CC BY
41
УДК 621.515
А.Д. Ваняшов, М.Н. Фирсов, *А.В. Крупников
Омский государственный технический университет, г. Омск
*ОАО «Сибнефтетранспроект», г. Омск
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СРОКОВ ЗАМЕНЫ СМЕННЫХ ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЕЙ В ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРАХ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Необходимость замены сменных проточных частей (СПЧ) центробежных компрессоров (ЦБК) газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на дожимных компрессорных станциях (ДКС) газовых и газоконденсатных месторождений, вызвана снижением пластового давления газа вследствие выработки месторождения. Для обеспечения плановых объемов добычи газа, эффективной работы установки комплексной подготовки газа (УКПГ), технологически необходимого давления газа при подаче его в систему магистральных газопроводов (МГ), требуется повышение отношения давлений сжатия. Причем, если ДКС включает в себя два и более компрессорных цеха (КЦ), работающих последовательно, то целью является установление рациональных сроков замены СПЧ на каждом из КЦ, обоснованных с учетом технологических режимов добычи и компримирования газа, а также, с учетом сроков изготовления, поставки, демонтажа, монтажа оборудования и пуско-наладочных работ.
Методика и результаты, представленные в работе, получены на примере ДКС, состоящей из двух КЦ. В настоящее время на ДКС в корпусах базовых модификаций ЦБК установлены СПЧ с отношением давлений 1,7:
• для КЦ-2 (1-я ступень сжатия) - 498-23-1ЛСМ (СПЧ 498-1,7/45-16/5300);
• для КЦ-1 (2-я ступень сжатия) - 498-21-1Л (СПЧ 498-1,7/76-16/5300).
Технико-экономическое обоснование модернизации ГПА и получение рекомендаций
по срокам замены СПЧ с отношения давлений 1,7 на 2,2 и с отношения давлений 2,2 на 3,0 для обеспечения технологических режимов подачи газа в систему МГ, оценки возможности работы ДКС в связи со сдвигом сроков поставки и замены СПЧ, выполняется для двух вариантов:
4- с заменой СПЧ на ДКС КЦ-1 и КЦ-2;
-I- без замены (задержки замены) СПЧ на ДКС КЦ-1 и КЦ-2.
При выполнении расчетов необходимо вводить учет взаимосвязи работы ЦБК (газодинамических характеристик (ГДХ) ЦБК и количества включенных в работу ГПА) с характеристикой сети, расположенной перед всасыванием, и за нагнетанием ЦБК т.е. всей системы газодобывающего комплекса, включающего кусты газовых скважин, газопроводы-шлейфы газосборных сетей, установки сепарации газа, установки охлаждения, осушки газа. В качестве исходных данных используются данные геологических изысканий по прогнозу добычи газа и изменения пластового давления газа (рис. 1).
75
С>8, мпр Р. МПа 1 7,00 15.00 13.00 11.00 9,00 ц м3/год 1 —Рттласт 1— Рвых Д КСра сч
5.00 3.00 1.00
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Рис. 1. Прогноз параметров добываемого газа
Факторами, определяющим выбор режимов работы ДКС являются: давление на выходе ДКС (номинальное конечное давление, рекомендуемое конечное давление, минимально возможное конечное давление); располагаемая мощность ГТУ, определяемая по [2].
На основании анализа данных эксплуатации последних 3-5 лет, с учетом сезонных колебаний технологических параметров и тенденции их изменения в перспективе, формируются исходные данные, необходимые для расчетов режимов работы на перспективный период. В качестве характерных режимов в годовом цикле работы ДКС могут быть выбраны два (зимний и летний), либо четыре (по кварталам). Давление на устье скважин определяется через пластовое давление по методике [1, 3], а давление газа на входе в 1-ю ступень сжатия ДКС, через потери давления соответственно в газосборных сетях, пункте переключающей арматуры, пункте сепарации газа, определяемые по известным гидравлическим формулам и характеристикам сепараторов.
При выполнении расчетов на отдаленную перспективу коэффициенты технического состояния ГТУ по мощности и КПД принимаются неизменными на основании данных технической диагностики, значения политропного КПД ЦБК принимаются с учетом возможного снижения до 1% (абс.) [4].
Рабочие точки перспективных режимов работы ДКС с учетом модернизации ГПА КЦ-1 для зимних и летних периодов следует определять, используя ГДХ ЦБК, полученные пересчетом базовых (паспортных) ГДХ на переменные частоты вращения с учетом рассогласования в работе ступеней ЦБК по методике разработанной [5] и апробированной для многоступенчатых ЦБК ДКС [6,7].
