Способ транспортировки углеводородного газа в сверхкритическом состоянии

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способу транспортировки природных газов в сверхкритическом состоянии на значительные расстояния от источника к потребителю. Способ транспортировки углеводородного газа включает подготовку промыслового газа путем его осушки, повышение давления газа до значений 10-12 МПа, предварительное охлаждение до температур 260-270 К, последующее охлаждение до температур 200-210 К и повышение давления до проектных значений не менее 20 МПа, обеспечивающее транспорт потока газа в сверхкритическом состоянии на большие расстояния со скоростью до 5 м/с, при этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима. Использование предлагаемого способа транспортировки углеводородного газа в сверхкритическом состоянии позволяет повысить пропускную способность магистрального газопровода почти в 2 раза и существенно снизить удельные энергозатраты на транспорт при прочих равных технических параметрах трубопровода. 3 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способу транспортировки сжиженных природных газов на значительные расстояния от источника к потребителю.

Базовой технологией транспорта и распределения природного газа является система трубопроводов под давлением. Альтернативная технология транспорта природного газа в сжиженном состоянии заключается в переводе путем охлаждения природного газа в сжиженное состояние при температуре порядка -160°C и атмосферном давлении, при этом его объем уменьшается в 600 раз. Сжижение газа до криогенных температур требует значительных холодильных мощностей, строительство которых по стоимости значительно превышает стоимость танкерного флота, необходимого для перевозки полученного сжиженного природного газа. Конкурентное положение магистральных газопроводов может быть значительно улучшено в случае использования технологии транспорта природного газа под давлением 10-20 МПа с характерной температурой от -60°C до -40°C (210-230 К).

Известен способ транспорта газа по газопроводу (а.с. СССР №1800214, МПК F17D 1/02, опубликовано 07.03.1993 г.), включающий подготовку газа охлаждением на начальном участке трубопровода до выпадения конденсата, причем охлаждение газа производят путем эжектирования конденсата на суженном участке трубопровода при значении перепада давления на эжекторе 0,05-0,1 МПа.

Недостатком данного способа является то, что осушку природного газа фактически производят только на начальном участке трубы и при дальнейшем движении газа по длинному увлажненному трубопроводу природный газ может увлажниться до недопустимых величин, что приведет к дополнительным финансовым затратам на осушку природного газа на выходе из трубы.

Известен способ транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном (патент РФ №2228486, МПК F17D 1/02, опубликовано 10.05.2004 г.), при котором подают газ в трубопровод при давлении на входе, которое по существу выше давления газа на выходе из трубопровода, при этом осуществляют снижение температуры газа в результате эффекта Джоуля-Томсона, вызванного падением давления в трубопроводе, регулируют давление на входе для достижения заранее заданного давления на выходе трубопровода, сжижают газ, выходящий из трубопровода, для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°C и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения, и дополнительно транспортируют сжиженный природный газ под давлением в подходящем для этого контейнере.

Недостатком данного способа является то, что транспортировка газа осуществляется в контейнере, требующем дополнительных финансовых затрат.

Известен способ транспортировки газа по газопроводу (патент РФ №2140604, МПК F17D 1/02, опубликовано 27.10.1999 г.), включающий подготовку сжиженного газа осушкой и его газификацию, притом осушку газа на входе в трубопровод производят понижением температуры точки росы с помощью фильтров-осушителей сжиженных газов, в процессе газификации сжиженного газа задают повышенные значения входных параметров газа по расходу, давлению и температуре, а на выходе из газопровода измеряют текущие значения выходных параметров газа по расходу, давлению, температуре и температуре точки росы, по значению которой корректируют величину осушки газа до требуемой величины понижением расхода и температуры газа на выходе и понижением температуры точки росы газа на входе, причем весь процесс транспортировки высокоосушенного сжатого газа осуществляют по длинному увлажненному трубопроводу в условиях понижения температуры окружающей среды.

Недостатком данного способа является то, что сжижение газа производят при температуре ниже -80°C, что требует повышенных расходов на холодильные установки.

