CC BY
76
УДК 622.279.8::621.565.954
Опыт применения пластинчатых теплообменников на промысловых установках подготовки природных газов
А.Н. Кубанов1*, И.И. Исмагилов2, П.П. Слугин2, Д.М. Федулов1, Д.Н. Снежко1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ООО «Газпром добыча Надым», Российская Федерация, 629730, ЯНАО, г. Надым, ул. Зверева, д. 1 * E-mail: A_Kubanov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова:
низко температурная сепарация, теплообмен, пластинчатый теплообменник, кожухотрубный теплообменник.
Тезисы. Описан опыт применения кожухотрубных и пластинчатых теплообменников на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Показано, что кожухотрубные аппараты характеризуются высокой эффективностью теплопередачи 350...500 Вт/(м2-К), в то время как пластинчатые аппараты показали эффективность около 300 Вт/(м2-К), что в три-четыре раза ниже паспортной характеристики. Также недостаточно эффективны и пластинчатые теплообменники, установленные на УКПГ низкотемпературной сепарации Юбилейного НГКМ. Всем вышеперечисленным пластинчатым аппаратам свойственны высокие потери давления газа. Дана рекомендация не применять аппараты пластинчатого типа в качестве рекуперативных теплообменников на промысловых низкотемпературных установках подготовки газа.
Основной технологией подготовки конденсатсодержащих газов практически на всех месторождениях Крайнего Севера является низкотемпературная сепарация (НТС) [1-4]. Большое значение во всех модификациях этого способа подготовки газа играет рекуперативный теплообмен «газ - газ»: он участвует в достижении низких температур подготавливаемого газа наряду с дросселями, эжекторами и турбодетанде-рами. Основным типом рекуперативных теплообменников являются кожухотрубные аппараты [5, 6], однако в последнее время делаются попытки применить на промысловых установках пластинчатые теплообменники. Аппараты данного типа нашли применение в различных отраслях промышленности: химической, нефтяной, при производстве сжиженного природного газа, на воздухоразделительных установках и др. [7].
Известно, что пластинчатые теплообменники характеризуются высокой эффективностью теплопередачи. Применительно к промысловым установкам комплексной подготовки газа (УКПГ) по технологии НТС разработчики такого оборудования для рекуперативных теплообменников «газ - газ» дают расчетные значения коэффициента теплопередачи К = 900...1400 Вт/(м2К). Это значительно выше уровня К = 350.500 Вт/(м2К), достигнутого для традиционных кожухотрубных теплообмен-ных аппаратов. Коэффициент К является расчетным показателем и может быть определен только путем моделирования фактических режимов работы УКПГ в целом.
Для интегральной оценки эффективности рекуперативных теплообменников используется комплексный параметр теплообмена К-¥, представляющий собой произведение коэффициента теплопередачи и площади теплопередающей поверхности. Для типовых технологических линий НТС с турбодетандерными агрегатами (ТДА) на УКПГ Крайнего Севера этот параметр должен составлять не менее 52 кВт/К на каждый миллион метров кубических в сутки производительности технологической линии. Таким образом, применительно к широко распространенным линиям производительностью 10.11 млн м3/сут параметр теплообмена должен находиться в диспазоне 520.570 кВт/К. Отметим, что с точки зрения технологии НТС площадь поверхности и эффективность рекуперативного теплообменника «газ - газ» неважны - лишь бы значение параметра К-¥ обеспечивало достижение требуемой температуры НТС.
В этой связи пластинчатые теплообменники с указанной высокой эффективностью теплопередачи могут иметь значительно меньшую теплопередающую поверхность -370...407 м2 при К = 1400 Вт/(м2К) - по сравнению с кожухотрубными теплообменниками, площадь поверхности которых обычно составляет 1300 м2. При этом пластинчатые теплообменники характеризуются минимальной металлоемкостью. Например, для технологической линии (ТЛ) УКПГ Бованенковского неф-тегазоконденсатного месторождения (НГКМ) производительностью 10,5 млн м3/сут масса кожухотрубного теплообменника при площади поверхности 1281 м2 составляет 67,7 т, а блока из двух пластинчатых аппаратов, суммарная площадь поверхности которых равна 540 м2, -28,8 т. Кроме того, перед блоком пластинчатых аппаратов установлен один фильтр массой 7,2 т. Итого 36,0 т.
