CC BY
61УДК 665.276-622.279.23/4
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕМБРАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ОБЪЕКТАХ ОАО «ГАЗПРОМ»
ANALYSIS OF THE EFFICIENCY OF MEMBRANE TECHNOLOGY FOR DRYING OF NATURAL GAS AT GAZPROM FACILITIES
Р. Е. Шестерикова, С. Н. Овчаров, А. Ю. Калиниченко, Е. А. Шестерикова
R. E. Shesterikova, S. N. Ovcharov, A. Yu. Kalinichenko, E. A. Shesterikova
Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь
Ключевые слова: современные технологии; мембраны; осушка; энергозатраты; компрессор
Key words: advanced technologies; membrane; drying; energy consumption; compressor
Промысловая подготовка газа заключается в удалении из него влаги и тяжелых углеводородов до требований СТО Газпром 089-2010 [1]. Наличие в добываемом газе избыточной влаги вызывает ряд серьезных проблем при его транспортировании: при снижении температуры происходит конденсация водяных паров, что приводит к увеличению гидравлических потерь в трубопроводе, снижению его пропускной способности за счет образования гидратов и коррозии оборудования.
Выбор способа осушки газа зависит от его состава, термобарических условий разработки месторождений и давления в транспортном газопроводе. Мощность установок осушки газа зависит от расхода газа и его влагосодержания, которое, в свою очередь, зависит от давления и температуры на устье скважин.
Проблема осушки газа на малых месторождениях обусловлена высокими капитальными и эксплуатационными затратами, связанными с подготовкой газа к транспортировке абсорбционными методами.
Перспективное направление решения данной проблемы авторы [1, 2] cвязывают с инновационной наномембранной технологией, преимуществом которой является экологическая чистота, так как отсутствуют жидкие отходы, требующие специальной очистки.
Принцип действия мембранной технологии заключается в селективной проницаемости через мембрану компонентов газа за счет перепада давления на внешней и внутренней поверхностях мембраны. Углеводороды газа не проникают через мембрану, а остаются в области высокого давления — в полости мембраны, влага и часть углеводородов, размеры молекул которых сопоставимы с размерами молекул воды, наоборот, проникают через нее, образуя газ низкого давления — пермеат.
Для определения эффективности осушки природного газа путем мембранного разделения были выполнены теоретические исследования, результаты которых представлены в статье. Принципиальная схема мембранной установки осушки газа приведена на рисунке 1 [1, 2].
Газ предварительно очищается в сепараторе С-101 от капельной влаги и механических примесей. После предварительной очистки газ проходит тонкую очистку на блоке фильтров БФ-101 и поступает в газоразделительный мембранный блок ГРБ-101, в котором проводится осушка газа.
Осушенный газ направляется в газотранспортную сеть. Пермеат — газ низкого давления, направляется на компрессор М-102 для повышения давления газа до давления сырьевого газа.
Для охлаждения сжатого газа используется воздушный холодильник АВО-102, по мере снижения температуры газа влага конденсируется, и в сепараторе С-102 происходит разделение газа и жидкости.
После отделения сконденсировавшейся воды пермеат смешивается с сырьевым газом, который поступает на блок фильтров БФ-101.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема установки осушки газа
Такая схема исключает сброс пермеата на факельную установку. Часть пермеата используется в качестве топливного газа для привода компрессора М-102.
В таблице 1 приводятся технологические параметры мембранной установки для осушки газа [3, 4].
Таблица 1
Технологические параметры мембранной установки
Показатель Обозначение Размерность Величина
Давление газа на входе Рг МПа 5,20
Температура 1г 0С 45,00
Доля пермеата а % 11,04
Давление пермеата Р 1 ннг МПа 0,15
Температура осушенного газа 1-ог 0С 45
Температура пермеата 1п 0С 40
Расход осушаемого газа Рг м3/ч 54 330
Температура точки росы осушенного газа 1г.р- 0С -10
Из приведенных данных (см. табл. 1) следует, что для утилизации пермеата путем компримирования и возврата в цикл осушки необходимо поднять давление от 0,15 до 5,1 МПа. Степень сжатия газа составляет е = 35. При такой степени сжатия нерационально использовать центробежные компрессоры из-за низкого коэффициента полезного действия (КПД) [5]. При больших степенях сжатия КПД центробежного компрессора снижается и может достигать нескольких процентов, так как общий КПД компрессора связан со степенью сжатия следующим степенным выражением:
п
п = пк ,
где п — КПД компрессора; п — КПД одной ступени; п — число ступеней центробежного компрессора.
