СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА В СЖИЖЕННОМ СОСТОЯНИИ
METHOD OF TRANSPORTING GAS IN LIQUEFIED STATE

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способу транспортировки сжиженных природных газов на значительные расстояния от источника к потребителю.
3
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. Несмотря на очевидные преимущества, транспортировка сжиженного природного газа (СПГ) имеет недостатки. Сжижение газа до криогенных температур требует значительных холодильных мощностей, превышающих по стоимости строительство танкерного флота, необходимого для перевозки полученного СПГ. В ситуации, когда речь идет о многолетних поставках природного газа в объеме до сотни млрд м/год, строительство магистральных трубопроводов с высокой пропускной способностью предоставляет экономически эффективный и технологически наиболее стабильный вариант, при котором в качестве среды природного газа берется околокритическая область давления и температуры.
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 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.
Задачей изобретения является повышение эффективности магистрального газопровода за счет увеличения его пропускной способности.
Техническим результатом изобретения является увеличение плотности потока транспортируемого газа благодаря использованию околокритической области давления и температуры при переводе природного газа в сжиженное состояние.
Указанный технический результат достигается способом транспортировки газа в сжиженном состоянии, включающим подготовку промыслового газа, адиабатическое экспандирование 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.
Согласно изобретению подготовка промыслового газа включает осушку по влаге с точкой росы до -30°C и, опционно, осушку по углеводородам с заданной точкой росы.
Согласно изобретению напорный градиент давлений поддерживают посредством дожимных насосных станций вдоль трассы газопровода.
Согласно изобретению устойчивый температурный режим поддерживают с учетом существования границы фазового перехода жидкость-газ.
Способ транспортировки газа реализуют следующим образом.
3
3
Газ с промысла поступает под собственным давлением через систему сбора на установку подготовки газа, где в блоке предварительной подготовки осуществляют отделение капельной жидкости и механических примесей. Далее следует процесс осушки газа от влаги. Для этого газ под естественным давлением подвергают ступенчатому охлаждению с отделением водяного конденсата в сепараторах гравитационного или газодинамического типа. Как правило, достаточно 2-3 ступеней с рабочей температурой на ступенях: Т1≈10÷20°C (входная ступень), Т2≈0°C, Т3≈-5÷-10°C (концевая). На входной ступени с положительной температурой отделяется порядка 60-80% водяного конденсата, на концевых с нулевой и отрицательной температурой - порядка 10-20%, остаточное содержание водяного конденсата составляет порядка 5% исходной объемной влагонасыщенности или порядка 2-3 г/м. Ступени с нулевой и отрицательной температурами при рабочих давлениях порядка 10-12 МПа будут находиться заведомо в области гидратообразования, что потребует применения ингибиторов гидратообразования, например метанола, которые при этом автоматически выполняют роль антифриза. Характерные концентрации расхода метанола 1-2 кг/1000 м. Контур охлаждения блока предварительной подготовки газа реализуется в условиях положительных внешних температур за счет рекуперации холода с выходного потока.
3
Следующим этапом подготовки служит процесс адиабатического расширения с переводом газа в околокритическую область давлений и температур. Расчеты показывают, что для достижения околокритической области параметров входное давление газа должно быть порядка Рвх≈2*Ркр при температуре Твх≈0÷-10°C. Для компонентного состава газа, близкого к природному, с содержанием метана >90%, Ткр≈-50÷-80°C, Ркр≈4.5-7 МПа. В процессе адиабиатического экспандирования газ теряет порядка 7 КДж/моль (значения характерны для метана). При суточном расходе 1 млн нм газа это требует около 3.4 МВт холодильной мощности. Данная мощность может быть рекуперирована путем применения установок типа детандер. Альтернативно, избыток тепловой энергии, теряемой газом, рассеивается в контуре теплообмена. В зависимости от технологических целей и компонентного состава газ в процессе адиабатического охлаждения проходит через 2-фазную область с выделением конденсатной фракции, обогащенной компонентами С3+. Последняя выделяется, например, газодинамическим способом за счет сепарации в вихревом потоке либо ступенчато с промежуточными сепараторами гравитационного типа. Остаточное содержание водяного конденсата превращается в мелкодисперсную кристаллическую взвесь в потоке сжиженного газа. Отделение взвеси ведут в сепараторах гравитационного типа либо газодинамическим способом.
Газ в условиях, максимально приближенных к существующим технологическим схемам, проходит через стандартный комплекс Подготовки для транспортировки и реализации по утвержденным Техническим Условиям. При этом стандартные выходные значения давления и температуры транспортируемого газа после цикла компримирования и охлаждения уже пригодны для подачи на блок захолаживания со снижением давления. Последний может быть реализован по нескольким альтернативным схемам: адиабатическое расширение либо процесс Джоуля-Томсона (дросселирование) с последующим захолаживанием.
Подготовленный природный газ в околокритической области по давлениям и температуре поступает в металлический резервуар для хранения сжиженного газа под давлением. Откачка газа в магистральный газопровод для транспортировки осуществляется непосредственно из резервуаров.
Стабильный режим транспорта газа реализуется за счет поддержания необходимого гидравлического градиента давлений вдоль трассы газопровода. Расчеты показывают, что характерным градиентом давлений являются величины 0.1÷0.15 бар/км. Таким образом, в зависимости от рельефа и выбранного технологического режима транспорта, дожимные насосные станции (ДНС) должны находиться на расстоянии порядка 100-200 км друг от друга.
Как показывает теплогидравлический расчет, стандартный слой теплоизоляции из пенополиуретана (ППУ) толщиной от 50 мм уже достаточен для достижения условий, когда газ в процессе транспорта не нагревается, а захолаживается за счет положительного эффекта Джоуля-Томсона, т.е. происходит снижение температуры газа при снижении давления за счет совершения работы газом. Характерный градиент температур составляет порядка 1 К/100 км. Ограничением на применение стандартных теплоизоляционных материалов типа ППУ в области криогенных температур порядка -100°C может явиться значительная объемная доля конденсации агента газонаполнителя (углекислый газ, циклопентан) с эффектом повышения коэффициента теплопроводности и снижением структурной жесткости. Решением проблемы является использование двойного изоляционного слоя, где в качестве первого изоляционного слоя, непосредственно примыкающего к холодной стенке трубы, используется класс материалов, который активно развивается в последние два десятилетия, а именно аэрогели, с дальнейшей запенкой ППУ по внешнему контуру до достижения заданной толщины общего сэндвич-теплоизолирующего слоя.
3
3
С учетом вышеизложенного ДНС представляют собой классический вариант квазиизотермических жидкостных насосов, работающих в области низких температур. Такие высокопроизводительные насосы могут быть выполнены, например, по схеме центробежный насос с газотурбинным приводом. Энергетический баланс показывает, что на поддержание стабильного транспорта газа 1 млн нм/сут потребуется установленная на ДНС мощность насосного агрегата порядка 100 КВт при КПД не ниже 50%. При перекачке вдоль магистрального газопровода до 100 млрд нм газа/год потребуются рабочие перекачивающие мощности ДНС порядка 20 МВт при КПД насосов порядка 80%. Эта цифра заметно уступает мощности дожимных компрессорных станций, расположенных вдоль трассы современных магистральных газопроводов.
Таким образом, использование среды природного газа в околокритической области давления и температуры позволяет повысить температуру, необходимую для сжижения природного газа, до ≈-50÷-80°C и за счет этого повысить эффективность и снизить стоимость транспортировки природного газа в сжиженном состоянии.