Приведенные показатели, казалось бы, однозначно свидетельствуют о преимуществах пластинчатых аппаратов по сравнению с кожухотрубными. Однако промысловая практика наличия таких преимуществ не подтверждает.
В системе ПАО «Газпром» накоплен достаточно длительный опыт использования пластинчатых теплообменников в промысловых условиях: на газовом промысле (ГП) № 1 Бованенковского НГКМ производительностью 10,5 млн м3/сут и на УКПГ-НТС Юбилейного НГКМ производительностью 3 млн м3/сут. В первом случае теплообменный блок представляет собой два параллельно расположенных аппарата суммарной площадью поверхности 540 м2, перед которыми установлены фильтры очистки от механических примесей. Во втором случае теплообменный блок - это также два, но последовательно расположенных аппарата суммарной площадью поверхности 210 м2.
Проводимые ООО «Газпром ВНИИГАЗ» непрерывный мониторинг и анализ режимов работы всех ТЛ УКПГ на указанных объектах позволили определить текущие значения коэффициентов К и построить тренды изменения этого параметра в течение длительного периода работы УКПГ.
Теплообменное оборудование на Бованенковском НГКМ
Принципиальная технологическая схема установки НТС на ГП-1 Бованенковского НГКМ
приведена на рис. 1. В состав УКПГ входят десять ТЛ, причем на девяти линиях установлены традиционные кожухотрубные аппараты 20Т-1 и 20Т-2, а на ТЛ № 10 каждый из них представляет собой два параллельно расположенных пластинчатых теплообменника. Основным является 20Т-1, так как в нем происходит основная рекуперация холода, а 20Т-2 задействован полностью только в наиболее теплый период года при температуре атмосферного воздуха выше 15 °С, в основном он работает с байпа-сированием по холодному потоку. В этой связи полномасштабную оценку эффективности можно провести только для аппаратов 20Т-1.
Результаты расчета коэффициента теплопередачи 20Т-1 для обследуемых режимов апреля-мая 2016 г. приведены в таблице. Полученные коэффициенты теплопередачи ко-жухотрубных аппаратов показывают высокую эффективность: практически по всем аппаратам значения К составили более 400 Вт/(м2 К). Также высокие значения (> 550 кВт/К) имеет и основной показатель - интегральный параметр теплообмена К-¥, что соответствует требованиям проекта обустройства. Коэффициенты К пластинчатых аппаратов составили 590.680 Вт/(м2 К). Это выше, чем для кожухотрубных теплообменников, однако вдвое ниже заявленной эффективности. В результате параметр К-¥ пластинчатых теплообменников оказался равным 318.367 кВт/К.
Здесь следует иметь в виду, что представленные данные относятся к периоду максимальной эффективности пластинчатых теплообменников. Коэффициенты К в 2017 г. составили всего лишь 300 Вт/(м2К). Это отразилось на температурном уровне НТС: на ТЛ № 10 она значительно (на пять градусов) выше, чем на соседних линиях, оснащенных кожухотруб-ными аппаратами. Кроме того, по сведениям персонала, при понижении температуры НТС ниже минус 35 °С наблюдается рост гидравлического сопротивления, что может объясняться гидратообразованием по сырому потоку. При прочих равных условиях этот эффект не отмечается на кожухотрубных аппаратах.
