Технические решения переработки ПНГ в топливный газ для газопоршневых и газотурбинных двигателей ОАО «Звезда-Энергетика» г. Геленджик г г.

Проблема утилизации ПНГ распадается на две самостоятельные, с достаточно большими отличиями, задачи: Проблема утилизации ПНГ распадается на две самостоятельные, с достаточно большими отличиями, задачи: 1. На крупных и относительно компактно расположенных нефтедобывающих предприятиях, на которых имеет смысл организовать сбор и централизованную переработку ПНГ вплоть до создания на базе этого сырья газохимических комплексов. 2. Утилизация ПНГ на небольших рассредоточенных добывающих предприятиях, где централизованный сбор и крупномасштабная переработка ПНГ заведомо убыточны. Причем по мере выработки крупнейших нефтяных месторождений доля небольших предприятий и в добыче нефти, и в производстве ПНГ будет постоянно нарастать. Оценочно в зависимости от свойств исходного ПНГ цена переработки ПНГ до качественных параметров, предъявляемых топливному газу (ТГ), колеблется от 40 до 130 млн.руб. из расчета электростанции мощностью 7,5 МВт. Это обстоятельство существенно сдерживает использование ПНГ в ГПЭС и ГТЭС. По разным оценкам объем ПНГ используемый в энергетике России не превышает 1% от всего объема добываемого ПНГ. в

Ограничения при выборе технологии переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) в качестве топливного газа для газопоршневых и газотурбинных электростанций: Ограничения при выборе технологии переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) в качестве топливного газа для газопоршневых и газотурбинных электростанций: ПНГ – многофазная и многокомпонентная среда и не пригодна без соответствующей переработки для переработки в качестве топливного газа для ГТЭС и ГПЭС. Отсутствует типовая технология переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) в малотоннажных объемах до параметров, необходимых для приводов газопоршневых (ГПЭС) и газотурбинных электростанций (ГТЭС). Параметры ПНГ пригодные для ТГ приводов ГПЭС и ГТЭС жесткие и близкие к ПГ Широкий диапазон (от 20% до 100%) колебаний расхода очищаемого ПНГ для ГПЭС.

Какие параметры ПНГ как топливного газа для ГПЭС необходимо менять в первую очередь количество углеводородного конденсата количество аэрозольных и твердых частиц максимальный размер аэрозольных и твердых частиц содержание нефти относительная влажность содержание метана теоретическая мера метана в смеси с водородом (метановое число) наименьшая теплотворная способность в случае наличия в ПНГ серы или серосодержащих соединений очистка газа от серы.

Необходимые технологические переделы для решения первоочередных задач по подготовке ПНГ в качестве топливного газа Необходимые технологические переделы для решения первоочередных задач по подготовке ПНГ в качестве топливного газа В общем виде задача производства топливного газа (ТГ) для газопоршневых и газотурбинных электростанций сводится к следующим подзадачам: очистка ПНГ от капельной влаги и механических примесей – эту проблему приходится решать практически во всех случаях повышение концентрации метана и увеличение метанового числа - необходимо решать в зависимости от состава исходного ПНГ удаление серы, серосодержащих соединений включая меркаптановую серу – необходимо решать в зависимости от состава исходного ПНГ удаление галогенов, включая хлорированные и фторированные углеводороды, кремния, в т.ч. кремния в любых силоксанах – необходимо решать в зависимости от состава исходного ПНГ.

Требуемые качественные параметры топливного газа (на примере газопоршневых двигателей фирмы Gummins) Требуемые качественные параметры топливного газа (на примере газопоршневых двигателей фирмы Gummins) Состав газаЕдиница Измерения Количество Общее содержание серы (включая общее содержание S из сероводорода Н 2 S) мг/м 3 СН 4 0 – 30 Углеводородный конденсатчастей на миллион (объемн.) 3 Относительная влажность%80% со 100% удалением капель Содержание нефтимг/м 3 СН 4 5 Общее содержание галогенов, включая хлорированные и фторированные углеводороды (сумма Сl+2 х сумма F1мг) Точно выраженное измерение мг/м 3 СН 4 0 – 1 Максимальный размер аэрозольных и твердых частицМкм1 Минимальное содержание метана (СН 4 )в процентах от объема 75 Минимальное метановое число (индекс), рассчитанное соответствующим образом, при отделенных разбавляющих газах и скорректированным соотношением газов до 100% Теоретическая мера метана в смеси с водородом 52 Наименьшая теплотворная способностьМДж/м 3 30 – 36 Плотность газакг/см