Наиболее близким техническим решением является способ транспортировки газа по газопроводу (патент РФ №2577904, МПК F17D 1/02, опубликовано 20.03.2016 г.), включающий подготовку промыслового газа, адиабатическое расширение газа с понижением его температуры для перевода газа в сжиженное состояние, включающее формирование значений входного давления и температуры газа в соответствии с зависимостью изменения давления и температуры газа в процессе адиабатического расширения, в результате чего обеспечивают околокритическое состояние газа для входа в газопровод, при этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима.

Недостатком данного способа является ограничение по входным давлениям транспортируемого газа, что в свою очередь значительно сужает интервал оптимальных температур значениями, не превышающими критическую температуру газа. Это ограничивает пропускную способность, максимальное расстояние безнапорного низкотемпературного транспорта газа и область применимости по типу материалов и оборудования при реализации проекта.

Задачей изобретения является повышение пропускной способности низкотемпературного магистрального газопровода, снижение удельных энергозатрат на поддержание напорного градиента давлений при транспорте газа и расширение области применимости данной технологии.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности низкотемпературного транспорта газа за счет высокой плотности потока транспортируемого газа на всем протяжении трассы газопровода.

Указанный технический результат достигается способом транспортировки углеводородного газа, включающим подготовку промыслового газа путем его осушки, повышение давления газа до значений 10-12 МПа, предварительное охлаждение до температур 260-270 К, последующее охлаждение до температур 200-210 К и повышение давления до значения не менее 20 МПа, обеспечивающее транспорт потока газа в сверхкритическом состоянии на большие расстояния со скоростью до 5 м/с, при этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима.

Согласно изобретению подготовка промыслового газа включает осушку по влаге с точкой росы до -50°C и, опционно, осушку по углеводородам с заданной точкой росы, проводимые при умеренных давлениях в диапазоне 2-6 МПа.

Согласно изобретению напорный градиент давлений поддерживают посредством дожимных насосных станций вдоль трассы газопровода.

Согласно изобретению устойчивый температурный режим поддерживают с учетом уровня теплообмена с окружающей средой и величиной эффекта Джоуля-Томсона при данном уровне гидравлических потерь холодного газа высокого давления.

Повышение эффективности низкотемпературного транспорта газа обеспечивается благодаря особым теплофизическим свойствам газа в сверхкритической области давлений и околокритической области температур. Так, при понижении температуры с 270 К до 220 К при давлении 10 МПа плотность метана возрастает в 2 раза, аналогичный показатель при 20 МПа имеет значение 1.5, но при этом сжимаемость газа снижается более чем в 2 раза. Комбинация факторов позволяет повысить пропускную способность газопровода почти в 2 раза за счет высокой входной скорости потока вплоть до 5 м/с, повышенной плотности и стандартного уровня гидравлических потерь.

Способ реализуется следующим образом.

Газ с промысла проходит стандартную процедуру подготовки, включающую осушку по влаге и осушку по углеводородам. При этом характерная выходная объемная влажность газа имеет значение в несколько мг/м3. Это соответствует точке росы по влаге на уровне -50°C при всех значимых давлениях газа и практически исключает возможность появления газовых гидратов в элементах газотранспортной системы. Подготовленный газ подвергается компримированию до давлений 10-12 МПа и охлаждению до температур 260-270 К (-10°C, 0°C) в контуре предварительного охлаждения.

На следующем этапе газ проходит через основной контур охлаждения, реализованный по одной из известных технологических схем производства сжиженного природного газа (СПГ) (см., например, Nitrogen expansion cycle enhances flexibility of small-scale LNG, J. РАК, Gas Processing, online). При этом газ переходит в область температур 200-210 К, что требует отбора 300-350 кДж/кг тепловой энергии. Это примерно в 3 раза меньше аналогичной величины при охлаждении до 110 К при производстве СПГ. Оценка эффективности холодильного цикла (Coefficient of Performance - СОР) на основе цикла Карно указывает на то, что данный коэффициент имеет значение порядка 4 при положительных внешних температурах и более 10 при отрицательных, в случае охлаждения газа для низкотемпературного транспорта. Аналогичный показатель СОР≈1 в случае СПГ. Таким образом, общий энергетический баланс требуемой холодильной мощности для получения единицы массы низкотемпературного газа минимум в 10 раз ниже показателя для СПГ.

