CC BY
20УДК 621.565
Особенности эксплуатации установок с винтовыми маслозаполненными компрессорами на газе повышенной плотности
© И В. Автономова1, А.Ю. Шур2
1МГТУ им. Н.Э. Баумана, Москва, 105005, Россия 2ООО «БелгородЭНЕРГАЗ», Белгород, 308007, Россия
Для сбора и транспортировки попутного нефтяного газа наряду с другими установками широко используются установки с винтовыми маслозаполненными компрессорами. Рассматриваются особенности эксплуатации этих установок на тяжелом газе в холодных климатических условиях: влияние образования конденсата в рабочих ячейках компрессора на потребляемую мощность и нарушение циркуляции масла в системе во время запуска компрессорной установки при отрицательных температурах (ниже минус 10 °С). Решить эти проблемы позволило увеличение температуры масла от 55 °С и температуры газа от 85 до 75 и 105 °С соответственно, а также использование масла с более высоким индексом вязкости и отвод тепла из маслоотделителя для обогрева аппаратов воздушного охлаждения.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, тяжелые фракции газа, растворимость газа в масле, конденсация газа, индикаторная диаграмма, мощность, вязкость, жидкостный теплообменник, аппарат воздушного охлаждения, эксплуатация компрессорной установки при крайне низком входном давлении.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) — это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных месторождений. По оценкам специалистов, объемы добываемого сегодня ПНГ в России превышают 60 млрд м3. Этот газ необходимо собрать и подать в транспортный газопровод. Одна из таких задач была решена специалистами компании «Энергаз» на Алехинском месторождении (Тюменская область).
Станция концевая низких ступеней сепарации (СКНС) Алехинско-го нефтяного месторождения была оснащена пятью дожимными компрессорными установками (ДКУ) Епегрг^еС; типа EGS-S-650/1500WA единичной производительностью до 7000 нм3/ч, которые осуществляют очистку и сжатие ПНГ, поступающего из концевой ступени СКНС при давлении 0,01 МПа, до давления нагнетания 1,7 МПа. Для того чтобы использовать ДКУ при заданном входном давлении, инженеры компании Епегрго]ес1 SA модернизировали входные клапаны ДКУ так, чтобы при аварийном останове компрессорной установки не происходил выброс масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер.
При эксплуатации данных установок компания «Энергаз» столкнулась с двумя проблемами:
• образованием конденсата при сжатии ПНГ,
• нарушением циркуляции масла в компрессорных установках при отрицательных температурах (ниже -10 °С).
Газ, который поступает из цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН), имеет плотность более 1,3 кг/м3, т.е. в компрессорных установках сжимается так называемый тяжелый газ. Характерной особенностью этого газа является повышенная растворимость в масле.
В маслоотделителе, который работает при выходном давлении рк = 1,7 МПа (рис. 1, а), большое количество газа, особенно тяжелых фракций, растворяется в масле. Масло из маслоотделителя подается в рабочие ячейки сжатия маслозаполненных винтовых компрессоров. В рабочих ячейках давление ниже давления внутреннего сжатия р2, и газ начинает выходить из масла в объем рабочих ячеек, что ведет к увеличению давления в них и к увеличению давления внутреннего сжатия до величины р'2. При этом уменьшаются затраты мощности на внешнее сжатие и на сжатие 1 кг газа в компрессоре (на рис. 1, а заштрихованная площадь пропорциональна экономии энергии на сжатие одного килограмма газа).
Рис. 1. Теоретические индикаторные диаграммы винтового маслозаполнен-
ного компрессора:
а — без конденсации газа в рабочих ячейках; б — при конденсации газа в рабочих
ячейках
Однако если температура газа в рабочих ячейках будет ниже температуры конденсации каких-либо фракций газа, то они начнут конденсироваться в рабочих ячейках. Конденсат занимает меньший объем, нежели газ, и конденсация газа приводит к уменьшению давления в рабочих ячейках, уменьшению давления внутреннего сжатия от величины р2 до р' (рис. 1, б). Это ведет к увеличению затрат
мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие 1 кг газа в винтовых маслозаполненных компрессорах (на рис. 1, б заштрихованная площадь пропорциональна увеличению мощности на сжатие газа).
Кроме того, растворение газа в маслоотделителе приводит к снижению кинематической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслоотделителе.
Чтобы избежать этого, на Алехинском месторождении установки работают на смешанном газе и при более высоком уровне температур. Низконапорный ПНГ, поступающий с СКНС, смешивается с более легким попутным газом других месторождений, поступающим после первой ступени сепарации. Тем самым достигается плотность смешанного газа не более 1,2...1,3 кг/м3. Протокол состава газа, сжимаемого компрессорами на Алехинском нефтяном месторождении, приведен в табл. 1.
