Исследование процесса переработки попутного нефтяного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рыбинский государственный авиационный технический университет им. П.А. Соловьева

Исследование процесса переработки попутного нефтяного газа

Громов Антон Юрьевич - магистрант,

направление: теплоэнергетика и теплотехника;

Новиков Илья Николаевич - кандидат технических наук, старший преподаватель;

Федорова Мария Александровна - аспирант,

направление: авиационная и ракетно-космическая техника,

кафедра авиационных двигателей,

Аннотация

на современном этапе развития нефтедобывающей промышленности остро стоит задача утилизации и переработки попутного нефтяного газа для улучшения экологической ситуации. Рассмотрены четыре функциональные схемы установок по переработке попутного нефтяного газа с получением сжиженного газа и электрической энергии. Исследованы достоинства и недостатки предложенных схем.

Ключевые слова: попутный нефтяной газ, переработка, сжиженный газ, электрическая энергия.

Процесс добычи нефти сопровождается выделением попутного нефтяного газа (ПНГ). Попутный нефтяной газ находится в нефтяных пластах. После вскрытия пласта, в первую очередь, начинает бить газовый фонтан. Кроме того, газообразные углеводороды образуются при термической обработке сырья, в том числе гидроочистке, риформинге и крекинге [1]. Непосредственное отделение ПНГ при помощи сепарирования производится с целью достижения нормативного качества нефти.

Нефтяной газ отличается от природного, состоящего преимущественно из метана, большими количествами бутана, пропана и этана, других предельных углеводородов. ПНГ включает не только газовые, но и парообразные компоненты, высокомолекулярные жидкости, начиная с пентанов, а также вещества, которые не являются углеводородами -- меркаптаны, сероводород, аргон, азот, гелий, углекислота [1].

До недавнего времени ПНГ подвергался только факельному сжигаю, что наносило огромный вред экологии и здоровью людей. В настоящее время одной из важнейших задач в нефтедобывающей промышленности является утилизация попутного нефтяного газа.

Часть методов утилизации попутного нефтяного газа имеют ряд недостатков, основные из них - малорентабельны и трудоёмки. Однако существуют установки, использующие попутный нефтяной газ в качестве топлива, что способствует экономически выгодному решению проблем по утилизации попутного нефтяного газа [1].

Рассмотрим способы переработки ПНГ с получением сжиженного газа и электроэнергии.

Представлены функциональные схемы четырех установок по переработке ПНГ, а также выделены их достоинства и недостатки.

Первая схема установки по переработке ПНГ с использованием газотурбинной установки (ГТУ).

Рис. 1. Функциональная схема установки с использованием ГТУ: ГТУ - газотурбинная установка; К - компрессор; ТУ - теплообменное устройство; Д - детандер;

ЭГ - электрогенератор детандера; СП - система подготовки газа; Т - танк сжиженного газа; I - вход газа на обработку; II - выход сжиженного газа внешнему потребителю;

III и IV- выход и вход внешнего охладителя; V- вход воздуха в ГТУ;

VI - выход электрической энергии внешнему потребителю и на внутреннее потребление

Попутный нефтяной газ (ПНГ) через канал (I) поступает в систему подготовки газа (СП), где проводится очистка газа от примесей и сушка. Часть подготовленного ПНГ подается в камеру сгорания ГТУ, туда же поступает сжатый в компрессоре ГТУ воздух. Другая часть подготовленного ПНГ подается в компрессор (К). Газотурбинная установка (ГТУ) и компрессор (К) связаны между собой механической связью. ГТУ предназначена для привода компрессора. Далее сжатый в компрессоре (К) газ поступает в теплообменное устройство (ТУ), состоящее из двух ступеней. В первой ступени газ охлаждается за счет теплоносителя (например, вода/воздух), который подается и отбирается через каналы (IV) и (III) соответственно. Затем газ поступает во вторую ступень теплообменного устройства (ТУ), где газ охлаждается за счет теплоносителя, в роли которого выступает газообразная фракция, отбираемая из танка сжиженного газа (Т). Газообразная фракция после отработки во второй ступени теплообменного устройства (ТУ) подается в систему подготовки газа (СП) для очистки и сушки, а затем снова возвращается в цикл. Из теплообменного устройства (ТУ) газ подается в детандер (Д), где потенциальная энергия газа преобразуется в механическую энергию, газ расширяется с отдачей внешней работы, при этом охлаждается. Механическая энергия передается на вал электрогенератора (ЭГ), который вырабатывает электрическую энергию (VI) на внутреннее потребление и внешнему потребителю. Сжиженный газ, полученный в детандере (Д), поступает в танк сжиженного газа (Т), оттуда подается потребителю (II).

Достоинства:

В установке применяются серийные изделия.

После окончания цикла получаем готовый продукт (сжиженный газ, электрическая энергия).

Недостатки:

В установке применяется компрессор высокого давления.

В установке применяется детандер высокого давления.

