CC BY
42
ГАЗОВАЯ ПРОмЫШЛЕННОСТЬ
ЭНЕРГАЗ: опыт подготовки и компримирования низконапорного ПНГ
К.В. Авиленко
заместитель руководителя Департамента реализации проектов
ООО «ЭНЕРГАЗ», Москва, Россия
С каждым годом проблема истощения крупных месторождений на территории РФ становится все острее, в связи с чем многократно возрастает и важность эффективного использования низконапорного газа. Специалисты группы компаний ЭНЕРГАЗ предлагают решать технологическую задачу компримирования низконапорного попутного нефтяного газа (далее — НН ПНГ) комплексно.
Ключевые слова
низконапорный газ, НН ПНГ, оборудование для газоподготовки и газоснабжения, компрессорная установка, компрессорная станция, сепарация, компримирование газа.
НИЗКОНАПОРНЫЙ ГАЗ
Понятие «низконапорный газ» (далее — ННГ) трактуется по-разному. Газовики рассматривают ННГ как природный газ на устье добывающей газовой скважины — с низким уровнем давления, недостаточным для подачи газа на компрессорную станцию или установку подготовки газа.
Нефтяники понимают под низконапорным газом попутный нефтяной газ (далее — ПНГ) с концевых ступеней сепарации нефти, не обладающий уровнем давления, необходимым для его транспортировки от установки подготовки нефти (далее — УПН) до газоперерабатывающего завода или автономного энергоцентра месторождения.
Например, у газа концевой ступени УПН Варандейского месторождения (фото 1) давление практически отсутствует, и транспортировку ПНГ здесь обеспечивает компрессорная станция низкого давления «ЭНЕРГАЗ» (фото 2).
Понятие ННГ не сводится только к уровню давления газа как важному фактору
добычи. Эксперты предлагают и иные варианты определений ННГ. Так, к низконапорным промысловым газам относят запасы газовых и газоконденсатных месторождений, промышленное использование которых при глубоком компримировании и магистральном транспорте становится экономически нерентабельно.
Более емким видится определение, привязанное одновременно к экономическому и к техническому аспектам. Низконапорный газ — это газ, присутствующий в технологических схемах разработки, добычи и переработки продукции месторождений, вовлечение которого в промышленный оборот достигается решением специальных технических задач и дополнительными затратами.
проблема обозначена
Проблема добычи и использования ННГ состоит в следующем. Давление газа в пласте снижается по мере его выработки. И возникает момент, когда давления газа,
поступающего из скважин, недостаточно для его подачи в газопроводы без проведения подготовительных мероприятий. Из-за весомых затрат дальнейшее использование ННГ становится нерентабельным по совокупной цене добычи, газоподготовки и доставки к конечному потребителю. При этом в категорию «низконапорного» попадает 15-20% запасов природного газа, доступного к добыче.
По мере истощения крупных месторождений важность задачи эффективного использования ННГ значительно возрастает. По экспертным данным, объем ННГ на выработанных газовых месторождениях только в Западной Сибири исчисляется триллионами кубометров. По разрабатываемым месторождениям Ямало-Ненецкого АО объемы ННГ превышают 2 трлн м3, а в целом по автономному округу составляют более 5 трлн м3.
Аналогичная ситуация возникает с попутным нефтяным газом, когда при дегазации и сепарировании нефти в эту категорию попадают значительные объемы ПНГ — ценного углеводородного сырья. К примеру, если 11 лет назад (2007 год) на Вынгапуровском месторождении остаток НН ПНГ оценивался в объеме 90 млрд м3, то на Медвежьем (к 2020 году) прогнозируется 310 млрд м3. Проблема станет повсеместной уже к 2025 году.
Ситуацию обостряет увеличение доли так называемого «жирного» газа в общем объеме добычи. За метановым «сухим» газом пока сохраняется преимущество, так как для его использования не требуются специальные системы по выделению этан-, пропан-, бутановых и более тяжелых фракций. По этой причине вопрос дальнейшего использования тяжелых компонентов ПНГ остро не стоит. Но уже к 2030 году около половины добываемого газа будет «жирным». Переориентация на добычу «жирного» газа выдвигает новый приоритет — переоснащение промыслов для подготовки к транспортировке и переработке газового конденсата — важного сырья для газохимии.
Но эта проблема требует отдельного рассмотрения. Мы же вернемся к теме НН ПНГ.