Из приведенных данных (см. табл. 1) следует, что число ступеней сжатия для компримирования пермеата составит 18, тогда при КПД одной ступени сжатия 80 % общий КПД машины составит 1,8 %.
На практике для компримирования газа объемом не более 12-15 тыс. м3/ч используются многоступенчатые поршневые компрессоры с промежуточным охлаж-
дением сжимаемого газа между ступенями [5]. Для повышения давления от 0,15 до 5,1 МПа потребуется поршневой четырехступенчатый компрессор.
Технологическая схема осушки газа мембранным методом с полным циклом утилизации пермеата приведена на рисунке 2.
Рис. 2. Принципиальная схема осушки газа мембранным методом
Процесс осушки газа требует затрат энергии, количество которой зависит от применяемой технологии. Для оценки инженерного совершенства технологической схемы осушки газа мембранным методом выполнен энергетический анализ.
Основная статья энергозатрат мембранной технологии осушки газа — это затраты энергии на компримирование пермеата.
Вторая составляющая энергозатрат на осушку газа мембранным методом — это энергозатраты на охлаждение сжимаемого газа (пермеата). Сжатие газа сопровождается повышением температуры. Температура разогрева газа ограничивается 120 0С, для этого применяется промежуточное охлаждение газа после каждой ступени сжатия.
Результаты расчета затрат энергии на сжатие пермеата поршневым компрессором приводятся в таблице 2. Расход пермеата составляет 6 000 м3/ч.
Таблица 2
Результаты расчета энергозатрат на сжатие пермеата
Показатель Обозначе ние Размерность 1-я ступень 2-я ступень 3-я ступень 4-я ступень
Начальная температура Т1 К 315 313 313 313
Начальное давление Р1 МПа 0,15 0,375 0,938 2,345
Конечное давление Р2 МПа 0,375 0,938 2,345 5,159
Конечная температура Т2 0С 101 101 101 90,2
Теоретические энергозатраты на адиабатическое сжатие Ет кВт 233,43 233,43 233,43 192,42
КПД привода компрессора П - 0,2
Фактические энергозатраты на сжатие Еобщ кВт 4 462
Из данных таблицы 2 следует, что для сжатия пермеата фактические энергозатраты составят 4 462 кВт.
Для оценки энергозатрат на промежуточное охлаждение и мощности воздушных холодильников выполнен расчет при следующих исходных данных:
объемный расход газа 6000 м3/ч
начальная температура газа 120 0C
конечная температура газа 30 0C
начальная температура воздуха 20 0C
конечная температура воздуха 65 0C
удельная теплоемкость газа 0,5 ккал /м3-°С
удельная теплоемкость воздуха 0,311 ккал /м30С
коэффициент теплопередачи 10,32 ккал м2-ч-°С
показатель адиабаты для воздуха 1,44
универсальная газовая постоянная 0,088 ккал /м3К
степень сжатия колеса вентилятора 1,21
КПД колеса вентилятора 0,85
Результаты расчета приведены в таблице 3 [5, 7].
Таблица 3
Результаты расчета АВО многоступенчатого поршневого компрессора
Показатель Размерность АВО 1-й ступени АВО 2-й ступени АВО 3-й ступени АВО 4-й ступени
Тепловая нагрузка ккал /ч 213 000 213 000 213 000 213 000
Расход воздуха на охлаждение м3/ч 15 220 15 220 15 220 15 220
Поверхность теплообмена м2 793 793 793 793
Мощность вентилятора АВО кВт 247,7 247,7 247,7 247,7
Общая мощность 990,8 кВт
Из приведенных данных (см. табл. 3) следует, что потребляемая мощность вентиляторов четырех АВО составляет 990,8 кВт. Общая потребляемая мощность на компримирование пермеата (сжатие и охлаждение) составляет 5 452,8 кВт.
Коэффициент энергоемкости процесса утилизации (компримирования) пермеата составляет КЭП = 5 452,8/54,65 = 99,7, что свидетельствует о низком инженерном совершенстве технологии.
