Энергосберегающая технология утилизации нефтяного газа для морской платформы

ENERGY-SAVING ASSOCIATED GAS UTILIZATION TECHNOLOGY FOR OFFSHORE PLATFORMS

ZAKHAROV I.V.1, GUSEYNOV Ch.S.2
1Federal Research Center of Keldysh Institute of Applied Mathematics of the Russian Academy of Sciences
Moscow, 125047, Russian Federation
2 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)
Moscow, 119991, Russian Federation

Представлена новая технология утилизации нефтяного газа на морских месторождениях. Она основана на использовании энергии, вырабатываемой в ходе фазового перехода нефтяного газа из жидкости в газ, и обратно. Предлагаемая технология позволяет снизить капитальные затраты на разработку и освоение месторождения, обеспечивая при этом высокую эффективность, быструю встраиваемость в существующую технологическую схему без внесения в нее существенных изменений, снижая вредное воздействие на окружающую среду.

Нефтяной газ (НГ) – стратегически важный сырьевой ресурс промышленной нефтехимии, во многом определяющий экономический и промышленный потенциал страны. Однако его полезное использование – это не только экономическая, но и экологическая проблема, связанная со снижением негативного влияния нефтегазового комплекса на состояние окружающей среды.
Добываемая пластовая продукция любого нефтегазового месторождения подлежит промысловой подготовке. Это осуществляется для того, чтобы затем отправить потребителю целевые компоненты (нефть и газ). Подготовка продукции сводится к ступенчатой сепарации, сопровождаемой постепенным понижением пластового давления с целью снижения пульсаций, исключения возникновения газовых шапок в процессе транспорта нефти и коррозионного воздействия пластовой воды на оборудование. В результате из добываемого продукта выделяется НГ, который условно подразделяется на газ первичного и вторичного отбора. НГ первичного отбора выделяется, главным образом, в процессе первой ступени сепарации, а НГ вторичного отбора составляют последующие газы, выделяемые на второй ступени сепарации и из различных емкостей-отстойников в промысловой системе.
Сейчас разработано и внедрено довольно много эффективных технологий утилизации НГ, используемых как на суше, так и при освоении морских месторождений. Для осуществления этих технологий необходимо предусматривать целый комплекс дорогостоящих технологических сооружений и операций. Также они предусматривают утилизацию выделившегося на первой ступени сепарации газа, имеющего достаточно высокое давление, для его дальнейшей подачи на перерабатывающий объект. А газ второй ступени сепарации, имеющий низкое давление, попросту отправляется на сжигание на факельную установку [1, 2]. И, судя по открытым источникам, данная тенденция является общемировой [3, 4]. Учитывая, что, в среднем, объем газа второй ступени сепарации составляет около 38 % от общего объема всего отделяемого газа, сжигается неоправданно большое количество ценного продукта. Например, на 2015 г. мировой объем сжигания НГ составлял около 150 млрд м3 [5].
В то же время применение технологий утилизации НГ на морских месторождениях имеет дополнительные ограничения, как по допустимой весовой нагрузке, так и по габаритам размещаемого оборудования, в то время как уже около 30 % мировой добычи приходится на морскую добычу [6].
На данном этапе российская нефтяная отрасль не располагает надежной, экологически чистой технологией утилизации первичного и вторичного (низконапорного) НГ, предназначенной для применения на нефтегазовых месторождениях (в особенности на морских). По нашему мнению, технология утилизации с целью ее совершенствования должна обладать следующими характеристиками:
– возможностью работы в экстремальных морских климатических условиях;
– низкими капитальными затратами за счет простоты конструкции предложенной установки;
– максимальным использованием имеющихся природных энергоресурсов;
– минимизацией вредного воздействия на окружающую среду.
Таким образом, поскольку существующие технические решения по большому счету не отвечают этим требованиям, проблема поиска необходимой технологии утилизации НГ весьма актуальна.
Предложена более совершенная энергосберегающая технология утилизации первичного и вторичного НГ для применения на крупных объектах морских нефтегазовых месторождений.
Однако в ряде случаев невозможно или экономически неоправданно транспортировать природный газ традиционным способом – по трубопроводу, в том числе в следующих случаях:
– нестабильная сейсмическая обстановка в районе предполагаемого строительства газопровода;
– сложный рельеф на предполагаемой трассе строительства газопровода;
– наличие труднопреодолимых преград на предполагаемой трассе строительства, а также экзарация газопровода ледовыми образованиями, в особенности на его мелководном участке.
А поскольку при сжижении природного газа его объем уменьшается в 600 раз, то транспортировка в сжиженном виде (СПГ) танкерами является оптимальным и давно оправдавшим себя вариантом, в особенности для удаленных от потребителя морских месторождений.