ИСПОЛЬЗОВАТЬ МАКСИМАЛЬНО
Процесс разгазирования нефти может начинаться уже в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин. При движении продукции из скважин по нефтегазопроводам также происходит выделение ПНГ. В итоге, поток пластовой нефти переходит из однофазного состояния в двухфазное — разгазиро-ванная нефть и попутный нефтяной газ. Это происходит по причине падения давления и изменения температуры пластовой жидкости.
Однако совместное хранение или транспортировка нефти и ПНГ экономически нецелесообразны. Объем выделяемого газа в несколько раз превышает объем жидкости. Совместная обработка нефти и ПНГ потребовала бы использования емкостного оборудования и трубопроводов значительно больших размеров. Поэтому на объектах добычи и подготовки нефтегазовый поток разделяют на два — нефтяной и газовый. Разделение потока происходит в специальных аппаратах — сепараторах, где создаются условия для максимально эффективного выделения ПНГ из нефти.
Выделяемый газ нуждается в подготовке на специальном технологическом
Фото 1-2 — Варандейское месторождение (ЛУКОЙЛ-Коми). Установка подготовки нефти и компрессорная станция низкого давления «ЭНЕРГАЗ»
Фото 3 — ГТЭС Ватьеганского месторождения работает на попутном газе
Фото 4 — Вакуумная компрессорная установка «ЭНЕРГАЗ» на ДНС-1 Вынгапуровского месторождения (Газпромнефть-ННГ)
оборудовании. Подготовка ПНГ — это комплекс мероприятий: осушка, удаление механических примесей, сероочистка, отбензи-нивание (извлечение жидких углеводородов С3+выше), удаление негорючих компонентов газа (азот, двуокись углерода), охлаждение, компримирование.
Предварительно подготовленный
ПНГ обычно распределяется следующим образом. Часть идет на нужды промысла — подается на подогреватели нефти, применяется в качестве топлива для газопоршневых или газотурбинных электростанций (фото 3), котельных. Часть транспортируется потребителям, к примеру, на газоперерабатывающий завод для получения продуктов газохимии (если завод находится в районе добычи нефти). Используется
и капельной влаги. И, ко всему прочему, его надо компримировать.
Таким образом, рациональное использование ПНГ последних ступеней сепарации требует дополнительной инфраструктуры для сбора и подготовки, что повышает себестоимость газа и снижает рентабельность. Поэтому ряд компаний не шли на эти затраты и вынужденно самоустранялись от утилизации НН ПНГ.
Ситуация изменилась после января 2009 года, когда правительство ввело жесткий норматив, согласно которому утилизации должно подвергаться 95% всего ПНГ. Вопрос о том, сжигать или не сжигать попутный газ на факелах, решен в России окончательно и бесповоротно. Сжигать ПНГ стало накладно. И срабатывают не только экономические санкции (таб. 1). Ценится и экологическая репутация нефтяных компаний.
Год 2012 2013 2014 2020
Повышающий коэффициент
4,5
12
25
100
ПНГ и для обратной закачки в пласт для повышения нефтеотдачи (система «газлифт»).
Еще вчера эта схема сводилась к использованию ПНГ 1-ой ступени сепарации. ПНГ 2-ой и последующих ступеней, как правило, сжигался на факелах, так как газ с последних ступеней более сложен в подготовке.
Такой ПНГ по плотности и содержанию компонентов С значительно «тяжелее»
3+выше
газа 1-ой ступени. Например, плотность газа 2-ой ступени может превышать 1700 г/м3, а содержание С3+выше — 1000 г/м3. Соответственно, количество выпадающего конденсата в газопроводах ПНГ 2-ой и последующих ступеней гораздо больше, чем те же показатели в газопроводах ПНГ 1-ой ступени сепарации. Газ концевых ступеней отличается высоким содержанием механических примесей
Рисунок — Макет компоновки КУ с входным фильтром-скруббером
Таб. 1 — Повышающие коэффициенты к плате за сверхнормативное сжигание ПНГ
При снижении добычи нефти результативное использование ПНГ приобретает особый вес. Учитывая, что НН ПНГ занимает значительную долю в потерях попутного газа, нефтегазодобывающие компании внедряют современные технологии его утилизации. Многие уже убедились в верности своего стратегического выбора.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОБЕСПЕЧИТ ЭНЕРГАЗ
Итак, ПНГ со 2-ой и последующих ступеней сепарации нефти является низконапорным. Его собственное давление не превышает 0,4-0,5 МПа изб. и не позволяет транспортировать ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или подавать его в трубопровод до головной компрессорной станции, направляющей газ стороннему потребителю.