Главный подход выбора технологии переработки ПНГ и ТГ: Главный подход выбора технологии переработки ПНГ и ТГ: Минимальные затраты эл.энергии на ведение процесса Минимизировать использование сложного оборудования, требующего специального обслуживания (компрессоры, турбонагнетатели, многоступенчатые насосы и т.п.) Максимально использовать потенциальную энергию (давление и температура) имеющегося в наличии ПНГ.

Очистка ПНГ от капель влаги, капель нефти и механических примесей. Очистка ПНГ от капель влаги, капель нефти и механических примесей. Варианты схем: первый - блок предварительной (грубой) очистки отдельным агрегатом на базе сепараторов типа демистор - блок тонкой очистки отдельным агрегатом на базе фильтра с коалесцером второй совмещенный блок предварительной и тонкой очистки отдельным агрегатом третий - блок предварительной очистки на базе массообменного аппарата - совмещенный блок предварительной и тонкой очистки

СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ В ТОПЛИВНЫЙ ГАЗ В КОМПАНИИ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ В ТОПЛИВНЫЙ ГАЗ В КОМПАНИИ Первая подзадача нами решена – выбор решения всегда индивидуален в зависимости от состава ПНГ (уровень очистки в диапазоне расходов от 20% до 100% от номинала, капельная влага 20 ppm, содержание нефти 5 мг/м3 СН4, содержание твердых частиц 30 мг/м3, размер твердых частиц 1 мкм). Вторая подзадача (содержание СН4, ликвидация детонации, сажообразования и т.п.): 1. технологии, не позволяющие полностью погасить факела на месторождениях 2. технологии, позволяющие погасить факела. К первой группе относятся технологии: А. низкотемпературная сепарация с использованием трехкамерных вихревых трубок. Недостатки: возврат на факел около 30-40% ПНГ, дорогое компрессорное и теплообменное оборудование, значительные затраты электроэнергии на компремирование ПНГ (~ 750 кВт на 7,5 МВт). Б. Разделение на основе мембранных технологий. Недостатки: возврат на факел около 50% ПНГ, дорогое компрессорное оборудование, значительные затраты электроэнергии на компремирование ПНГ, необходимость периодически менять основной рабочий орган (мембрану). Абсорбционные методы очистки ПНГ от тяжелых углеводородов. Недостаток – потери значений доли топлива, замена реагентов, регенерация, дорогое оборудование.

СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ В ТОПЛИВНЫЙ ГАЗ В КОМПАНИИ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ В ТОПЛИВНЫЙ ГАЗ В КОМПАНИИ Первая подзадача нами решена – выбор решения всегда индивидуален в зависимости от состава ПНГ (уровень очистки в диапазоне расходов от 20% до 100% от номинала, капельная влага 20 ppm, содержание нефти 5 мг/м3 СН4, содержание твердых частиц 30 мг/м3, размер твердых частиц 1 мкм). Вторая подзадача (содержание СН4, ликвидация детонации, сажообразования и т.п.): 1. технологии, не позволяющие полностью погасить факела на месторождениях 2. технологии, позволяющие погасить факела. К первой группе относятся технологии: А. низкотемпературная сепарация с использованием трехкамерных вихревых трубок. Недостатки: возврат на факел около 30-40% ПНГ, дорогое компрессорное и теплообменное оборудование, значительные затраты электроэнергии на компремирование ПНГ (~ 750 кВт на 7,5 МВт). Б. Разделение на основе мембранных технологий. Недостатки: возврат на факел около 50% ПНГ, дорогое компрессорное оборудование, значительные затраты электроэнергии на компремирование ПНГ, необходимость периодически менять основной рабочий орган (мембрану). Абсорбционные методы очистки ПНГ от тяжелых углеводородов. Недостаток – потери значений доли топлива, замена реагентов, регенерация, дорогое оборудование.