Добываемая пластовая продукция любого нефтегазового месторождения подлежит промысловой подготовке. Это осуществляется для того, чтобы затем отправить потребителю целевые компоненты (нефть и газ). Подготовка продукции сводится к ступенчатой сепарации, сопровождаемой постепенным понижением пластового давления с целью снижения пульсаций, исключения возникновения газовых шапок в процессе транспорта нефти и коррозионного воздействия пластовой воды на оборудование.

Предлагается пересмотреть сложившуюся практику с целью более полного использования имеющихся ресурсов и повышения в целом эффективности утилизации НГ.
Внедрение предлагаемого решения предполагается на морском нефтегазовом месторождении, на котором необходимо установить на платформе необходимое оборудование для сжижения и хранения сжиженного НГ, а утилизацию оставшегося НГ следует провести в два этапа:
– основную часть отсепарированного НГ следует охладить до жидкого состояния путем использования теплообмена в противотоке с жидким воздухом, доставляемым танкером на месторождение. Для этого необходимо установить на платформе два криогенных резервуара (подробности – ниже); при этом следует отметить, что основная часть сжижаемого НГ относится к газу первичного отбора с достаточным давлением для его подачи в теплообменник;
– остальную же часть НГ, состоящую в основном из уловленных при различных технологических операциях газов, имеющих низкое давление, следует утилизировать за счет использования установки утилизации вторичного газа, описание которой приводится ниже.
Первый этап утилизации НГ основан на использовании предложенной [7] технологии сжижения природного газа. Она предполагает теплообмен между НГ и жидким воздухом, имеющим температуру около –195 °С, охлаждающая способность которого переведет НГ полностью в жидкое состояние (рис. 1).
Технология первого этапа реализуется следующим образом: на месторождении, на технологической платформе размещаются две криогенные емкости: одна – для жидкого воздуха, другая – для сжиженного НГ. Также на платформе устанавливается противоточный теплообменник. В нем осуществляется сжижение НГ. На входные патрубки теплообменника подается жидкий воздух и НГ с температурами –195 °С и –20 °С соответственно. На выходе из теплообменника температура НГ составляет –163°С, за счет чего НГ переходит в жидкое состояние. Далее сжиженный НГ поступает в сборную емкость хранения. Подвоз жидкого воздуха и вывоз сжиженного НГ осуществляются с помощью танкера, имеющего в своем составе (как вариант) два танка. Один предназначен для доставки на промысел жидкого воздуха, второй служит для приема сжиженного НГ. В случае второго варианта, на наш взгляд, более пригодного, можно использовать все танки для привоза жидкого воздуха с последующим вывозом в них сжиженного НГ. В этом случае необходимо предусмотреть систему хранения и подачи инертного газа (азота), предназначенного для продувки танков перед их заполнением сжиженным НГ.


Поскольку при сжижении природного газа его объем уменьшается в 600 раз, то транспортировка природного газа в сжиженном виде (СПГ) танкерами является оптимальным и давно оправдавшим себя вариантом, в особенности для удаленных от потребителя морских месторождений.
Предлагается пересмотреть сложившуюся практику с целью более полного использования имеющихся ресурсов и повышения в целом эффективности утилизации НГ.

