CC BY
19ПОПУТНЫЙ ГАЗ
УДК 665.612.2
с.г. Ронжина, ведущий инженер отдела автоматизации и метрологии, ОАО «РИТЭК»;
А.п. палий, заместитель генерального директора - директор ТПП «РИТЭКБелоярскнефть»
решение проблемы
энергообеспеченности
месторождений
ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК») уделяет особое внимание решению проблемы утилизации нефтяного попутного газа за счет применения различных способов его использования. Именно это позволит Компании обеспечить в 2012 г. уровень утилизации газа не менее 95%. Сочетание различных методов закачки и строительство газопоршневых электростанций для выработки электроэнергии позволяет ОАО «РИТЭК» добиваться ежегодного увеличения объема использования попутного газа.
Ханты-Мансийский автономный округ является ведущим нефтедобывающим регионом России. Он расположен между 58 и 62 градусами северной широты, с севера на юг округ простирается на 900 км, с запада на восток - на 1400 км, основную часть территории занимает сильно заболоченная тайга, среди болот и лесов расположено более 25 тысяч озер. Климат округа характеризуется быстрой сменой погодных условий, зима суровая и продолжительная, лето короткое. Такие особенности географического положения округа приводят к следующим трудностям при обустройстве месторождений:
• удаленность объектов от дорог с твердым покрытием позволяет завозить оборудование, нефтепродукты лишь в период навигации или по зимним автодорогам;
• удаленность от централизованных сетей электроснабжения заставляет искать пути выработки собственной электроэнергии.
Энергетическое направление использования попутного нефтяного газа доминирует. Попутный газ - топливо высококалорийное и экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всем мире существует практика его использования для выработки электроэнергии для промысловых нужд.
ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ГПЭС
О вопросе использования нефтяного попутного газа (НПГ) много говорят и пишут. Специфика добычи попутного газа заключается в том, что он, как и следует из названия, является побочным продуктом нефтедобычи. Неполное использование попутного газа связано с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Основным и наиболее эффективным способом утилизации НПГ является строительство газопоршневых или газотурбинных электростанций. На большинстве месторождений также требуется строительство современных установок подготовки газа. Электростанций, способных работать без подготовки газа, без значительной, фатальной потери моторесурса на рынке не существует.
Для решения вопросов по утилизации попутного нефтяного газа перед специалистами Управления добычи нефти и газа ОАО «РИТЭК» была поставлена задача обеспечить нормируемый отбор продукта с целью его дальнейшей подачи на ГПЭС.
Разработана принципиальная схема блочной установки, обеспечивающей
отделение от газа капельной жидкости и его подачу на ГПЭС с заданным давлением и расходом. При этом избыток газа сбрасывается в нефтесборные сети.
Установка для нормированного отбора нефтяного попутного газа (далее -Установка) изготовлена ОАО «АК «ОЗНА» и смонтирована на кустовой площадке №1 Галяновского месторождения ТПП «РИТЭКБелоярскнефть». Эксплуатация данного объекта ведется по схеме, приведенной на рисунке 1.
С ноября 2009 г. установка принята в эксплуатацию. В настоящее время газопоршневые электростанции в составе 2 ед. работают устойчиво. Потребление дизельного топлива для энергоснабжения кустовой площадки прекращено. Производитель газопоршневых электростанций - ЗАО «Рыбинсккомплекс». Номинальные характеристики АГП:
• мощность - 350 кВт;
• ток - 630 А;
• удельный расход топлива - 125,2 м3/ч;
• давление газа на входе - 3 кгс/см2. Фактически с помощью ГПЭС утилизируется 25% добываемого на объекте газа со средним расходом 44 нм3/час. Загрузка ГПЭС составляет 40-50%. Неполная загруженность ГПЭС связана с недостатком потребителей электроэнергии. Средняя мощность - 130 кВт.