В этой ситуации технологическая задача компримирования НН ПНГ решается комплексно. Месторождения оснащаются так называемыми «малыми» компрессорными станциями (далее — КС) или компрессорными станциями низких ступеней сепарации (далее — СКНС), основу которых составляют компрессорные установки (далее — КУ) низкого давления. Когда же давление газа близко к вакууму (от -0,05 до 0,01 МПа изб.), на КС и СКНС применяются вакуумные компрессорные установки (фото 4).
Надежная работа КУ обеспечивается специальными инженерными решениями с учетом состава и качества газа, условий эксплуатации и индивидуальных проектных требований. Начиная с 2007 года такой опыт накоплен в Группе ЭНЕРГАЗ, специализирующейся на технологических проектах комплексной газоподготовки. Инженеры ЭНЕР-ГАЗа тщательно учитывают все особенности компримирования НН ПНГ, используя, как правило, установки на базе винтовых масло-заполненных компрессоров.
инженерные решения
Назовем основные факторы, осложняющие процесс компримирования низконапорного ПНГ, и рассмотрим решения этих проблем.
Фото 5 — Адсорбционный осушитель газа на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения (РуссНефть)
Необходимость доочистки. Несмотря на то, что в компрессорную установку поступает уже подготовленный газ, содержание в нем механических примесей и капельной влаги не соответствует условиям нормальной эксплуатации высокоэффективных агрегатов и не позволяет достигнуть на выходе установленных проектных параметров по чистоте. Поэтому возможности основных элементов системы фильтрации КУ (газомасляного сепаратора и коалесцентных фильтров) расширяются за счет дополнительной комплектации:
• на входе газа устанавливается двухступенчатый фильтр-скруббер (рисунок), оснащенный системой автоматического дренажа конденсата;
• на выходе из КУ ставят дополнительные
фильтры тонкой очистки газа. Они, как и скруббер, встраиваются в существующий блок-модуль, что обеспечивает компактное размещение оборудования;
• в технологическую схему установки может включаться узел осушки газа;
• в особых случаях вместе с КУ могут также поставляться компактные адсорбционные, абсорбционные или рефрижераторные осушители газа в отдельном укрытии (фото 5).
Риск образования конденсата. Работа компрессорных установок на тяжелом (жирном) газе в процессе компримирования всегда сопровождается риском конденса-тообразования внутри системы. Возникает две проблемы: 1) растворение в масле большого количества углеводородов, ведущее к
Фото 6 — Компрессорная станция ангарного (внутрицехового) типа для ГТЭС Восточно-Мессояхского месторождения
повышенному насыщению масла газоконденсатом, снижению кинематической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслобаке; 2) образование конденсата в рабочих ячейках компрессора, которое приводит к увеличению потребления мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие одного килограмма газа. Задача решается следующим способом:
• проводится детальный анализ компонентного состава газа и расчеты в специализированном программном обеспечении, создающем теоретическую модель поведения газа при определенных условиях (температуре и давлении). Это дает возможность определить оптимальные параметры рабочих температур масла и газа, которые позволяют вести рабочие процессы в газовом контуре КУ вне зоны кондесатообразования;
• в маслосистеме КУ используется специальное более вязкое масло, имеющее повышенную устойчивость к насыщению тяжелыми углеводородами.
Негативное влияние крайне низкого давления, близкого к вакууму. Компримирова-ние газа с давлением, близким к вакууму (от -0,05 МПа изб.), влечет следующие проблемы: 1) возникает большая разница в давлении на входе и на выходе КУ, вследствие чего давление газа, имеющееся в установке, сбрасывается не только через сбросовую свечу, но и через входной трубопровод. При этом происходит «унос» масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер; 2) под действием вакуума в компрессорную установку может поступать воздух, что увеличивает взрывоо-пасность технологического процесса. Применяемые решения:
• оснащение системы входных клапанов КУ модернизированными быстродействующими клапанами с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет отсекать входной трубопровод от основной магистрали;
• комплектация КУ системой обнаружения кислорода с датчиком, определяющим его содержание в компримируемом газе.
Изменение характеристик исходного газа. По своему составу ПНГ нестабилен. А по условиям некоторых проектов компрессорные установки вообще компримируют смешанный попутный газ, поступающий с разных объектов добывающего комплекса. Соответственно, основные его параметры (состав, плотность, давление, температура точки росы, теплотворная способность) могут меняться. Также изменяются параметры исходного газа, поступающего с одного объекта, - в силу климатических изменений, истощения запасов углеводородов, обводненности скважин и т.д. Чтобы контролировать этот процесс (и затем, при необходимости, варьировать эксплуатационные характеристики КУ), компрессорные установки могут оснащаться следующим дополнительным оборудованием:
• потоковый хроматограф с устройством отбора проб для определения состава и теплотворной способности газа;
• потоковый измеритель температуры точки росы газа по воде и углеводородам (с устройством отбора проб);
• замерное устройство расхода комприми-руемого газа.