Тренды значений коэффициента теплопередачи 20Т-1 для всех ТЛ ГП-1 за январь 2017 г. приведены на рис. 2. Видно, что К теплообменников характеризуются большим разбросом, но пластинчатый аппарат (ТЛ № 10) показывает крайне неудовлетворительный результат: при К = 300 Вт/(м2К) параметр К-¥
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема установки НТС ГП-1 Бованенковского НГКМ: АВО - аппараты воздушного охаждения; ДКС-1, -2, -3 - дожимные компрессорные станции; 10Е-1, 20Д-1 - дегазатор; 10ДР-1, -2 - трехфазные разделители; 10С-1, 20С-1, -2, 10ФС-1 - газосепараторы; 20ТД-1 - турбодетандерный агрегат; К - компрессор; Д - детандер; 20Т-1, -2 - рекуперативные теплообменники
Результаты расчета теплопередачи 20Т-1 по всем технологическим линиям ГП-1 Бованенковского НГКМ
ТЛ Расход, тыс. м3/ч Температура, °С Средний К, Вт/(м2-К) Параметр К¥, кВт/К
трубный поток (сырой газ) межтрубный поток (сухой газ)
вход выход вход выход
Режим регламентной температуры НТС (минус 30 °С)
1 445 26,1 0,9 -10,7 15,4 450,1 576,6
3 458 26,1 0,1 -13,4 15,4 456,8 585,1
4 450 26,1 1,1 -11,1 16,7 485,0 621,3
5 455 26,1 0,8 -13,1 13,8 398,5 510,5
7 436 26,1 -2 -16,7 15,2 451,0 577,8
8 450 26,1 0,7 -10,2 15,3 464,4 594,9
10 407 26,1 0 -17,2 10,4 680,0 367,2
Режим пониженной температуры НТС (минус 39 °С)
1 449 26,1 -13,5 -35 7 396,7 508,2
4 454 26,1 -15,1 -36 8,3 441,2 565,2
5 430 26,1 -14,7 -37,7 5,9 369,3 473,1
7 440 26,1 -12,7 -33,2 9,2 420,4 538,5
8 451 26,1 -14,7 -34,2 7,4 427,8 548,0
10 419 26,1 -7,9 -30,6 0,9 589,5 318,3
Примечание. Для пластинчатых теплообменников ТЛ № 10 приведены наилучшие показатели.
Т5 PQ
600
500 МЮ
400
300
200
01010101010101010101010101010101010101010101010101010101010101010101010101 г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^гчгчг^г^г^г^г^г^г^г^г^г^гчгчгчгчгчгчгчгчгчгч
^н ^н ^н ^н ^н ^н ^н -—i<N(N(N(N(N(N(N(N(N(Nmm
М m ^ in \о
Рис. 2. Тренды расчетных значений коэффициентов теплопередачи на всех технологических линиях ГП-1 Бованенковского НГКМ
оказывается равным 162 кВт/К. Это втрое ниже требований проекта обустройства.
На рис. 3 приведены тренды потерь давления на участке между низкотемпературным сепаратором и компрессором ТДА на ГП-1 Бованенковского НГКМ за аналогичный период (столь большой участок схемы представлен ввиду отсутствия возможности измерения гидравлического сопротивления непосредственно по теплообменнику 20Т-1). Видно, что максимальные потери давления приходятся на пластинчатые теплообменники: они на 50.100 кПа больше, чем для кожухотруб-ных теплообменников. Отметим, что дополнительные потери давления по аппаратам должны компенсироваться более высокой мощностью ДКС, т.е. более высоким (примерно на 4.5 %) потреблением топливного газа.
Пластинчатые теплообменники уступают кожухотрубным в условиях работы ГП по показателям надежности, технического обслуживания и ремонта. Преимущества пластинчатых теплообменников по габаритно-массовым характеристикам следует рассматривать только после того, как будет создан аппарат
производительностью по газу 10,5 млн м3/сут с теплопередающей поверхностью площадью 800 м2, а для УКПГ Харасавэйского газокон-денсатного месторождения - 11,5 млн м3/сут и 880 м2 соответственно. Эти данные рассчитаны из условия гарантированного достижения К на уровне 700 Вт/(м2 К), что, как мы видим, может оказаться проблематичным. Но даже в этом случае создать столь крупные аппараты с указанной производительностью по газу практически невозможно: эквивалентом кожу-хотрубного аппарата будут два или даже четыре аппарата пластинчатого типа плюс два фильтра.
Таким образом, промысловой практикой не подтверждается ни одно из заявленных технологических преимуществ применения пластинчатых теплообменников на УКПГ Бованенковского НГКМ в качестве основных рекуперативных теплообменников 20Т-1.
