CC BY
103УДК 622.279.23/4
ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОСУШКИ ПРИРОДНЫХ И НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
Шестерикова Раиса Егоровна, доктор технических наук, доцент, Шестерикова Анастасия Андреевна, студент, Северо-Кавказский федеральный университет, Институт нефти и газа, Ставрополь, РФ
Статья направлена на проблему поиска новых энергоэффективных технологий для переработки углеводородного сырья. В статье рассматривается возможность применения мембранной технологии для осушки углеводородных газов. Авторами выполнены расчетные исследования осушки газа с помощью мембран. Существенным недостатком мембран по результатам исследований является узел утилизации пермеата, что и сдерживает широкое применение данного метода для осушки газов.
Ключевые слова: мембрана; осушка; газ; пермеат; энергозатраты.
INNOVATIVE TECHNOLOGY OF DRYING NATURAL AND OIL GASES
Shesterikova Raisa Egorovna, PhD (Doc. Tech. Sci.), associate professor, Shesterikova Anastasija Andreevna, student, North-Caucasus Federal University, Institute of Oil and Gas, Stavropol, Russia
The article concentrates at the problem of searching for new energy-efficient technologies for the processing of hydrocarbon raw materials. The paper considers the possibility of using membrane technology for drying hydrocarbon gases. The authors performed computational studies of gas dehydration with the help of membranes. A significant disadvantage of membranes based on the results of undertaken studies is the permeate utilization unit, which hampers the wide application of this method for gas drying.
Keywords: membrane; dewatering; gas; permeate; power imputs.
Для цитирования: Шестерикова Р. Е., Шестерикова А. А. Инновационная технология осушки природных и нефтяных газов // Наука без границ. 2017. № 12 (17). С. 50-54.
Мембранные технологии газоразделения достигли значительных промышленных масштабов в конце 20-го столетия. Сегодня российский мембранный рынок составляет не более 1 % от мирового, что говорит о больших потенциальных перспективах развития мембранных технологий в России. Мембранные технологии чаще всего используются при подготовке природных и попутных нефтяных газов для удаления из них сероводорода, влаги, тяжелых углеводородов, гелия. Следует отметить, что опыт применения мембранного разделения газов для подготовки при-
родного и нефтяного газа мал из-за низкой энергоэффективности [2].
Принцип действия мембранного способа осушки газа заключается в селективной проницаемости через мембрану углеводородов за счет перепада давления на мембране. Углеводороды газа не проникают через мембрану, остаются в области высокого давления - в полости мембраны, а влага и часть углеводородов, размеры молекул которых сопоставимы с размерами молекул воды, проникают через нее, образуя газ низкого давления - пермеат.
Основными характеристиками работы
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема установки осушки газа
установки являются:
• коэффициент разделения потока или отбора пермеата - это отношение расхода пермеата к расходу осушаемого газа;
• перепад давления на мембране.
Для осушки газа используется поло-
волоконная мембрана, которая состоит из пористого полимерного волокна с нанесенным на его внешнюю поверхность непористого газоразделительного слоя. С помощью полимерных мембран содержание влаги в газах может быть снижено в 10.. .100 раз, что позволяет осушить газ до требуемого качества.
Главным недостатком мембранной технологии осушки природного газа является потеря метана более 1 % с пермеатом - газом низкого давления, который сжигается на факелах, загрязняя атмосферу. Это делает технологию менее конкурентоспособной. Поиск инженерных решений для сокращения потери метана позволил разработать схему с утилизацией потока пер-меата путем его компримирования [3].
Принципиальная схема мембранной установки осушки газа с утилизацией пер-меата приводится на рис. 1.
Обработке подвергается газ высокого давления, который 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 поступает в газотранспортную систему, а пермеат - газ низкого давления, направляется на компримирова-ние. Компрессором М-102 давление газа повышается до давления сырьевого газа, при этом температура газа повышается. Для охлаждения 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 воды, пермеат смешивается с газовым потоком, который поступает на блок фильтров БФ-101. Такая схема исключает сброс пермеата на факельную установку. Часть пермеата используется в качестве топливного газа для привода компрессора М-102.
В табл. 1 приводятся основные техно-
Таблица 1
Технологические характеристики мембранной установки осушки газа
Параметр Исходный газ Пермеат Осушенный газ
Летний период
Расход, нм3/ч 54330 6000 54010
Давление, МПа 5,1 0,15 5,0
Температура, °С 45 40 45
Зимний период
Расход, нм3/ч 54330 4700 54050
Давление (изб), МПа 5,1 0,05 5,0
Температура, °С 35 20 25
логические параметры осушки газа мембранным методом (данные разработчика - ЗАО «Грасис»).
Работа мембранной установки рассчитана на рабочее давление до 5,5 МПа, ресурс работы мембранных модулей составляет 2,5 года [1].
Из данных табл. 1 следует, что в процессе осушки образуется газ низкого давления Р = 0,15 МПа - пермеат, количество его составляет 11,04 % от сырья летом и 8,6 % зимой. Экономическая и энергоэффективность промышленного применения данной технологии ограничивается затратами на компримирование и капитальными затратами на компрессорное оборудование.
Для оценки инженерного совершенства технологии осушки газа мембранным методом выполнены расчетные исследования, результаты которых приводятся в табл. 2.
Из данных табл. 2 следует, что для утилизации пермеата путем компримирова-ния и возврата в цикл осушки необходимо поднять давление от 0,15 МПа до давления 5,1 МПа. Степень сжатия газа в этих условиях составляет е = 35.