На следующем этапе давление газа повышают до рабочих проектных значений газотранспортной системы, составляющих не менее 20 МПа. Существенным моментом здесь является возможность реализации процесса по энергоэффективной схеме при помощи стандартных центробежных насосов. К примеру, повышение удельной энтальпии холодного газа при выходном давлении потока 20 МПа составит 30 кДж/кг. Таким образом, при расходе холодного газа 10 тыс тонн в сутки потребуется привод с полезной мощностью 10 МВт. При скорости вращения привода 6 тыс. об/мин и диаметре рабочего колеса 0.6 м потребуется не более 3 ступеней для повышения давления на 10 МПа. Диаграмма Мольера (энтропия-энтальпия) показывает, что температура холодного газа повышается при этом не более чем на 10-15 К в процессе изоэнтропного повышения давления. Таким образом, температура холодного газа высокого давления на выходе насосной станции уже пригодна для длительного безнапорного транспорта внутри системы низкотемпературных магистральных газопроводов.

Стабильный режим транспорта газа реализуется за счет поддержания необходимого гидравлического градиента давлений вдоль трассы газопровода. Расчеты показывают, что характерным градиентом давлений являются величины в 0.1÷0.2 бар/км. Таким образом, в зависимости от рельефа и выбранного технологического режима транспорта от 500 до 1000 км трассы может быть пройдено без использования дожимных насосных станций (ДНС). При реализации проекта на суше средний шаг ДНС составит порядка 500 км. Данный показатель более чем в 2 раза превышает характерный шаг дожимных компрессорных станций (ДКС) при строительстве современных газопроводов. При этом расчетная мощность ДНС оказывается более чем в 2 раза ниже таковой для ДКС. Таким образом, удельные расходы энергии на поддержание напорного транспорта холодного газа высокого давления более чем в 5 раз ниже таковых для газа при умеренных температурах.

Как показывает теплогидравлический расчет, при плотности теплообмена стенки низкотемпературного газопровода с окружающей средой на уровне 30-50 Вт/м3 температура холодного газа при движении по трассе повышается в среднем не более чем на 1 К/100 км. Для поддержания данного уровня теплообмена достаточно нанести теплоизоляцию толщиной 30-50 мм со средним коэффициентом теплопроводности 20-30 мВт/м/К. Современные теплоизолирующие материалы для промышленных трубопроводов, такие как пенополиуретан, стандартно решают поставленную задачу.

Таким образом, транспорт холодного газа в сверхкритическом состоянии позволяет повысить пропускную способность магистрального газопровода почти в 2 раза и существенно снизить удельные энергозатраты на транспорт при прочих равных технических параметрах трубопровода: внешний диаметр, толщина стенки, предел хладостойкости стали в стандартном северном исполнении на -60°C. Существенное повышение пропускной способности магистрального газопровода позволяет значительно снизить капитальные и операционные затраты.

1. Способ транспортировки углеводородного газа, включающий подготовку промыслового газа путем его осушки, повышение давления газа до значений 10-12 МПа, предварительное охлаждение до температур 260-270 К, последующее охлаждение до температур 200-210 К и повышение давления до проектных значений не менее 20 МПа, обеспечивающее транспорт потока газа в сверхкритическом состоянии на большие расстояния со скоростью до 5 м/с, при этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима.

2. Способ транспортировки газа по п. 1, отличающийся тем, что подготовка промыслового газа включает осушку по влаге с точкой росы до -50°C и, опционно, осушку по углеводородам с заданной точкой росы, проводимые при умеренных давлениях в диапазоне 2-6 МПа.

3. Способ транспортировки газа по п. 1, отличающийся тем, что напорный градиент давлений поддерживают посредством дожимных насосных станций вдоль трассы газопровода.

4. Способ транспортировки газа по п. 1, отличающийся тем, что устойчивый температурный режим поддерживают с учетом уровня теплообмена с окружающей средой и величиной эффекта Джоуля-Томсона при данном уровне гидравлических потерь холодного газа высокого давления.