По результатам расчета для варианта «с заменой СПЧ» получено, что замена СПЧ на КЦ-1 в 2012 г. и на КЦ-2 в 2013 г. позволит обеспечить плановую добычу газа с соблюдением технологически необходимого уровня давлений в диапазоне 6,5-7,2 МПа для подачи газа в систему МГ до 2017 г. включительно (рис. 2). Поэтому, начиная с 2017 г. необходима работа одного из КЦ с номинальным отношением давлений 3,0, а замену СПЧ 498-2,2 на СПЧ 498-3,0 следует производить в 2016 г. В случае варианта «без замены СПЧ» для поддержания давления на выходе ДКС на уровне не ниже минимального, работа ДКС с СПЧ 498-1,7 возможна только до 2015 г. включительно. Причем, с 2013 г. давление на выходе ДКС находится вблизи нижней границы давлений (рис. 2).
76
-Рвыхкг- МПа
7.00
6.50
6.00
5.50
—і—КЦ-2 (6« замет і СПЧ)
5.00
И КЦ-1 (без замены СПЧ) -Ш— КЦ-2 (с заменой СПЧ) -»-КЦ-1 (с замемойСПЧ)
4.00
3,50
3.00
2.50
2012
2013
2014
2015
2016
2 011
Рис. 2 Расчетные значения давления нагнетания ГПА для вариантов «с заменой СПЧ» и «без замены СПЧ»
3.50 3.00
2.50
2,00
1,50
1.00
Па ^ ♦ Рпласг Ж РвхДКС (без замены СПЧ) ■ РвхДКС (с заменой СПЧ)
ГЧ II II
z=2 - =1
z-3
r=i ,
z=i . z=3
Z=3 1
701 ^
701 3
7014
701 5
701 fi
701 '
Рис. 3. Давления на входе в ДКС в зависимости от типа установленных СПЧ
и количества рабочих ГПА
Екц
2.40
2.30
2,20
2,10
2.00
1,90
1,80
1,70
1.60
1,50
£ КП среднее теоретич.( без замены СПЧ )
еКЦ среднее теоретнч.(с 3 . —1—еКЦ-2 (без замены СПЧ) -- —*— £КЦ-1 (без замены СПЧ) —*—еКЦ-2 (с заменой СПЧ) S Л
г ^
11 -'4V
if -уС _ _ . и ■"
у
7017 7013 7014 7015 701 fi 70Г
Рис. 4. Расчетные значения отношения давлений ГПА и теоретические значения
77
9П13 7014 7015 901(1
Рис. 5. Прогнозируемая динамика добычи газа на для вариантов «с заменой СПЧ» и «без замены СПЧ»
Поддержание данного гидравлического режима возможно за счет сокращения рабочих ГПА, что приводит к росту устьевого давления, давления на входе в ДКС (рис. 3) и снижению отношения давлений (рис. 4). Однако при этом происходит уменьшение производительности ДКС и снижение объемов добычи газа ниже плановых показателей за период с 20132015 гг на 17,8 млрд. м3 (рис. 5). С 2016 г., по причине не возможности достижения давления компримируемого газа, соответствующего давлению в системе МГ, ДКС должна быть остановлена. Обеспечение ряда режимов для варианта «без замены СПЧ» возможно только за счет байпасирования части газа, т.к. рабочая точка на ГДХ СПЧ находится в помпажной зо-
не.
Для дальнейшего поддержания плановых показателей добычи газа необходимо закончить замену СПЧ на КЦ-2 к концу 2016г., на КЦ-1-к концу 2017г.
Рекомендуемый, на основании выполненных расчетов, график проведения модернизации ГПА с заменой СПЧ представлен в табл. 1.
График модернизации ГПА ДКС Юбилейного НГКМ
Таблица 1
№ КЦ Кол-во ГПА Тип ЦБК СПЧ используемая СПЧ на замену Срок замены
2012 2013 2014 2015 2016 2017
КЦ-2 5 498-23- 1ЛСМ 498-1,7/45 498-2,2/41 - 5 - - - -
498-2,2/41 498-3,0/30 - - - - - 5
КЦ-1 5 498-21-1Л 498-1,7/76 498-2,2/76 5 - - - - -
498-2,2/76 498-3,0/76 - - - - 5 -
Библиографический список
1. Основы технологии добычи газа / А. Х. Мирзаджанзаде [и др.]. - М. : Изд-во Недра, 2003. - 880 с.
2. СТО Газпром НТП 1.8-001-2004. Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа.
3. СТО Газпром 2-3.3-164-2007 . Методика по составлению технологического режима работы промысла (УКПГ), с расчетом технологических параметров от пласта до входа в ГКС.
78
4. СТО Газпром 2-3.5-138-2007. Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам.
5. Ден, Г. Н. Проектирование проточной части центробежных компрессоров : Термогазодинамические расчеты / Г. Н. Ден. - Л. : Машиностроение, 1980. - 232 с.
6. Некоторые результаты поступенчатого пересчета газодинамических характеристик центробежных компрессоров на требуемые условия эксплуатации / А. Д. Ваняшов [и др.] // Компрессорная техника и пневматика. - 2011. - № 7. - С. 18-23.
7. Обработка и анализ приемо-сдаточных и эксплуатационных испытаний центробежных компрессоров для дожимных компрессорных станций / А. Д. Ваняшов [и др.] // Труды 17-го Междунар. симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования». - СПб., 2012. - С. 65-77.