Регион месторождение Объект Кол-во
КУ
Назначение установок Давление ПНГ на входе, мПа (изб.)
Ханты-Мансийский АО Северо-Лабатьюганское ДНС-3 2 транспортировка газа -0,02
Республика Саха (Якутия) Талаканское ЦПС 1 транспортировка газа -0,02
Республика Саха (Якутия) Талаканское ДНС-2 1 транспортировка газа -0,02
Ханты-Мансийский АО Алехинское ЦПС 4 транспортировка газа 0
Ханты-Мансийский АО Федоровское ЦППН 2 транспортировка газа 0
Ханты-Мансийский АО Западно-Сургутское ЦКПН 2 транспортировка газа 0
Ханты-Мансийский АО Лянторское ЦППН 2 транспортировка газа 0
Ненецкий АО Варандейское УПН 3 транспортировка газа 0
Ямало-Ненецкий АО Вынгапуровское ЦПС (ДНС-3) 2 транспортировка газа 0,001
Ямало-Ненецкий АО Вынгапуровское ДНС-1 1 транспортировка газа 0,001
Ямало-Ненецкий АО Еты-Пуровское ДНС-2 1 транспортировка газа 0,001
Ямало-Ненецкий АО Вынгаяхинское ЦППН 1 транспортировка газа 0,001
Ханты-Мансийский АО Советское УПСВ-3 1 транспортировка газа 0,001
Ханты-Мансийский АО Советское УПСВ-9 1 транспортировка газа 0,001
Ханты-Мансийский АО Вахское УПСВ-4 1 транспортировка газа 0,001
Ханты-Мансийский АО Вахское УПСВ-5 1 транспортировка газа 0,001
Ханты-Мансийский АО Рогожниковское УКПГ (ЦПС) 1 транспортировка газа 0,02
Ханты-Мансийский АО Конитлорское ДНС-1 2 транспортировка газа 0,1
Ханты-Мансийский АО Конитлорское ДНС-2 3 транспортировка газа 0,1
Ханты-Мансийский АО Федоровское ЦППН 2 транспортировка газа 0,1
Республика Беларусь Речицкое КС 2 транспортировка газа 0,1
Ямало-Ненецкий АО м/р Большехетской впадины ТСЖУ 1 транспортировка газа 0,1
Ханты-Мансийский АО Быстринское УПСВ-2 2 транспортировка газа 0,15
Ханты-Мансийский АО Ватьёганское ЭСН (ГТЭС-72) 4 газоснабжение турбин 0,15
Томская область Игольско-Таловое ЭСН (ГТЭС-12) 2 газоснабжение турбин 0,17
Ханты-Мансийский АО Северо-Лабатьюганское ЭСН (ГТЭС-36) 6 газоснабжение турбин 0,2
Ханты-Мансийский АО Рогожниковское ЭСН (ГТЭС №1) 1 газоснабжение турбин 0,2
Ханты-Мансийский АО Ай-Пимское ДНС 4 транспортировка газа 0,2
Ямало-Ненецкий АО Восточно-Мессояхское ЭСН (ГТЭС-84) 4 газоснабжение турбин 0,2
Тюменская область Южно-Нюрымское ЭСН (ГТЭС-8) 2 газоснабжение турбин 0,2
Ханты-Мансийский АО Ульяновское КС 2 транспортировка газа 0,25
Ханты-Мансийский АО Западно-Могутлорское ЦПС 1 транспортировка газа 0,25
Ханты-Мансийский АО Западно-Чигоринское ЭСН (ГТЭС-12) 3 газоснабжение турбин 0,3
Ямало-Ненецкий АО Верхне-Надымское ЭСН (ГТЭС-24) 3 газоснабжение турбин 0,3
Ханты-Мансийский АО Рогожниковское ЭСН (ГТЭС №2) 3 газоснабжение турбин 0,3
Ханты-Мансийский АО Биттемское КС 3 транспортировка газа 0,3
Ханты-Мансийский АО Мурьяунское КС 3 транспортировка газа 0,3
Ненецкий АО Южно-Хыльчуюское ЭСН (ГТЭС-125) 4 газоснабжение турбин 0,35
Ханты-Мансийский АО Тевлинско-Русскинское ЭСН (ГТЭС-48) 3 газоснабжение турбин 0,35
Ямало-Ненецкий АО Пякяхинское УПН и КСУ 1 транспортировка газа 0,39
Ханты-Мансийский АО Конитлорское ЭСН (ГТЭС-24) 3 газоснабжение турбин 0,4
Ханты-Мансийский АО Западно-Камынское ЭСН (ГТЭС-24) 3 газоснабжение турбин 0,4
Ханты-Мансийский АО Мурьяунское ЭСН (ГТЭС-24) 3 газоснабжение турбин 0,4
Ханты-Мансийский АО Юкъяунское ЭСН (ГТЭС-36) 3 газоснабжение турбин 0,4
Ханты-Мансийский АО Северо-Лабатьюганское ЭСН (ГТЭС-24) 3 газоснабжение турбин 0,4
Ханты-Мансийский АО Тромъеганское ЭСН (ГТЭС-12) 3 газоснабжение турбин 0,4
Республика Саха (Якутия) Талаканское ЭСН (ГТЭС-144) 6 газоснабжение турбин 0,4