 

Похожие патенты:

Устройство предназначено для откачки газа из отключенного участка многониточного магистрального газопровода. Устройство содержит двухступенчатый эжектор, выполненный в составе байпасного узла магистрального газопровода или подключаемый к этому байпасному узлу посредством фланцев на трубопроводе отвода газа из отключенного участка и трубопроводе нагнетания газа в участок, следующий за откачиваемым участком, при этом в двухступенчатом эжекторе каждая ступень снабжена запорным краном на подводе активного газа, а участок между запорным краном подвода активного газа в первую ступень эжектора и его соплом через дополнительный запорный кран сообщен с трубопроводом подвода газа из отключенного участка к низконапорной камере первой ступени эжектора, выход из которой через сопло пассивного газа и камеру смешения первой ступени служит входом в кольцевое сопло активного газа второй ступени эжектора, причем выход из второй ступени эжектора подключен к фланцу на трубопроводе нагнетания газа в участок, следующий за откачиваемым участком.

Изобретение относится к транспортировке газа и предназначено для откачки газа из отключенного для ремонта участка газопровода. Участок газопровода (1) между линейными кранами (2) и (3), из которого необходимо провести откачку газа для его последующего ремонта, является ближайшим перед газоперекачивающим агрегатом (4).

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано при разработке газоперекачивающих агрегатов. В блок управления газоперекачивающего агрегата, содержащий низковольтное комплектное устройство, установленное в блоке управления, введено клеммное устройство с возможностью подключения к нему кабелей внешнего электропитания агрегата.

Способ предназначен для раздачи природного газа потребителям газа низкого давления с получением сжиженного газа. Способ заключается в отводе потока газа из магистрального трубопровода высокого давления, расширении его в многоступенчатой турбине с получением в ней механической энергии, теплообмене в теплообменнике и раздаче полученного газа низкого давления потребителю, при этом газ из магистрального трубопровода высокого давления направляют на вход тракта горячего теплоносителя теплообменного устройства и охлаждают, а на выходе из тракта его направляют в многоступенчатую турбину, где охлажденный поток газа расширяют до давления меньше заданного давления подачи потребителю в трубопроводе низкого давления, при котором подаваемый поток сжатого природного газа меняет свои параметры и свое агрегатное состояние, переходя из однофазного на входе в многоступенчатую турбину в двухфазный поток на выходе из нее, при этом из последнего отделяют в сепараторе жидкую фазу и направляют для раздачи в трубопровод сжиженного газа, а оставшуюся после отделения часть потока направляют на вход тракта холодного теплоносителя теплообменного устройства для подогрева при теплообмене с подаваемым потоком сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления и далее сжимают эту часть в дожимающем компрессоре до давления, равного давлению в трубопроводе низкого давления, одновременно нагревая ее до положительных температур, а затем направляют для раздачи в трубопровод низкого давления, причем на сжатие этой части природного газа в компрессоре используют механическую энергию расширения, полученную в многоступенчатой турбине, при этом отделение сжиженной части природного газа осуществляют после каждой ступени турбины.

Устройство предназначено для обработки газа. Устройство содержит: компрессор (1); теплообменник; разделитель; расширитель (3); клапан (22) регулирования расхода газообразного хладагента; ответвляющийся канал (13); первый теплообменник (24) ответвляющегося канала и второй теплообменник (25) ответвляющегося канала; первый выпускной канал, который соединяется с выпускным отверстием для сжиженного технологического газа в разделителе и который обходит первый теплообменник (24) ответвляющегося канала; второй выпускной канал, который соединяется с выпускным отверстием в расширителе (3) и который обходит второй теплообменник (25) ответвляющегося канала; первый термометр (23) в магистральном канале; второй термометр (26) в ответвляющемся канале (13); третий термометр (27) в разделителе; клапан (20) регулирования расхода в магистральном канале; и средство (5) регулирования, которое регулирует клапан (20) регулирования расхода и/или клапан (22) регулирования расхода газообразного хладагента на основе температур, измеренных посредством первого-третьего термометров (23, 26, 27).