Пластинчатые теплообменники на Юбилейном НГКМ
УКПГ-НТС Юбилейного НГКМ состоит из двух ТЛ (цехов), одна из которых рабочая, а вторая находится в резерве. Эффективность
^ 400
5
¡а 350 о
с
300
250
200
01010101010101010101010101010101010101010101010101010101010101010101010101 г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^г^гчгчгчг^г^г^г^г^г^г^г^г^г^гчг^гчгчгчгчгчгчгчгч
г^ т ^т ^
Рис. 3. Потери давления на участке между низкотемпературным сепаратором и компрессором ТДА
на ГП-1 Бованенковского НГКМ (см. рис. 1)
теплопередачи пластинчатых теплообменников УКПГ-НТС Юбилейного НГКМ также оказалась низкой: в 2015 г. среднее значение К теплообменного узла составило 670 Вт/(м2К), а в 2016-2017 гг. - 400.530 Вт/(м2К). Характерная черта эксплуатации таких аппаратов -постоянное загидрачивание, обусловливающее монотонный рост гидравлического сопротивления до 200 кПа и выше. Вследствие этого требуется часто проводить отогрев аппаратов, после чего гидравлическое сопротивление снижается, однако принимает паспортные значения (20.40 кПа) только после основательной механической чистки пластин. В ходе дальнейшей эксплуатации весь цикл роста сопротивления повторяется.
Отмечается необъяснимый пока феномен: систематическое повышение потерь давления по теплообменникам для одного цеха характерно в отношении сырого потока, а для другого - в отношении сухого (рис. 4). Так, первым по ходу движения сырого газа находится Т-201, вторым - Т-202, а для обратного (сухого) потока наоборот. Видно, насколько неустойчиво работает УКПГ-НТС: эксплуатирующий
персонал вынужден постоянно «обслуживать» теплообменные аппараты данного типа.
Причины низкой эффективности пластинчатых теплообменников
Одной из главных причин недостаточно высокой эффективности теплопередачи пластинчатых теплообменников является высокая чувствительность этих аппаратов к гидратным проявлениям. В отличие от кожухотрубных аппаратов с толстостенным трубным пучком охлаждаемый поток соприкасается с более холодной стенкой и образует гидратную пленку, снижающую теплообмен и повышающую гидравлическое сопротивление. Требуется подача метанола в больших количествах, что, однако, не позволяет достигнуть расчетных величин теплопередачи.
Повышенное гидравлическое сопротивление пластинчатых теплообменников характерно для рабочих сред с наличием механических примесей, что всегда имеет место на всех УКПГ. Зазор между пластинами в аппарате составляет 2.6 мм. Столь малые зазоры способствуют накоплению механических
3 300
и
I 250
5
а »
ё 200 -ч
150 100 50 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 о
<ч <ч <ч <ч <4 гч гч <4 <ч г^ сч
Ы Ы СП СП ю 00 ОО сК сК о о ы Ы ы
о о о о о р р о о о о р о р р о о о о р '—1 '—1 '—1 '—1
сК гч ОО о го сК сК го 00 о
0 1 2 2 1 2 0 2 0 2 0 1 0 1 2 2 0 2 0 2 0 1 0 1 го
Рис. 4. Гидропотери в теплообменниках Т-201 и Т-202 по сырому и сухому потокам на УКПГ-НТС Юбилейного НГКМ
..... Потоки: сырой сухой - — Т-201 — Т-20 — Т-202 — Т-20 1
2 ] Г
Л
/
1 / —»и 1 1 1
II У \ \г * /
"Т1 -чи» * ^» тт ЕЙ № * М »' 'з
примесей, гидратообразованию и повышенному гидравлическому сопротивлению в аппарате; необходима периодическая чистка аппарата. Отметим, что обычно в кожухотрубных теплообменниках внутренний диаметр трубок составляет 16.20 мм.
Пластинчатые теплообменники ограничены по производительности и размерам теплопе-редающей поверхности. Как отмечалось ранее, для полноценной замены одного кожухотруб-ного теплообменника на УКПГ Харасавэйского НГКМ потребуется два параллельных пластинчатых теплообменника, каждый из которых состоит из двух секций. Кроме того, потребуются фильтры тонкой очистки. При этом возникают
описанные выше дополнительные эксплуатационные проблемы.
Максимально допустимое технологическое давление в пластинчатых теплообменниках составляет 10 МПа, но большинство компаний-производителей могут выпускать теплообменники с ограничениями по давлению 4,0 МПа.
Таким образом, опыт применения пластинчатых теплообменников в качестве важнейшего элемента промысловых установок НТС - рекуперативного теплообменника - следует признать негативным. При проектировании новых УКПГ с использованием технологии НТС целесообразно и в дальнейшем ориентироваться на кожухотрубные теплообменники.