Ханты-Мансийский АО Рогожниковское ЭСН (ГТЭС №1) 3 газоснабжение турбин 0,4
Новосибирская область Верх-Тарское ЭСН (ГТЭС-10,4) 2 газоснабжение турбин 0,4
Таб. 2 — Компрессорные установки от компании ЭНЕРГАЗ, перекачивающие низконапорный ПНГ с давлением до 0,4 МПа изб. 62 Экспозиция НЕфть газ апрель 2 (62) 2018
Тяжелые условия эксплуатации. Нередко компримирование низконапорного ПНГ проходит в тяжелых условиях: 1) климатические условия, когда минимальная температура воздуха достигает минус 60°С, а средняя температура наиболее холодной пятидневки -минус 50°С; 2) особенности состава газа - например, высокое содержание сероводорода; 3) удаленность (труднодоступность) объектов, что осложняет техническое обслуживание и контроль за ходом эксплуатации оборудования. Поэтому на практике применяются следующие решения:
• выбор варианта исполнения КУ: внутрицеховое (фото 6), контейнерное, арктическое (фото 7);
• модернизация маслосистемы и применение масел нового поколения;
• использование специальных сплавов и антикоррозийных материалов при производстве компрессорных установок;
• оснащение КУ устройством плавного пуска двигателя;
• резервирование некоторых элементов и узлов оборудования (например, сдвоенные фильтры маслосистемы или насосы систем смазки и охлаждения), особенно, когда компрессорные станции эксплуатируются без резервной установки.
РЕАЛИЗОВАННЫЕ ПРОЕКТЫ
Начиная с 2007 года ЭНЕРГАЗ поставил и ввел в эксплуатацию 275 технологических установок подготовки и компримирования газа. В электроэнергетике они работают на 171 энергоблоке суммарной мощностью 6 290 МВт, в нефтегазовой отрасли — подготавливают попутный нефтяной и природный газ на 43 месторождениях.
Компрессорные установки «ЭНЕРГАЗ» функционируют на следующих объектах добывающего комплекса: энергоцентры собственных нужд (ЭСН) на базе ГТЭС и ГТУ-ТЭЦ цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) цеха контрольной проверки нефти (ЦКПН) дожимные насосные станции (ДНС); установки подготовки нефти (УПН); центральные пункты сбора нефти (ЦПС); концевые сепара-ционные установки (КСУ); центральные перекачивающие станции; транспортные системы жидких углеводородов (ТСЖУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ); установки деэтанизации конденсата (УДК); установки комплексной подготовки газа (УКПГ).
В Группе ЭНЕРГАЗ постоянно наращивается уникальный опыт реализации проектов по компримированию низконапорного ПНГ. Их география - от Республики Беларусь (фото 8) до Крайнего Севера и Республики Саха. На сегодня в таких специализированных проектах задействовано 117 компрессорных установок (таб. 2), еще 11 КУ готовятся к вводу в работу.
105082, москва, ул. Б. Почтовая, 55/59, стр. 1 Тел.: +7 (495) 589-36-61 Факс: +7 (495) 589-36-60 info@energas.ru www.energas.ru
Фото 7 — КУ в арктическом исполнении компримируют НН ПНГ в составе СКНС Северо-Лабатьюганского м/р (Сургутнефтегаз)
Производственная практика убеждает нас: для рационального применения ПНГ в максимально возможных объемах требуются не только целенаправленные усилия государства, общества и бизнеса, но и слаженная работа профессионального сообщества — нефтяников, проектировщиков, производителей оборудования.
Фото 8 - Оснащение Речицкого месторождения в Беларуси компрессорными установками низкого давления позволило завершить Республиканскую программу по утилизации ПНГ