Таблица 1
Протокол состава газа Алехинского нефтяного месторождения
Наименование определяемых Нормативный документ на метод Единица Результат
показателей измерения испытания
Место отбора на нагнетании КУ-3
Компонентный состав
Метан %об. 48,92
Этан %об. 12,36
Изобутан %об. 3,98
Н-бутан %об. 7,73
Изопентан ГОСТ %об. 1,33
Н-пентан 23781—87 %об. 1,34
Сумма гексанов %об. 0,66
Углекислый газ %об. 1,39
Азот %об. 0,73
Кислород %об. 0,00
Всего %об. 100,00
Молярная масса г/моль 31,19
Плотность газа при 20 °С, 101,325 кПа кг/м3 1,3206
Теплота сгорания низшая, при 20 °С, 101,325 кПа ГОСТ 22667—82 ккал/м3 14492
Окончание таблицы 1
Наименование определяемых показателей Нормативный документ на метод Единица измерения Результат испытания
Теплота сгорания высшая, при 20 °С 101,325 кПа ГОСТ 22667—82 ккал/м3 15829
Содержание С3+ г/м3 796,38
Содержание С5+ г/м3 105,65
Температура газа °С 104
Давление газа МПа 1,13
Для того чтобы предотвратить конденсацию газа в рабочих ячейках компрессора и маслоотделителя было предложено расширить диапазон рабочих температур масла и газа. Начальные настройки рабочих параметров компрессорной установки были следующими: температура масла 55 °С, температура газа 85 °С. Данные рабочие температуры не позволяли избежать образования конденсата даже при сжатии смешенного газа. После проведения расчетов и экспериментов было принято решение о повышении рабочих температур компрессорной установки: температура масла 75 °С, температура газа 105 °С. Для сохранения работоспособности компрессорных установок потребовалась замена масла Mobil Glycoil MG11 на MG22 с повышенным индексом вязкости.
Дальнейшая эксплуатация компрессорных установок подтвердила правильность принятого решения, поскольку оно привело к модернизации системы охлаждения компрессорных установок.
Замена масла MG11 на MG22 привела к нарушению циркуляции масла в системе во время запуска компрессорной установки при отрицательных температурах (ниже -10 °С) после длительной стоянки. Это происходит из-за того, что масло, оставшееся в выносном аппарате воздушного охлаждения (АВО), сильно охлаждается и его вязкость резко возрастает. Чтобы этого избежать, во время пуска компрессорной установки масло в АВО предложено подогревать теплом, забираемым из маслоотделителя. В период пуска масло перемещается маслонасосом по малому кольцу и нагревается электрическим подогревателем в маслоотделителе (так называемый горячий пуск) и за счет трения и сопротивления в тубах. Для нормальной работы это тепло необходимо отводить в АВО, но масло туда не поступает, так как необходимо большое усилие, чтобы выдавить густое масло из АВО. Тогда было предложено тепло из маслоотделителя отводить жидкостью и эту жидкость использовать для обогрева АВО.
Чтобы достичь этого, было решено установить дополнительные элементы системы теплообмена (рис. 2): жидкостный теплообменник 1 в маслобаке; насос 2 циркуляции жидкости; жидкостный радиатор 3 для обогрева АВО; вентилятор 4 принудительной циркуляции воздуха; воздуховод 5; мембранный расширительный бак 6 для жидкости; соединительные трубопроводы 7 и приборы КИПиА.
Рис. 2. Компоновка компрессорной установки: 1 — жидкостный теплообменник; 2 — насос жидкости; 3 — жидкостный радиатор; 4 — вентилятор; 5 — воздуховод; 6 — мембранный расширительный бак для жидкости; 7 — соединительные трубопроводы
В качестве жидкости применялся раствор гликоля с концентрацией, обеспечивающей незамерзание жидкости до температуры -45 °С. Также можно применять в качестве жидкости тосол.
Таким образом, в период пуска компрессорной установки (это 20.25 мин) тепло, которое передается маслу, забирается гликолем в жидкостном теплообменнике 1. Насосом 2 разогретый гликоль подается в жидкостный радиатор 3. Радиатор принудительно обдувается воздухом, который подает вентилятор 4. Разогретый воздух по воздуховоду 5 подается в АВО и нагревает масло в нем, обеспечивая необходимую для начала нормальной работы компрессорной установки температуру масла в АВО.
Опыт создания данной компрессорной станции показал, что компания «Энергаз» предлагает в каждом конкретном случае индивиду-
альные технические решения, разработанные по требованиям заказчика с учетом особенностей эксплуатации установок. Индивидуальный подход позволяет добиться максимальной эффективности и надежности при эксплуатации газодожимного оборудования. При сжатии тяжелого газа (газа высокой плотности) предлагается повышать температуру масла на впрыске в рабочие ячейки, температуру газомасляной смеси на нагнетании для того, чтобы избежать конденсации газа в рабочих ячейках. Одновременно следует использовать для смазки компрессора масло более высокой вязкости, подогревать масло в АВО в период пуска компрессора после длительной стоянки при низких температурах.
Статья поступила в редакцию 31.05.2013
Ссылку на эту статью просим оформлять следующим образом:
Автономова И.В., Шур А.Ю. Особенности эксплуатации установок с винтовыми маслозаполненными компрессорами на газе повышенной плотности. Инженерный журнал: наука и инновации, 2013, вып. 5. URL: http://engjournal.ru/catalog/ machin/vacuum/749. html
Автономова Инна Владиславовна родилась в 1938 г., окончила МВТУ им. Н.Э. Баумана в 1961 г. Канд. техн. наук, доцент кафедры «Вакуумная и компрессорная техника» МГТУ им. Н.Э. Баумана. Автор 4 книг, 13 авторских свидетельств и изобретений, более 60 научных работ в области вакуумной и компрессорной техники. e-mail: e5-kafedra@yandex.ru
Шур Алексей Юрьевич родился в 1978 г., окончил Новочеркасский государственный технический университет в 2000 г. В 2008 г. возглавил ООО «Сургут-ЭНЕРГАЗ» — дочернее предприятие компании «ЭНЕРГАЗ», которая является лидером на российском рынке поставок газодожимного компрессорного оборудования. С 2011 г. — генеральный директор ООО «БелгородЭНЕРГАЗ».
* Шершнев О.В. Применение ДКУ Бпегрго]ес1 при утилизации попутного нефтяного газа в качестве топлива для ГТЭС. Специализированный информационно-технический журнал «Турбины и дизели», 2011, № 5, с. 16-19.
