже температуры образования гидратов-В книге «Урало-Волжская нефтеносная область», 1941 г., написано_у что в некоторых скважинах Ишимбайского района на дне скважин был обнаружен лёд. Конечно, это не лёд, а гидраты углеводородов. Если пласт вокруг скважины закупорился гидратами, прекращение выпуска газа из скважины может восстановить положение; пласт примет прежнюю нормальную температуру и гидраты разложатся. Но если нормальная температура пласта ниже температуры образо­вания гидратов, достичь таяния этих гидратов будет трудно. Может быть придётся долгое время вводить в скважину водяной парили горячий газ. Возможны и другие способы нагрева пласта около сква­жины, из которых назовём:

1. Торпедирование нитроглицерином.

2.           Спуск  электрической  грелки.

3.           Спуск кальция-карбида с небольшим количеством воды, если
на дне скважины нет своей воды.

4.           Спуск других химических веществ и создание на дне скважины
сильной  экзотермической  реакции.

Эксплоатировать газовые скважины на севере нужно весьма осто­рожно, чтобы не вызвать оседание гидратов в скважине и пласте. В этих процессах особенное значение имеет температура. Она вообще пересиливает влияние давления. Поэтому регулировать процессы борьбы с образованием гидратов надо, главным образом, регулируя температуру. Хотя при малом давлении гидраты не образуются, не следует для этой цели сильно понижать давление. Нужно сохранять малый  перепад давления.

В деле образования гидратов в скважинах или газопроводах на севере есть одно благоприятное обстоятельство, которого нет на юге. Это — очень малое содержание воды в холодном газе. На юге пласты имеют температуру намного выше, чем на севере. Из них выходит тёплый газ. Если пласт лежит глубоко, газ может иметь довольно высокую температуру. Такой газ содержит много воды в виде пара и при охлаждении может выделить большое количество гидрата. На севере при очень низкой температуре пласта количество гидрата, выделяемого газом, во много раз меньше, чем на юге.

На севере СССР есть обширные площади, где на глубинах до 400 м и даже до 600 м слои имеют температуру ниже 0° С и где могут быть газовые месторождения. Как будет обстоять вопрос о гидратах в та­ких местах? Не будут ли эти месторождения содержать даже до на­чала разработки большие количества гидрата? Не будет ли весь угле­водородный газ находиться в составе гидрата, т. е. в твёрдом виде? Не придётся ли эти месторождения разрабатывать, как месторождения твёрдых ископаемых?

Это — не праздные вопросы. Север ещё не исследован. Большое количество газовых месторождений там может найтись. 10 млн. км² площади СССР, т. е. 47% всей территории СССР покрыты вечной мерзлотой, и мощность этой мерзлоты во многих местах превосходит 400 м, а в некоторых 600 м. Температура слоев в этой замёрзшей зо­не в верхних её частях ниже--6°С. Нижняя граница вечной мер­злоты имеет температуру около 0° С. Внутри вечной мерзлоты вода имеется только в виде льда.

Внутри зоны вечной мерзлоты могут найтись газовые месторожде­ния, но более вероятно, что газовые месторождения залегают под вечной мерзлотой, и она местами может служить непроницаемой пок­рышкой для газа, подобно тому, как слой льда на озере или реке не пропускает воздух в воду и рыба, нуждающаяся для дыхания в кис­лороде воздуха, растворенного в воде, на сибирских реках под боль­шим слоем льда иногда массами погибает. Это явление широко из­вестно в Сибири, как «замор» рыбы.

В зоне вечной мерзлоты местами встречается на разных глубинах так называемая «сухая мерзлота», не содержащая льда и воды. Если в этой сухой мерзлоте есть пористые пласты, в них могут найтись и газовые месторождения.

Предположим, что мы имеем газовое месторождение на глубине свыше 400 м, лежащее под зоной вечной мерзлоты. Температура в пла­сте 0° С. Давление 40 ата. Неизбежно оседание гидратов углеводо­родов и гидрата углекислоты. Весь газ не может перейти в эти гид­раты. Воды в нём будет очень мало. Если газ насыщен водой, он при этих условиях будет содержать не более 0,16 г воды в 1 м³ газа, в то время как где-нибудь на юге газ глубокого пласта, имеющий тем­пературу 30° С, содержал бы около 1,02 г в 1 л*³, т. е. в 6,4 раза больше. При образовании гидрата 1 молекула метана связывает 7 молекул парообразной воды. Небольшое количество метана свяжет всю воду в этом холодном газе. Над пластовой водой возникнет слой твёрдого гидрата, имеющий небольшую мощность. Много газа останется в га­зообразном состоянии. Слой плотного гидрата изолирует воду от газа и предотвратит дальнейшее насыщение газа водой даже при эксплоатации, т. е. при снижении давления, когда газ при понизив­шемся давлении мог бы принять в себя ещё некоторое количество воды. Мы будем иметь месторождение, в котором вода из газа как бы «вымерзла», как вымораживают воду из рассолов при добыче соли на севере. Добываться будет почти сухой, обезвоженный газ, который едва ли будет выделять гидраты в скважине и в газопроводах. Если же очень малое количество воды в этом газе всё же останется, больших затруднений с выделением гидратов в газопроводах он не причинит. Но, конечно, добывать газ надо будет с малым перепадом давления, т. е. с невысоким процентом отбора. В конце разработки месторожде­ния давление в пласте понизится ниже той нормы, при которой воз­можно образование или существование гидратов и слой гидрата под газом растает. Из него выйдет газ, который и будет добыт. Если же почему-нибудь будет признано нужным добыть газ из этого слоя гидрата до снижения давления до указанной нормы, можно растопить гидраты водяным паром. Можно применить тот способ, которым в юж­ном Тексасе добывают серу. Бурят в залежи серы скважины, нагне­тают в них водяной пар, который расплавляет серу, и ее добывают в жидком виде, а мы из гидратов будем добывать газ в газообразном состоянии, что ещё легче. Для расплавления гидратов потребуется гораздо меньше пара, чем для расплавления серы, так как уже при 12,2° С гидраты растают. Р1о больших количеств газа из гидратов добыть не удастся, так как 1 кг гидрата содержит только 112,8 г ме­тана.

Около устья Енисея неглубокими скважинами найден углево­дородный газ, хотя вечная мерзлота там залегает до глубины, по всей вероятности, более 250 м.