Для такой степени сжатия нерацио-
нально использовать центробежные компрессоры, которые экономичны при небольших степенях сжатия для объемов компримируемого газа более 5000 м3/ч [3]. При больших степенях сжатия КПД центробежного компрессора снижается и может достигать нескольких процентов, т. к. общий КПД компрессора связан со степенью сжатия следующим степенным выражением п = п п, где п - КПД компрессора;
Пк - КПД одной ступени;
п - число ступеней центробежного компрессора.
Из данных табл. 2 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 охлаждением сжимаемого газа между ступенями
[3].
Из данных табл. 2 следует, что для сжатия пермеата, образующегося при осушке газа, энергозатраты составят 4462 кВт в
« ТЛ "
летний период. В зимний период они не-
Таблица 2
Результаты анализа осушки газа мембранным методом
Показатель Обозначение Размерность Величина
Режим работы установки
Давление газа Р г МПа 5,10
Температура t г °С 45,00
Доля пермеата а % 11,04
Давление пермеата Р ннг МПа 0,15
Температура: осушенного газа t ог °С 45
пермеата t п °С 40
Расход осушаемого газа а м3/ч 54330
Температура точки росы осушенного газа t т.р. °С -10
Расчет технологии
Влагосодержание: поступающего газа W пг г/м3 1,667
осушенного газа W ос г/м3 0,08
Количество извлекаемой воды AW кг/ч 87,0
Теоретический расход энергии на осушку газа Е теор кВт 54,65
Расход пермеата бп м3/ч 6000
Степень сжатия пермеата £ гнд 34,7
Число ступеней сжатия (поршневой компрес-с°р) n пк шт 4
Степень сжатия газа одной ступенью е=(Р )0,25 £1 2,69
Температура газа после каждой ступени сжатия t1 °C 120
Энергозатраты на компримирование газа Nk кВт 4462
Энергозатраты на охлаждение газа при сжатии N охл кВт 991
Общие затраты энергии на утилизацию пермеата Nобщ кВт 5453
Коэффициент энергоемкости процесса КЭП м 99,8
Удельные затраты энергии на осушку газа N уд кВт/1000 м3 97,0
Расход топливного газа V тг м3/ч 456,6
сколько ниже.
При сжатии газа происходит его нагревание, поэтому применяется промежуточное охлаждение газа с помощью АВО после каждой ступени сжатия. Таким образом, второй составляющей энергозатрат на осушку газа мембранным методом яв-
ляются энергозатраты на охлаждение. Из данных табл. 2 следует, что потребляемая мощность вентиляторов четырех АВО составляет 991 кВт.
Общая потребляемая мощность на компримирование пермеата (сжатие и охлаждение) составит в летний период
5452,8 кВт.
Коэффициент энергоемкости процесса утилизации (компримирования) пермеа-та составляет КЭП = 5452,8/54,65 = 99,8. Это свидетельствует о том, что фактические затраты энергии на утилизацию пер-меата, образующего в процессе осушки, в 99,8 раз больше теоретически необходимых [4].
Выполненные исследования позволяют сделать следующий вывод - технология осушки природного газа мембранным методом в инженерном плане является несовершенной и высоко энергозатратной, удельные затраты энергии на осушку газа достигают 113 кВт/1000 м3, а расход топливного газа 8,7 тыс. м3/сут.
Однако следует отметить, что технология привлекательна в экологическом плане и это указывает на то, что за мембранными технологиями будущее и этим направлением исследований следует заниматься. Тому подтверждением являются пилотные испытания мембранного модуля производства ЗАО «Грасис» на Ключевской УПГ ООО «РН-Краснодарнефтегаз» с целью определения его газоразделительных характеристик, гидравлического сопротивления и качества осушенного газа, проведенные в 2010 г. В ноябре 2011 г. мембранный модуль для осушки газа был испытан в ООО «Газпром добыча Краснодар» на Лебединском и Марковском месторождениях [1].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Официальный сайт компании Грасис [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.grasys.ru (дата обращения: 10.11.2017).
2. Новые подходы к освоению гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока / Черепанов В. В., Гафаров Н. А., Минликаев В. З., Кисленко Н. Н., Семико-ленов Т. Г., Гулянский М. А., Потехин С. В. // Газовая промышленность. 2012. № 6 (677). С. 22-26.
3. Аджиев А. Ю., Пуртов П. А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России. Краснодар : ЭДВИ, 2014. 776 с.
4. Гриценко А. И., Галанин И. А., Зиновьева Л. М. и др. Очистка газов от сернистых соединений при эксплуатации газовых месторождений. М. : Недра, 1985. 270 с.
REFERENCES
1. Ofitsial'nyi sait kompanii Grasis [Grasis. Official site]. Available at: www.grasys.ru (accessed 10 November 2017).
2. Cherepanov V. V., Gafarov N. A., Minlikaev V. Z., Kislenko N. N., Semikolenov T. G., Gulianskii M. A., Potekhin S. V. Novye podkhody k osvoeniiu geliisoderzhashchikh mestorozhdenii Vostochnoi Sibiri i Dal'nego Vostoka [New approaches to helium field development in East Siberia and the Russian Far East]. Gazovaiapromyshlennost', 2012, no. 6 (677), pp. 22-26.
3. Adzhiev A. Yu., Purtov P. A. Podgotovka i pererabotka poputnogo neftianogo gaza v Rossii [Preparation and processing of associated petroleum gas in Russia]. Krasnodar, EDVI, 2014, 776 p.
4. Gritsenko A. I., Galanin I. A., Zinov'eva L. M. et al. Ochistka gazov ot sernistykh soedinenii pri ekspluatatsii gazovykh mestorozhdenii [Purification of gases from sulfur compounds in the operation of gas fields]. Moscow, Nedra, 1985, 270 p.
Материал поступил в редакцию 21.11.2017 © Шестерикова Р. Е., Шестерикова А. А., 2017