Ко второй группе относятся технологии: А. разделение ПНГ с использованием холодильной машины на сухой отбензиновый газ, жидкий конденсат углеводородов. Недостатки: необходимость использования компрессорного оборудования, постоянное потребление метанола, высокая стоимость. Б. селективная термоокислительная конверсия тяжелых углеводородов С5+ с получением этилена, водорода, СО, пропилена, метана и этана. Указанная технология позволяет более полно использовать энергетический потенциал ПНГ и наиболее экономически эффективная и приспособлена для работы в автономных условиях в отрыве от привычной инфраструктуры. Разрабатываемая в настоящее время ИХФ РАН, ООО «ОНКЛЕН» и ОАО «Звезда-энергетика» технология относительно простым и эффективным способом снижения содержания в ПНГ тяжелых С6+ компонентов является селективная термоокислительная конверсия этих компонентов в более легкие с более высокими значениями MZ. Основными продуктами данного процесса является: этилен, водород, СО, пропилен, метан и этан. Все эти горючие газы имеют высокие октановые числа и пригодны в качестве топливного газа для ГПЭС и ГТЭС.

Основные преимущества процесса селективной термоокислительной конверсии тяжелых С 6+ углеводородов: Основные преимущества процесса селективной термоокислительной конверсии тяжелых С 6+ углеводородов: Проста в обслуживании и эксплуатации, не используются катализаторы, не требуется дополнительных расходных материалов и не создается отходов Нет специальных требований к составу газа Минимальные потери первоначального энергосодержания попутного газа Низкие энергозатраты. Для поддержки температурного режима в реакторе, включая и его разогрев используется тепло сжигания небольшого количества исходного ПНГ ПНГ полностью конвертируется в топливный газ с новыми потребительскими свойствами

I. Предложена новая технология, позволяющая использовать ПНГ для питания газопоршневых и газотурбинных приводов. УглеводородМОЧИОЧ Метан Этан Пропан n-Бутан n-Пентан61.7 n-Гексан n-Гептан00 n-Октан-17*-19* Нафта Технология основана на селективном окислительном крекинге тяжелых C 5 + углеводородов в более легкие молекулы с более высокими октановыми числами и менее склонные к смоло- и сажеобразованию. Зависимость конверсии C 5 -C 7 углеводородов от T ([C n ] 0 = 4,4%, [O 2 ] 0 = 3,4%, t r ~2 s) Основные продукты: H 2, C 2 H 4, CH 4 Другие продукты: CO, C 3 H 6 Нежелательные углеводороды Гептан

II. Пилотная установка окислительной конверсии углеводородов С6+ Схема агрегирования пилотной установки с ГПЭС и дополнительным оборудованием Тестовый двигатель

III. Демонстрационно-испытательный комплекс(ДИК) 2. Эскиз компоновки

III. Демонстрационно-испытательный комплекс (ДИК) 3. Общий вид

III. Демонстрационно-испытательный комплекс(ДИК) 4. Реакторный узел

IV. Результаты пилотных испытаний с модельными составами ПНГ 1. Конверсия компонентов модельного газа Состав модельного газа (в скобках - состав газа без воздуха и состав газа (красный цвет) Средне-Хулымского месторождения): СН4 67,54% (81,0) (81,7) Σ С5Н12 1,25% (1,50) (1,2) С2Н6 1,02% (1,22) (3,2) н-С6Н14 1,53% (1,83) (0,25) С3Н8 15,01% (17,0) (7.0)О2 3,33% Σ С4Н10 2,34% (2.81) (4,5) N2 13,3%

IV. Результаты пилотных испытаний с модельными составами ПНГ 2. Состав продуктов