Рассмотрим вариант применения мембранной технологии на одном из месторождений для осушки газа, имеющий следующий компонентный состав, %об: метан — 96,065; этан — 1,74; пропан — 0,27; i-бутан — 0,09; n-бутан — 0,06; i-пентан — 0,03; n-пентан — 0,01; Е гексанов+ост. — 0,035; азот — 1,56; диоксид углерода — 0,13; гелий — 0,01; С5+высш = 2,57 г/м3. Относительная плотность 0,575. Осушенный газ подается в газопровод, в котором давление 1,2 МПа.
Изменение устьевых давлений скважин в процессе разработки данного месторождения приводится на рисунке 3.
Падение давления в процессе разработки месторождения будет сопровождаться увеличением количества влаги в газе, то есть по мере разработки месторождения производительность установки осушки будет увеличиваться. Это существенный фактор, который оказывает влияние на выбор технологии промысловой подготовки газа на весь период эксплуатации месторождения.
Вторым фактором при выборе технологии промысловой подготовки газа является давление в транспортном газопроводе, особенно в период завершающей стадии разработки месторождения.
0 -1-'-'-'-'--'-'-'-'--'-'-'-'--'-'-'-'--'-'-'-'--'-'-'-'-1
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
год разработки
Рис. 3. Изменение устьевого давления во времени
На рисунке 4 приведены данные изменения суточных отборов газа на весь период разработки рассматриваемого месторождения.
год разработки
Рис. 4. Изменение суточных отборов газа
Проведем анализ работы мембранной установки для осушки газа на весь период разработки месторождения с учетом данных (см. рис. 3, 4).
Рабочее давление газа на входе мембранной установки составляет 5,2 МПа. На период 2016-2028 гг. давление газа составляет от 10,0 МПа до 5,5 МПа. Следовательно, перед подачей газа на установку мембранной осушки (УМО) необходимо осуществлять его дросселирование.
На рисунке 5 приводится блок-схема осушки газа на период 2016-2028 гг.
Рис. 5. Блок-схема промысловой подготовки газа 2016-2028 гг.
I — сырьевой газ, II — осушенный газ, III — пермеат
В таблице 4 приводятся результаты расчетных исследований технологии мембранной осушки газа с начала разработки до 2028 года.
Таблица 4
Результаты расчета осушки газа в начальный период разработки
Показатель Обозначение Размерность Величина
Устьевое давление осушаемого газа Рс МПа 10,00
Давление газа до мембраны Рг МПа 5,20
Давление газа после мембраны Р 1 м МПа 5,00
Температура t 0С 35,00
Доля пермеата а % 11,00
Давление пермеата Р 1 ннг МПа 0,15
Температура пермеата te 0С 30
Расход осушаемого газа Ог м3/ч 29 900
Температура точки росы осушенного газа ^т.р- 0С -10
Количество извлекаемой воды на мембранах AW кг/ч 27,8
Теоретический расход энергии на осушку газа Е ^теср квт 17,45
Расход пермеата Qo м3/ч 3 289
Степень сжатия пермеата - 34,7
Число ступеней сжатия поршневым компрессором Ппк шт 4
Степень сжатия газа одной ступенью s1 = (Ркон )0,25 Si - 2,69
Энергозатраты на компримирование пермеата Nk квт 2 254
Энергозатраты на АВО при компримировании Нхл квт 450
Общие затраты энергии на утилизацию пермеата Нобщ квт 2 704
Коэффициент энергоемкости процесса осушки газа КЭПм - 155
Расход топливного газа Утг м3/ч 349
Потери энергии на дросселе Др-2 Едр-2 квт 203,4
понижение температуры на дросселе Др-2 АТ2 0С 11,7
Потери энергии на дросселе Др-1 Едр-1 квт 250,3
Понижение температуры на дросселе Др-1 АТ2 0С 14,4
Доля энергозатрат на утилизацию пермеата А % 83,2
Несовершенство схемы заключается в том, пластовая энергия газа безвозвратно утрачивается, энергоэффективность снижается. При расширении газ охлаждается. Образующийся холод (энергию дросселирования) можно использовать для осушки газа. Расчеты показывают, что необходимое количество холода для осушки газа до температуры точки росы -10 0С составляет 146 223 ккал/ч.