Устройство предназначено для обработки газа и может регулироваться независимо от расхода при подаче технологического газа. Устройство содержит компрессор (1), первое устройство (2) обработки на стороне выпуска компрессора (1), расширитель (3) на стороне выпуска первого устройства (2) обработки, второе устройство (4) обработки на стороне выпуска расширителя (3) и привод для приведения в действие компрессора (1), при этом устройство содержит первый манометр (10) во впускном отверстии компрессора (1), второй манометр (11) в выпускном отверстии второго устройства (4) обработки, рециркуляционный канал (24) между выпускным отверстием второго устройства (4) обработки и впускным отверстием компрессора (1), первый клапан (12) регулирования давления в рециркуляционном канале (24), второй клапан (13) регулирования давления на стороне выпуска второго манометра (11), тахометр (14) для измерения частоты вращения привода и контроллера для регулирования, по меньшей мере, одного из следующего в соответствии с измеренным давлением и частотой вращения: частота вращения привода, первый клапан (12) регулирования давления или второй клапан (13) регулирования давления.

Изобретение относится к устройству для непрерывного кондиционирования поступающего из хранилища природного газа перед его закачкой в распределительные трубопроводы для поставки потребителям.

Изобретение относится к машиностроению, в частности к компрессорным станциям, и может быть использовано при транспортировке газа по магистральным трубопроводам. .

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. .

Изобретение относится к газораспределительным станциям, располагаемым на ответвлениях магистральных трубопроводов, и может быть использовано в газовой промышленности. Предложено два варианта комплекса: первый состоит из модуля подготовки газа, включающего блок переключения с узлами переключения высокого давления, распределения и переключения низкого давления, узел очистки газа, нагреватель с узлами нагрева газа и генератором горячего воздуха, блок одоризации газа, блок автономного энергообеспечения, узел подготовки и учета импульсного и топливного газа, систему отопления и вентиляции, а также включает по меньшей мере один модуль с узлами редуцирования и коммерческого учета. Во втором варианте нагреватель оснащен генератором теплоносителя. При работе комплекса газ высокого давления очищают, нагревают горячим воздухом (вариант 1) или циркулирующим теплоносителем (вариант 2), небольшую часть газа подают на собственные нужды в блок автономного энергообеспечения, узел подготовки и учета импульсного и топливного газа и пневмоприводы динамического оборудования и запорно-регулирующей арматуры, а основную часть после редуцирования и коммерческого учета после одоризации направляют потребителю. В генератор горячего воздуха (вариант 1) подают топливо, воздух и конденсат, а горячий воздух после нагрева им газа направляют в систему отопления и вентиляции. В варианте 2 из генератора теплоносителя выводят отработанные газы. Технический результат - обеспечение автономности работы комплекса, возможности подачи газа нескольким потребителям, возможности изменения производительности в диапазоне, превышающем рабочие диапазоны узла редуцирования, снижение металлоемкости и уменьшение энергопотребления. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к устройствам регулирования давления в газовой магистрали с помощью турбодетандеров и может быть использовано на газораспределительных станциях для выработки электрической энергии. Устройство содержит газораспределительное устройство, контроллер, датчики давления, турбодетандер, инвертор, датчик нагрузки, нагревательные элементы, силовые ключи, масштабирующие усилители, сумматоры, расходомер, блоки сравнения, корректор и задатчик номинального режима работы турбодетандера, корректор и задатчик минимального значения нагрузки нагревательных элементов, блок вычисления разности давлений, блок вычисления запасенной энергии газа, компараторы, блоки сигнализации и отключения максимального значения внешней нагрузки. Технический результат - повышение надежности работы устройства посредством поддержания требуемой величины подогрева природного газа в зависимости от его расхода и согласования запасенной энергии сжатого газа и электроэнергии, отдаваемой в сеть. 1 ил.

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способу транспортировки природных газов в сверхкритическом состоянии на значительные расстояния от источника к потребителю. Способ транспортировки углеводородного газа включает подготовку промыслового газа путем его осушки, повышение давления газа до значений 10-12 МПа, предварительное охлаждение до температур 260-270 К, последующее охлаждение до температур 200-210 К и повышение давления до проектных значений не менее 20 МПа, обеспечивающее транспорт потока газа в сверхкритическом состоянии на большие расстояния со скоростью до 5 мс, при этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима. Использование предлагаемого способа транспортировки углеводородного газа в сверхкритическом состоянии позволяет повысить пропускную способность магистрального газопровода почти в 2 раза и существенно снизить удельные энергозатраты на транспорт при прочих равных технических параметрах трубопровода. 3 з.п. ф-лы.

Наверх