Список литературы
1. Прокопов А.В. Современное состояние технологий промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений / А.В. Прокопов, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин и др. // Вести газовой науки: Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. - № 3 (23). - С. 100-108.
2. Дунаев А.В. Особенности технологических процессов промысловой подготовки природного газа с низким конденсатным фактором / А.В. Дунаев, В.А. Истомин, А.Н. Кубанов и др. // Газовая промышленность. - 2015. - № 11. - С. 80-83.
3. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов.
Ч. 1 / В.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 74 с.
4. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов.
Ч. 2 / В.А. Истомин. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 58 с.
5. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков
и др. - М.: Недра, 1999. - 476 с.
6. Зиберт Г.К. Перспективные технологии
и оборудование для подготовки и переработки углеводородных газов и конденсата / Г.К. Зиберт. - М.: Недра, 2005. - 366 с.
7. Скобло А.И. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов,
А.И. Владимиров и др. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 677 с.
Practice of plate heat exchangers application at gas treatment units
A.N. Kubanov1*, I.I. Ismagilov2, P.P Slugin2, D.M. Fedulov1, D.N. Snezhko1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom Dobycha Nadym LLC, Bld. 1, Zvereva street, Nadym, Yamal-Nenets Autonomous District, 629730, Russian Federation
* E-mail: A_Kubanov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The experience of shell-and-tube and plate heat exchangers application at gas treatment unit of Bovanenkovskoye gas condensate field is described. It is shown that shell-and-tube devices are characterized by high heat transfer efficiency of nearly 350...500 W/(m2K), while plate heat devices demonstrate efficiency of about 300 W/(m2K), which is three to four times lower than the design feature. Also, performance of the plate heat exchangers installed on a low-temperature separation gas treatment unit at Yubileinoe field is not enough. All above plate devices are characterized by high gas pressure drops. It is recommended not to use plate-type devices as recuperative heat exchangers at commercial low-temperature gas treatment plants.
Keywords: low-temperature separation, heat transfer, plate heat exchanger, shell-and-tube exchanger.
References
1. PROKOPOV, A.V., A.N. KUBANOV, V.A. ISTOMIN et al. State-of-art technologies for gas treatment at gas-condensate fields [Sovremennoye sostoyaniye tekhnologiy promyslovoy podgotovki gaza gazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2015, no. 3(23): Issues of gas, gas-condensate and oil-and-gas-condensate fields development and operation, pp. 100-108. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. DUNAYEV, A.V., V.A. ISTOMIN, A.N. KUBANOV et al. Characteristic features of technological processes in field treatment of natural gas with low condensate factor [Osobennosti tekhnologicheskikh protsessov promyslovoy podgotovki prirodnogo gaza s nizkim kondensatnym faktorom]. Gazovaya promyshlennost. 2015, no. 11, pp. 80-83. ISSN 0016-5581. (Russ.).
3. ISTOMIN, V.A. Low-temperature processes of natural gas field processing [Nizkotemperaturnyye protsessy promyslovoy obrabotki prirodnykh gazov]. Moscow: IRTs Gazprom, 1999, pt. 1. (Russ.).
4. ISTOMIN, V.A. Low-temperature processes of natural gas field processing [Nizkotemperaturnyye protsessy promyslovoy obrabotki prirodnykh gazov]. Moscow: IRTs Gazprom, 1999, pt. 2. (Russ.).
5. GRITSENKO, A.I., V.A. ISTOMIN, A.N. KULKOV et al. Collection andfield treatment of gas at the northern fields of Russia [Sbor i promyslovaya podgotovka gaza na severnykh mestorozhdeniyakh Rossii]. Moscow: Nedra, 1999. (Russ.).
6. ZIBERT, G.K. Promising techniques and equipment for treatment and processing of hydrocarbon gases and condensate [Perspektivnyye tekhnologii i oborudovaniye dlya podgotovki i pererabotki uglevodorodnykh gazov i kondensata]. Moscow: Nedra, 2005. (Russ.).
7. SKOBLO, A.I., Yu.K. MOLOKANOV, A.I. VLADIMIROV et al. Processes and machinery in oil-gas refining and oil chemistry [Protsessy i apparaty neftegazopererabotki i neftekhimii]. 3rd ed., revised. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2000. (Russ.).