Расчет количества холода, получаемого при работе по схеме, приведенной на рисунке 5, приводится в таблице 5.
Таблица 5
Результаты расчета количества холода при дросселировании газа
Показатель Обозначение Размерность Величина
Др-1 Др-2
Расход газа Рг м3/ч 27083 27 083
Давление газа перед дросселем Ро кгс/см2 100 50
Давление газа после дросселя Рс кгс/см2 50 12
Температура газа перед дросселем Т1 0С 35 11
Температура газа после дроселя Т2 0С 21,5 -0,7
Количество холода ккал/ч 182 810 158 436
Понижение температуры АТ 0С 13,5 11,7
Примечание. Дебит газа в соответствии с данными рис. 4.
Из данных таблицы 5 следует, что при дросселировании газа как до мембранной установки (182 810 ккал/ч), так и после нее (158 436 ккал/ч) количество выделяющейся энергии (холода) достаточно для осушки газа до температуры точки росы -10 0С. Таким образом, при такой схеме нет необходимости в мембранном блоке.
Результаты выполненных расчетных исследований изменения отношения удельного запаса пластовой энергии газа к удельным теоретическим затратам энергии на осушку газа (рис. 6) свидетельствуют о том, что запас пластовой энергии, которую можно использовать для осушки газа, полностью иссякнет на рассматриваемом месторождении к 2033 году.
Рис. 6. Изменение запаса пластовой энергии газа при разработке месторождения
Период после 2028 года характеризуется снижением устьевого давления от 5,0 до 0,4 МПа. Для обеспечения работы мембранной установки осушки на весь период эксплуатации месторождения необходимо с 2029 года вводить в эксплуатацию дожимную компрессорную станцию (ДКС).
Блок-схема подготовки газа в период завершающей стадии разработки месторождения (2028-2040 гг.) приведена на рисунке 7.
С-1
тО-
1 .. УМО гп II
III
Рис. 7. Блок-схема промысловой подготовки газа 2029-2040 гг.:
I — сырьевой газ, II — осушенный газ, III — пермеат
В таблице 6 приводятся результаты расчетных исследований параметров мембранной осушки газа в период с 2029-2040 гг.
Таблица 6
Расчет параметров мембранной осушки газа на период 2029-2040 гг.
Показатель Обозначение Размерность Величина
2040 г. 2029 г.
Устьевое давление осушаемого газа Рс Мпа 0,40 4,80
Температура газа ^ 0С 35,00 35,00
Доля пермеата а % 11,00 11,00
Давление пермеата Р 1 ннг МПа 0,15 0,15
Температура пермеата 0С 30 30
Расход осушаемого газа Ог м3/ч 8500 29940
Температура точки росы осушенного газа ^т.р. 0С -10 -10
Количество извлекаемой влаги д-да кг/ч 7,9 27,8
Теоретический расход энергии на осушку газа Е ^теср квт 4,96 17,48
Расход пермеата Оп м3/ч 935 3293,4
Число ступеней сжатия поршневым Ппк шт 4 4
Степень сжатия газа одной ступенью е1 - 2,69 2,69
Энергозатраты на компримирование пермеата ^ квт 641 2257
Коэффициент энергоемкости процесса КЭПм - 1080 162
Расход топливного газа Утг м3/ч 570 283
Затраты энергии на компримирование газа ДКС Е ^дкс квт 4665,9 379,9
Общие затраты энергии на осушку на мембране Еос квт 5360,76 2827,19
Понижение температуры на дросселе ДТ 0С 10,9 10,9
Доля энергозатрат на утилизацию пермеата 8 % 12,1 85,6
Данные расчетных исследований показывают, что по мере падения устьевого давления затраты энергии на осушку газа мембранным методом резко возрастают и к концу разработки месторождения будут превышать теоретически необходимые в тысячи раз. Объясняется это тем, что в этот период на мембранах количество извлекаемой влаги снижается за счет подачи газа частично осушенного при ком-примировании на ДКС.
Процесс утилизации пермеата путем компримирования протекает при высокой степени сжатия газа е = 34.6, что приводит к большим затратам энергии — удельная мощность привода компрессора в зависимости от периода эксплуатации месторождения составляет от 94 кВт/1 000 м3 до 113 кВт/1 000 м3.