Применяется механическая (жесткая) связь ГТУ с компрессором.

Вторая схема установки по переработке ПНГ с использованием газотурбинной электростанции (ГТЭС).

Рис. 2. Функциональная схема установки с использованием ГТЭС: ГТЭС - газотурбинная электростанция; ЭД - электродвигатель; К - компрессор; ТУ - теплообменное устройство;

Д - детандер; ЭГ - электрогенератор детандера; Т - танк сжиженного газа; переработка нефтяной газ

СП - система подготовки газа; I - вход газа на обработку; II - выход сжиженного газа;

III - выход электрической энергии внешнему потребителю;

IV- выход теплоносителя внешнему потребителю; V- вход воздуха в ГТЭС;

VI - выход электрической энергии внешнему потребителю и на внутреннее потребление;

VII и VIII - вход и выход внешнего охладителя

Попутный нефтяной газ (ПНГ) через канал (I) поступает в систему подготовки газа (СП), где проводится очистка газа от примесей и сушка. Часть подготовленного ПНГ подается в газотурбинную электростанцию (ГТЭС). Другая часть подготовленного ПНГ подается в компрессор (К). Часть электрической энергии, вырабатываемой газотурбинной электростанцией (ГТЭС) подается на высокооборотный электродвигатель (ЭД), который предназначен для привода компрессора (К). Оставшаяся часть электрической энергии (III) и теплоноситель (IV) подаются внешнему потребителю. Далее сжатый в компрессоре (К) газ поступает в теплообменное устройство (ТУ), состоящее из двух ступеней. В первой ступени газ охлаждается за счет теплоносителя (например, вода/воздух), который подается и отбирается через каналы (VII) и (VIII) соответственно. Затем газ поступает во вторую ступень теплообменного устройства (ТУ), где газ охлаждается за счет теплоносителя, в роли которого выступает газообразная фракция, отбираемая из танка сжиженного газа (Т). Газообразная фракция после отработки в теплообменном устройстве (ТУ) подается в систему подготовки газа (СП) для очистки и сушки, а затем снова возвращается в цикл. Из теплообменного устройства (ТУ) газ подается в детандер (Д), где потенциальная энергия газа преобразуется в механическую энергию, газ расширяется с отдачей внешней работы, при этом охлаждается. Механическая энергия передается на вал электрогенератора (ЭГ), который вырабатывает электрическую энергию (VI) на внутреннее потребление и внешнему потребителю. Сжиженный газ, полученный в детандере (Д), поступает в танк сжиженного газа (Т), откуда подается потребителю (II).

Достоинства:

В установке применяются серийные изделия.

После окончания цикла получаем готовый продукт (сжиженный газ, электрическая энергия, тепловая энергия).

Применяется электрическая (нежесткая) связь между ГТЭС и компрессором, через электродвигатель.

Недостатки:

Электродвигатель является сложным и металлоемким устройством.

Третья схема установки по переработке ПНГ каскадного типа с использованием газотурбинной установки (ГТУ).

Рис. 3. Функциональная схема установки каскадного типа при использовании ГТУ:

ГТУ - газотурбинная установка; РД - редуктор; К1, К2, КЗ - компрессора;

ТУ1, ТУ2, ТУЗ - теплообменные устройства; Д1, Д2, ДЗ - детандеры;

ЭГ1, ЭГ2, ЭГЗ - электрогенераторы детандеров; Т - танк сжиженного газа;

СП - система подготовки газа; I - вход газа на обработку;

II - подводимая механическая энергия; III - выход электрической энергии внешнему потребителю и на внутреннее использование; IV- выход сжиженного газа внешнему потребителю; V- выход газа для внутреннего использования;

VI, VII, VIII, IX - вход и выход внешнего охладителя

Попутный нефтяной газ (ПНГ) через канал (I) поступает в систему подготовки газа (СП), где проводится очистка газа от примесей и сушка. Газотурбинная установка (ГТУ) предназначена для привода компрессоров (К1, К2, К3). Механическая энергия, полученная в газотурбинной установке (ГТУ) через редуктор (РД) подводиться к компрессорам (К1, К2, К3). Подготовленный ПНГ подается в компрессор (К1). Далее сжатый в компрессоре (К1) газ поступает в теплообменное устройство (ТУ1), где газ охлаждается за счет теплоносителя (например, вода/воздух), который подается и отбирается через каналы (VI) и (VII) соответственно. Из теплообменного устройства (ТУ1) газ подается в детандер (Д1), где потенциальная энергия газа преобразуется в механическую энергию, газ расширяется с отдачей внешней работы, при этом охлаждается. Из детандера (Д1) газ подается в компрессор (К2), затем в теплообменное устройство (ТУ2), где газ охлаждается за счет теплоносителя (например, вода/воздух) который подается и отбирается через каналы (VIII) и (IX) соответственно, и далее поступает в детандер (Д2). Затем из детандера (Д2) газ подается в компрессор (К3), откуда поступает в теплообменное устройство (ТУ3), где газ охлаждается за счет теплоносителя, в роли которого выступает газообразная фракция, отбираемая из танка сжиженного газа (Т). Газообразная фракция после отработки в теплообменном устройстве (ТУ3) подается для внутреннего использования (V). Далее газ подается в детандер (Д3). Механическая энергия, полученная в детандерах (Д1, Д2, Д3) передается на вал электрогенераторов (ЭГ1, ЭГ2, ЭГ3) соответственно, которые вырабатывают электрическую энергию (Ш) на внутреннее потребление и внешнему потребителю. Сжиженный газ, полученный в детандере (Д3), поступает в танк сжиженного газа (Т), откуда подается потребителю (IV).

