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.