Расход топливного газа на привод компрессора, сжимающего пермеат, составляет от 5,7 до 10 тыс. м3/сутки.
Насыщенный влагой низконапорный газ, выходящий с установки осушки, возвращается вновь на стадию осушки, то есть газ в количестве 11 % от добываемого количества приходиться дважды осушать от воды, производя неоправданные энергозатраты.
Ниже приведен энергетический анализ мембранной осушки газа на весь период разработки месторождения (табл. 7).
Таблица 7
Энергетический анализ мембранной осушки газа на весь период разработки месторождения
Показатель Год разработки
2016-2028 гг. 2040-2029 гг.
Коэффициент энергоемкости 212 1 080-162
Доля энергозатрат на компримирование пермеата 83,2 79,8-12,0
Таким образом, технология осушки газа мембранным методом не позволяет обеспечить осушку газа на весь период разработки месторождения, является высоко энергозатратной, дорогостоящей (30 $ США за 1 м2 мембраны), ресурс работы мембранных модулей составляет 2,5 года [4, 6].
Для осушки газа рассматриваемого месторождения целесообразно использовать технологию НТС, которая позволит обеспечить осушку газа при минимальных материальных затратах до 2033 года, после чего можно рассмотреть вариант ввода ДКС.
Список литературы
1. Подготовка газа для транспортировки по газотранспортной системе ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: www.grasys.ru.
2. Подготовка ПНГ для сдачи в газотранспортную систему ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: www. grasys.ru.
3. Применение мембранной технологии разделения газов для подготовки газа в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» / Ф. А. Бочков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010, - № 8. - С. 56-58.
4. Передовые технологии для подготовки попутного нефтяного газа [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: www. grasys.ru.
5. Гельперин Н. И. Основные процессы и аппараты химической технологии: в 2 т. Т. 1.- М.: Химия, 1981.- 812 с.
6. ЗАО «Грасис». Подготовка топливного газа для газопоршневых приводов с применением мембранных газоразделительных установок «Грасис» // Газовая промышленность. - 2011. - № 7. - С. 8-9.
7. Павлов К. Ф., Романков П. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. - Л.: Химия, 1981. - 559 с.
8. Шестерикова Р. Е., Шестерикова Е. А. Перспективное направление использования мембранных технологий при утилизации подтоварных вод // Технологии нефти и газа. - 2015. - № 4. - С. 3-7.
Сведения об авторах
Шестерикова Раиса Егоровна, д. т. н., доцент, профессор кафедры технологии переработки нефти и промышленной экологии института нефти и газа, Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь, тел. 8(8652)940297, e-mail: Shesterikova_26@mail. ru
Овчаров Сергей Николаевич, д. т. н., профессор кафедры технологии переработки нефти и промышленной экологии, Северо-Кавказский федеральный университет, Ставрополь, тел. 8(8652)355000
Калиниченко Андрей Юрьевич, к. т. н., доцент кафедры технологии переработки нефти и промышленной экологии, Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь, тел. 89188760026, e-mail: And-rey026rus@yandex. ru
Шестерикова Елена Александровна, соискатель, Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь, тел. 8(8652)358984, e-mail: Shesterikova_ 26@mail. ru
Information about the authors
Shesterikova R. E., Doctor of Engineering, Associate Professor at the Department of Oil Refining Technology and Industrial Ecology, Oil and Gas Institute, North-Caucasus Federal University, Stavropol phone: 8(8652)940297, e-mail: Shesterikova_26@mail ru
Ovcharov S. N., Doctor of Engineering, Professor at the Department of Oil Refining Technology and Industrial Ecology, North-Caucasus Federal University, Stavropol, phone: 8(8652) 355000
Kalinichenko A.Yu., Candidate of Engineering, Associate Professor at the Department of Oil RefiningTechnology and Industrial Ecology, North-Caucasus Federal University, Stavropol, phone: 89188760026, e-mail: Andrey026 rus@yandex. ru
Shesterikova E. A., Postgraduate, North-Caucasus Federal University, Stavropol, phone: 8(8652)358984, e-mail: Shesterikova_26@mail ru