Второй этап основан на технологии, описанной в работе [8]. Тепловая энергия прогоревших факельных газов преобразуется в энергию упругой деформации, последовательно сжимающей и расширяющей рабочее тело (НГ), чередуя период с пониженным давлением и период с повышенным давлением рабочего тела. Используя это свойство, можно создать подобие насоса объемного типа, в котором изменение объема рабочей камеры происходит за счет подвода (отвода) тепловой энергии (рис. 2). Данная установка позволит повысить давление газа, отделяемого на концевых ступенях сепарации, с последующей подачей его в противоточный теплообменник первого этапа.
Технология второго этапа реализуется следующим образом: часть НГ с низким давлением отбирается из факельного сепаратора и подается через впускной клапан в рабочие камеры, в которых происходит его сжатие. Далее через выпускной клапан НГ, имеющий уже высокое давление, отводится из рабочих камер и подается в противоточный теплообменник, в котором происходит его сжижение.
Другая часть газа подается на факельную установку, где происходит его сжигание. Здесь предусматривается применение устройства сбора выхлопных газов, предназначенного для сбора и подачи выхлопных газов к рабочей камере. После передачи тепловой энергии рабочей камере отработанный газ отводится на свечу рассеивания.
Для охлаждения рабочего блока используется жидкий воздух.
Основным узлом, отвечающим за преобразование тепловой энергии в механическую, является рабочая камера, работающая за счет разности температур нагревателя и холодильника.
После того, как емкость заполнится, на месторождение приходит танкер, служащий одновременно для подвоза жидкого воздуха на месторождение и вывоза сжиженного НГ на терминал. Здесь происходит его прием с целью дальнейшей транспортировки на пункт сбора. Процесс приема и транспортировки сжиженного НГ предполагает его переход обратно в газообразное состояние. Переход НГ из сжиженного состояния в газообразное сопровождается поглощением тепла (эндотермическая реакция), объемы которого зависят от массы сжиженного НГ, разности начальной и конечной температур, теплоемкости НГ. Таким образом, предлагается использовать это свойство для генерации жидкого воздуха посредством первичного охлаждения, забираемого из окружающей среды воздуха.
Чтобы решить задачи разработки энергосберегающей технологии утилизации нефтяного газа для морской платформы, проведем анализ эффективности проведения ее отдельных этапов.
Для анализа технологии первого этапа, основанной на теплообмене жидкого воздуха и утилизируемого НГ, примем:
– известно, что большинство танкеров, транспортирующих сжиженные природные газы, имеют от 4 до 6 танков с общей вместимостью от 125000 до 135000 м3 в связи с этим примем, что объем одного танка составляет 33000 м3;
– плотность жидкого воздуха составляет 861 кг/м3;
– соответственно масса жидкого воздуха составляет около 28400 т;
– теплоемкость жидкого воздуха составляет 1970 Дж/кг∙К;
– начальная температура жидкого воздуха равна –195 °С, или 78 К;
– конечная температура охлажденного воздуха равна –150 °С, или 123 К.
В результате количество холода, которое генерирует жидкий воздух в одном танкере, составляет около 2517660 МДж.
Данное свойство можно использовать для конденсирования утилизируемого НГ в жидкость посредством взаимного теплообмена в противоточном теплообменнике.
Например, для того, чтобы сконденсировать 50000м3 НГ, имеющего следующие характеристики:
– плотность 0,667 кг/м3;
– теплоемкость 2,22 Дж/кг∙К;
– начальная температура НГ равна 20 °С, или 293 К;
– конечная температура НГ равна –163 °С, или 110 К,
необходимо затратить 13548771 Дж, что в 186 раз меньше того количества энергии, которое вырабатывает один танк объемом 33000 м3, доверху заполненный жидким воздухом. Данное обстоятельство показывает высокую эффективность предлагаемой технологии.
Однако необходимо учитывать, что процесс хранения, транспортировки и операции слива/налива жидкого воздуха сопровождается неминуемыми тепловыми потерями, вызванными по большей части несовершенством изоляционных материалов.
Технология второго этапа, основанная на преобразовании тепловой энергии прогоревших факельных газов в энергию упругой деформации, имеет следующие показатели:
– установка с рабочим объемом 0,125 м3 обладает теоретически возможной перекачивающей способностью 3,75 м3/мин газа. Данный объем соответствует среднему объему уловленных при различных технологических операциях газов на крупном технологическом узле;
– установка с рабочим объемом 0,125 м3, состоящая как минимум из двух рабочих камер по 0,0625 м3 каж-дая. Габариты такой установки 1,5х0,8х0,5 м (ДхШхВ). Масса – 0,5 т. Данную установку можно располагать «вертикально» (в условиях размещения в ограниченном пространстве);
– по давлению: рабочая камера установки представляет собой подобие насоса объемного типа, т.е. обладает способностью к самовсасыванию на приеме. Давление нагнетания в среднем в 4 раза больше давления всасывания. При давлении всасывания 0,1 МПа давление нагнетания составит 0,4 МПа. Однако учитывая, что в работе необходимо участие как минимум двух рабочих камер и при этом, если их «обвязать» последовательно, – становится возможным поднять давление еще в 4 раза, что составит уже 1,6 МПа. Давления 1,6 МПа в большинстве случаев достаточно для обеспечения транспортировки газа на береговые перерабатывающие сооружения. Однако по мере прохождения дымового газа к рабочим камерам возможно снижение температуры, влияющее на эффективность работы установки. Для учета этого рассчитан коэффициент повышения давления при различных температурах. Результаты представлены на рис.3, где видно, как с каждым понижением температуры на 100 °С коэффициент уменьшается на 0,36.