на правах рекламы
Требования к качеству топлива, подаваемого на ГПЭС, следующие:
• минимальное содержание метана -20% (факт - 63,2%);
• максимальное содержание сероводорода - 4% (факт - 0%);
• максимальное содержание азота -30% (факт - 5%).
По компонентному составу добываемый попутный газ Галяновского месторождения требуемым нормам соответствует. При работе станций на НПГ требуется его обязательная подготовка. На входном газопроводе ГПЭС предусмотрена система редуцирования. При снижении давления НПГ происходит выпадение конденсата на мембраны системы. Использование двух единиц ГПЭС и установление оптимального графика проведения технического обслуживания позволило решить эту проблему.
установка для нормированного отбора нефтяного попутного газа
Предлагаемая Установка предназначена для автоматизированного отбора и регулирования расхода нефтяного попутного газа, сепарируемого из газо-
рис. 1. технологическая схема обвязки скважин кустовой площадки №1 Галяновского месторождения
жидкостной смеси отдельной скважины (или группы скважин).
Известно использование ресиверов для компенсации перебоев подачи газа и гашения пульсаций давления. Однако они не обеспечивают подачу газа с постоянным давлением и не предусматривают поэтапного отделения капельной жидкости.
Для успешного решения поставленной задачи - обеспечения стабильной подачи качественно сепарированного газа потребителям в известной измерительной установке, включающей двухкамерный сепаратор, уровнемер и расходомеры, - исключена заслонка регулирования расхода газа, установлены регулятор давления газа непрерывного
www.zavodlit.ru
ПОПУТНЫЙ ГАЗ
рис. 2. Cхема установки для нормированного отбора нефтяного попутного газа
действия и задвижка с электроприводом, соединенная с уровнемером для постоянного сброса водонефтяной смеси. Между выходом сепаратора и расходомером установлены двухкамерный ресивер газа высокого давления и фильтры.
Применение предложенной конструкции установки позволяет стабилизировать давление газа на ее выходе за счет непрерывного и плавного регулирования уровня жидкости в сепараторе и использования ресивера с системой управления, обеспечивающей подачу газа потребителю с постоянным давлением и нормированным расходом за данный период времени при прерывании его подачи на вход установки.
На рисунке 2 представлена схема установки.
Установка состоит из двухкамерного газожидкостного сепаратора 1 и двухкамерного газового сепаратора - ресивера 2 вместимостью по 4400 л. Камеры сепараторов выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.
Верхняя камера газожидкостного сепаратора 1 оборудована вертикальным входным циклоном, горизонтальным вихревым циклоном, струйным каплеу-ловителем, предохранительным клапаном для сброса газа и показывающим манометром. Нижняя камера оборудована полками (желобами) для стока жидкости и поплавковым устройством.
В нижней камере монтируется датчик уровня жидкости.
На трубопроводе, отводящем газ из верхней камеры, смонтирован обратный клапан. Нижняя камера газового сепаратора (ресивера) 2 оборудована вертикальным входным циклоном и каплеотбойниками. Верхняя камера ресивера оборудована горизонтальным вихревым циклоном и струйным каплеуловителем. На ней монтируются показывающий манометр 3, измерительный преобразователь (датчик) давления 4, датчик температуры 5 и карман для стеклянного термометра.
В нижней части сепаратора монтируется преобразователь гидростатического давления столба жидкости 6, также используемый в качестве датчика уровня жидкости. Для сброса жидкости в нефтесборный коллектор предусмотрен трубопровод.
На газоотводящем трубопроводе монтируется рабочий и резервный фильтры - газоосушители 7 и 8, массовый счетчик-расходомер 9, регулятор давления типа РДП 10 и обратный клапан, обеспечивающие постоянное давление газа на установку-потребитель. На трубопроводе также монтируются штуцера, для отбора газа на запальник и в пробоотборник. Для измерения перепада давления на фильтрах установлен датчик дифференциального давления 11. При достижении перепада давления верхнего значения 50 кПа подается информация о засоренности фильтров.