Достоинства:

Меньше степень повышения давления отдельного компрессора по сравнению со схемой один.

Меньше теплонапряженность отдельного теплообменного устройства по сравнению со схемой один.

Меньше степень понижения полного давления в отдельном детандере по сравнению со схемой один.

Относительная простота конструкции отдельных узлов установки.

Недостатки:

Наличие редуктора, что усложняет конструкцию установки.

Четвертая схема установки по переработке ПНГ каскадного типа с использованием газотурбинной электростанции (ГТЭС).

Рис. 4. Функциональная схема установки каскадного типа при использовании ГТЭС:

ГТЭС - газотурбинная электростанция; ЭД1, ЭД2, ЭД3 - электродвигатели природа компрессоров; К1, К2, КЗ - компрессора; ТУ1, ТУ2, ТУ3 - теплообменные устройства;

Д1, Д2, ДЗ - детандеры; ЭГ1, ЭГ2, ЭГЗ - электрогенераторы детандеров;

Т - танк сжиженного газа; СП - система подготовки газа; I - вход газа на обработку;

II - подводимая электрическая энергия к ЭД1, ЭД2, ЭДЗ; III - выход электрической энергии внешнему потребителю и на внутреннее использование;

IV- выход сжиженного газа внешнему потребителю;

V- выход газа для внутреннего использования;

VI, VII, VIII, IX - вход и выход внешнего охладителя

Попутный нефтяной газ (ПНГ) через канал (I) поступает в систему подготовки газа (СП), где проводится очистка газа от примесей и сушка. Электрическая энергия (II), полученная с помощью газотурбинной электростанции (ГТЭС), подводится к высокооборотным электродвигателям (ЭД1, ЭД2, ЭД3), которые служат приводами для компрессоров (К1, К2, К3) соответственно. Подготовленный ПНГ подается в компрессор (К1). Далее сжатый в компрессоре (К1) газ поступает в теплообменное устройство (ТУ1), где газ охлаждается за счет теплоносителя (например, вода/воздух), который подается и отбирается через каналы (VI) и (VII) соответственно. Из теплообменного устройства (ТУ1) газ подается в детандер (Д1), где потенциальная энергия газа преобразуется в механическую энергию, газ расширяется с отдачей внешней работы, при этом охлаждается. Из детандера (Д1) газ подается в компрессор (К2), затем в теплообменное устройство (ТУ2), где газ охлаждается за счет теплоносителя (например, вода/воздух), который подается и отбирается через каналы (VIII) и (IX) соответственно, и далее поступает в детандер (Д2). Затем из детандера (Д2) газ подается в компрессор (К3), откуда поступает в теплообменное устройство (ТУ3), где газ охлаждается за счет теплоносителя, в роли которого выступает газообразная фракция, отбираемая из танка сжиженного газа (Т). Газообразная фракция после отработки в теплообменном устройстве (ТУ3) подается для внутреннего использования (V). Далее газ подается в детандер (Д3). Механическая энергия, полученная в детандерах (Д1, Д2, Д3) передается на вал электрогенераторов (ЭГ1, ЭГ2, ЭГ3) соответственно, которые вырабатывают электрическую энергию (III) на внутреннее потребление и внешнему потребителю. Сжиженный газ, полученный в детандере (Д3), поступает в танк сжиженного газа (Т), откуда подается потребителю (IV).

Достоинства:

Можно менять режим работы компрессора, за счет частотного регулятора, который установлен на входе в электродвигатель и предназначен для изменения частоты вращения электродвигателя.

Недостатки:

Большое количество электродвигателей.

При сравнении предложенных схем установок видно, что первая и вторая схемы характеризуются относительной простотой конструкции, но при этом отдельные агрегаты более нагружены, чем в схемах три и четыре.

Предложенные схемы установок полностью выполняют поставленные перед ними задачи. На выходе из установок получается готовый продукт - сжиженный газ и электрическая энергия.

Список литературы

Зеников С.В. Попутный нефтяной газ: переработка и использование или утилизация // Пронедра [Электронный ресурс], 2017. Режим доступа: https://pronedra.ru/gas/2017/03/03/pererabotka-poputnogo-neftyanogo-gaza/ (дата обращения: 28.01.2019).

Размещено на Allbest.ru