Переход НГ из сжиженного состояния в газообразное сопровождается поглощением тепла (эндотермическая реакция), объемы которого зависят от массы сжиженного НГ, разности начальной и конечной температур, теплоемкости НГ. Таким образом, предлагается использовать это свойство для генерации жидкого воздуха посредством первичного охлаждения, забираемого из окружающей среды воздуха.

Установка обладает рядом других преимуществ: независимость от состава рабочего тела (газа), отсутствие вибраций, бесшумность, экологичность.
При этом необходимо учитывать, что предлагаемая установка не сможет утилизировать весь газ, идущий на факел, а только его треть, исходя из разности теплоемкостей дымового газа и НГ, 1277 Дж/кг•К и 4205 Дж/кг•К соответственно.
В целом можно заключить, что работа установки возможна в широких пределах объемов, давлений и входных температур.
Технология третьего этапа, основанная на использовании эндотермической реакции фазового перехода НГ из жидкого состояния в газообразное, имеет следующие показатели:
– объем одного танка составляет 33 000 м3;
– плотность жидкого НГ составляет 424,5 кг/м3;
– соответственно масса жидкого НГ составляет около 14000 т;
– теплоемкость жидкого НГ составляет 3450 Дж/кг∙К;
– начальная температура жидкого НГ равна –163 °С, или 110 К;
– конечная температура газообразного НГ равна 20 °С, или 293 К.
В результате количество теплоты, которое необходимо затратить для перевода НГ в газообразное состояние в одном танкере, составит около 8838900 МДж.
Данное свойство можно использовать для генерации жидкого воздуха, применяемого на первом этапе, посредством первичного охлаждения забираемого из окружающей среды газообразного воздуха. Это позволит значительно сократить энергетические ресурсы на производство жидкого воздуха, например, при температуре воздуха при подаче в установку сжижения 20 °С разница температур составит 215 °С, поскольку воздух сжижается при –195 °С; если же воздух предварительно охладить за счет эндотермической реакции фазового перехода НГ из жидкого состояния в газообразное, то разница температур будет гораздо меньше, что позволит снизить затраты на получение жидкого воздуха.
Перед тем, как представить наши выводы, отметим, что использование данной технологии не ведет к полному отказу от применения факельной установки на надводных нефтегазопромысловых объектах ввиду возможных аварийных ситуаций на объекте, при которых кратковременное сжигание газа является оправданным, в том числе – по экологическим причинам. В то же время значительно снижается уровень сжигаемого НГ. При этом для использования данной технологии не требуется какого-либо существенного перевооружения действующих нефтегазодобывающих объектов и связанных с этим капитальных затрат.

ВЫВОДЫ
Предложенная технология позволяет достигнуть следующих технических результатов:
– полной утилизации первичного НГ;
– снижения доли сжигаемого НГ на факельной установке (вторичный НГ);
– использования энергии экзотермической реакции фазового превращения сжиженного НГ в газ с целью повышения эффективности утилизации НГ;
– использования тепловой энергии факельной установки для повышения давления и температуры НГ с целью совместной транспортировки с добываемым продуктом; при этом снизится вязкость перекачиваемого продукта за счет смешения с горячим НГ;
– снижения вредного воздействия на окружающую среду;
– снижения капитальных затрат на обустройство нефтегазовых месторождений за счет простоты конструкции предложенной установки и возможности применения ее на уже действующих объектах.