На выходном трубопроводе Установки смонтирован кран с электрическим приводом 12 и задвижка 13, обеспечивающие непрерывный сброс водонефтяной жидкости и плавное регулирование давления в сепараторе 1. Между входным и выходным трубопроводами имеется байпасная трубная перемычка.
Для сброса газа в утилизационный коллектор предусмотрен сбросной клапан, настроенный на определенное давление. Для обеспечения учета газа на «свечу» установлен счетчик газа 14.
В состав системы жизнеобеспечения в качестве основных элементов входят блок-боксы аппаратурного и технологического блоков:аппаратурный блок-бокс оснащен обогревателями и светильниками; технологический блок-бокс оснащается обогревателями, светильниками, вентилятором и пожаро-газосигнализаторами.
В состав станции управления входят силовой шкаф и блок измерений и обработки информации (БИОИ).
В БИОИ вводят в память контроллера все условно постоянные константы, в том числе значения установок по максимально допустимым значениям давления в газовом коллекторе и уровня жидкости в сепараторах, а также значение плотности газа в стандартных условиях. Для определения значения плотности газа отбирают пробу в соответствии с требованиями ГОСТ 31370-2008 Газ природный. Руководство по отбору проб
через штуцер либо в проточный пробоотборник. Определяют плотность газа, руководствуясь ГОСТ 31371.1-7-2008, и вводят это значение в память БИОИ.
Далее БИОИ будет производить расчет объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, как отношение массового расхода газа, измеренное счетчиком-расходомером 9, к плотности газа.
При повышении перепада давления и плотности газа по показаниям датчика 11 и счетчика-расходомера 9 переходят на резервный фильтр-осушитель. После отключения отработавшего фильтра открывают его дренажную задвижку и сбрасывают конденсат, скопившийся в его полости, далее продувают фильтроэлемент фильтра-осушителя сухим газом. При поступлении на вход Установки жидкости, не содержащей требуемого расхода газа, уровень в сепараторе 1, измеряемый датчиком уровня, будет подниматься, кран с электрическим приводом 12 и задвижка 13 обеспечивают непрерывный сброс водонефтяной жидкости. При этом ресивер 2 обеспечивает поступление газа на выход установки с постоянным давлением определенный период времени.
В результате обеспечивается непрерывная подача качественно сепарированного газа потребителю с заданным расходом и давлением.
Установка защищена патентом Российской Федерации № 105666 от 20.06.2011.
выводы
За двухлетний период эксплуатации схема энергообеспечения кустовой площадки комплексом в составе установки отбора газа и ГПЭС зарекомендовала себя положительно. Достигнуты следующие результаты:
• Обеспечено автономное энергообеспечение кустового объекта: жилой городок, насосы, АГЗУ, УЭЦН.
• Все скважины кустовой площадки № 1 Галяновского месторождения переведены на механизированный способ эксплуатации.
• Сокращен объем сжигаемого на факеле газа, и уменьшены выплаты за негативное воздействие на окружающую среду.
• Сокращены затраты на выработку электроэнергии, за счет снижения объемов закупок дизельного топлива для автономных источников электроэнергии (ДЭС).
Предложенная установка не претендует на оптимальную установку подготовки газа для ГПЭС. Ее назначение - очистка газа от капельной жидкости и нормируемый отбор для подачи на ГПЭС с возможностью возврата остатков газа в нефтесборный коллектор. Двухлетний опыт эксплуатации установки в комплекте с ГПЭС типа АГП-350 на нефтяном попутном газе Галяновского месторождения говорит о работоспособности данной схемы энергообеспечения удаленных, изолированных месторождений.
Наш опыт в короткие сроки позволяет организовать производство электроэнергии, не вовлекая в этот процесс дополнительное количество нефти или дизельного топлива. Таким образом, относительно небольшие дополнительные инвестиции в обустройство месторождения быстро окупаются и дают значительный экономический эффект. А рациональное использование природных ресурсов вносит свой вклад в улучшение экологической обстановки.
WWW.NEFTEGAS.INFO