Литература

1. Using Russia’s Associated Gas. «PFC Energy. Prepared for the Global Gas Flaring Reduction Partnership and the World Bank», 2007.
2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. № 101).
3. Eman A. Emam. Gas flaring in industry: an overview. Egypt: «Petroleum & Coal», 2015.
4. Ernest T. Aniche. International oil corporations (IOCs), associated gas utilization technologies and gas flare elimination strategies: implication for zero-gas flaring regime in Nigeria: «Journal of Asian and African Social Science and Humanities». V. 1, No. 1. 2015.
5. Björn Pieprzyk, Paula Rojas Hilje. Flaring and venting of associated gas. Current developments and impacts of marginal oil. German: «Era energy research architecture». 2015.
6. Manning M. Offshore production nearly 30 % of global crude oil output in 2015. «U.S Energy Information Administration». 2016.
7. Патент 2660213 РФ, МПК F25J1/00. Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений / Ч.С. Гусейнов, Е.Б. Федорова, Д.Ю. Тулин; патентообладатель: Фед. гос. бюдж. образоват. учрежд. высш. обр. «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (RU); заявл. 19.07.2017; опубл. 05.07.2018 [Электронный ресурс]. URL: http://www.findpatent.ru/patent/266/2660213.html (дата обращения: 17.06.2019).
8. Патент 2636837 РФ, МПК E21B43/00. Способ утилизации попутного нефтяного газа с использованием отводящих факельных газов / И.В. Захаров, О.В. Захаров. Патентообладатель: И.В. Захаров; заявл. 26.10.2016, опубл. 28.11.2017 [Электронный ресурс]. URL: http://www.findpatent.ru/patent/263/2636837.html (дата обращения: 28.02.2018).

References

1. Ispol'zovaniye rossiyskogo poputnogo gaza. «PFC Energy. Podgotovleno dlya Global'nogo partnerstva po sokrashcheniyu szhiganiya poputnogo gaza i Vsemirnogo banka» [Using Russia’s Associated Gas. «PFC Energy. Prepared for the Global Gas Flaring Reduction Partnership and the World Bank»]. 2007.
2. Federal'nyye normy i pravila v oblasti promyshlennoy bezopasnosti «Pravila bezopasnosti v neftyanoy i gazovoy promyshlennosti» (utv. Prikaz Federal'noy sluzhby po ekologicheskomu, tekhnologicheskomu i atomnomu nadzoru ot 12 marta 2013 g.
no. 101) [Federal Industrial Safety Rules and Regulations «Oil and Gas Industry Safety Regulations» (Approved by Order of the Federal Service for Ecological, Technological and Nuclear Supervision dated March 12, 2013, no. 101). (In Russian).
3. Eman A. Emam. Szhiganiye gaza v promyshlennosti: obzor [Gas flaring in industry: an overview]. Egypt, Petroleum & Coal Publ., 2015.
4. Ernest T. Aniche. Mezhdunarodnyye neftyanyye korporatsii (MOK), tekhnologii utilizatsii poputnogo gaza i strategii likvidatsii gazovykh vspyshek: znacheniye dlya rezhima szhiganiya nulevogo gaza v Nigerii [International oil corporations (IOCs), associated gas utilization technologies and gas flare elimination strategies: implication for zero-gas flaring regime in Nigeria]. Zhurnal aziatskikh
i afrikanskikh sotsial'nykh i gumanitarnykh nauk [Journal of Asian and African Social Science and Humanities], vol. 1, no. 1, 2015.
5. B'yern Piyepzhik, Paula Rokhas Khil'ye. Szhiganiye
i udaleniye poputnogo gaza. Tekushchiye razrabotki i vliyaniye marzhinal'noy nefti [Björn Pieprzyk, Paula Rojas Hilje. Flaring and venting of associated gas. Current developments and impacts of marginal oil]. German, Era energy research architecture Publ., 2015.
6. Menning M. Offshornaya dobycha pochti 30% mirovoy dobychi syroy nefti v 2015 godu [Offshore production nearly 30 %
of global crude oil output in 2015]. U.S Energy Information Administration Publ., 2016.
7. Guseynov Ch.S., Fedorova Ye.B., Tulin D.Yu. Sposob dobychi prirodnogo gaza v protsesse razrabotki podvodnykh mestorozhdeniy [Method of Natural Gas Liquefaction in the Process
of Underwater Deposit Development]. Patent RF no. 2660213, 2018.
(In Russian).
8. Zakharov I.V., Zakharov O.V. Sposob utilizatsii poputnogo neftyanogo gaza s ispol'zovaniyem otvodyashchikh fakel'nykh gazov [Method of Associated Gas Utilization Using Exhaust Flare Gases]. Patent RF no. 2636837, 2017. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Захаров И.В.

    Захаров И.В.

    младший научный сотрудник

    Федеральный исследовательский центр Института прикладной математики имени М.В. Келдыша РАН

    Гусейнов Ч.С.

    Гусейнов Ч.С.

    д.т.н., профессор кафедры автоматизации проектирования сооружений

    РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

    Просмотров статьи: 155

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru