CC BY
207
УДК 622.279
Р.М. Минигулов, Д.Н. Грицишин, И.С. Аболенцев
Установка подготовки газа с удаленным управлением и автономным энергоснабжением
Согласно стратегиям бизнеса предприятий топливно-энергетического комплекса, оптимизация и снижение операционных расходов на производство продукции является одной из приоритетных задач.
На объектах ОАО «Газпром» (на Муравленковском, Южно-Русском, Заполярном и Бованенковском месторождениях) применяются малолюдные технологии.
Рассмотрим небольшие месторождения, расположенные удаленно от всех производственных инфраструктур, с плановыми годовыми отборами газа до 5 млрд м3 -Северо-Ханчейское и Хадырьяхинское. Из-за высоких капитальных и эксплуатационных затрат данные месторождения находятся на грани рентабельности или нерентабельны вообще. Для их обустройства необходимо строительство объектов инфраструктуры: вахтовых жилых комплексов, опорных баз, котельных, систем водоочистки и водоотведения, пожарных постов, полигонов твердых бытовых отходов (ТБО), что повысит капитальные затраты и эксплуатационные расходы, в то же время снизив прибыль за счет высокой себестоимости газа.
Для уменьшения этих затрат возможно применение безлюдных технологий - совокупности технологического оборудования и автоматических систем управления, при которых отсутствует необходимость непосредственного нахождения человека на объекте управления.
Следует отметить, что в России в области добычи и подготовки газа, нефти и конденсата данные технологии еще не используются. В дальнейшем при их внедрении необходимо соблюдение требований законодательства РФ. На основании анализа отечественной законодательной базы в сфере промышленной безопасности можно сделать вывод о том, что постоянное присутствие обслуживающего персонала не закреплено в законах и в основном сводится к требованиям общего характера, например:
• укомплектовать штат в соответствии с установленными требованиями (ФЗ № 116, ст. 9, п. 1);
• владелец обязан установить порядок, при котором персонал ведет тщательное наблюдение (осмотр) за оборудованием (ПБ 03-576-03 (сосуды под давлением), пп. 7.1.1.);
• на опасных производственных объектах, где невозможна круглосуточная охрана, установить запрещающие знаки (ПБ 08-624-03, пп. 3.1.8);
• во время работы печи с форсунками обеспечить периодический визуальноизмерительный контроль (ПБ 08-624-03, пп. 3.5.4.53);
• контроль за безопасной эксплуатацией трубопроводов осуществляется в установленном порядке (ПБ 03-585-03, пп. 9.2.2);
• технические устройства на опасных производственных объектах подлежат техническому осмотру. Объем и сроки проведения профилактических работ для технических устройств определяются в технической документации (Постановление Правительства РФ от 25.12.98 № 1540, п. 9).
Согласно Техническому регламенту о требованиях пожарной безопасности (123-Ф, ст. 99), производственные объекты должны обеспечиваться наружным противопожарным водоснабжением (противопожарным водопроводом, природными или искусственными водоемами). Данное требование влечет за собой строительство лафетных стволов, резервуаров, противопожарных водопроводов и насосных станций с последующим их обогревом, что обусловливает необходимость постоянного
Ключевые слова:
установка
подготовки газа,
безлюдная
технология,
терминал
удаленного
управления,
автономные
источники
энергоснабжения.
Keywords:
gas treatment plant, deserted technology, remote terminal management, autonomous sources of power supply.
№ 4 (15) / 2013
114
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
контроля и проведения ежедневных ревизионных работ (из-за низких температур окружающего воздуха).
Альтернативой водяному пожаротушению может стать применение газового и порошкового тушения, а также использование самосра-батывающих огнетушителей при условии разработки и утверждения в установленном порядке специальных технических условий.
Рассмотрим внедрение безлюдных технологий на примере обустройства Северо-Хан-чейского и Хадырьяхинского лицензионных участков, расположенных в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 100 км северо-восточнее г. Тарко-Сале. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Восточно-Таркосалинское (ВТСМ), Хан-чейское и Юмантыльское.
Разработку сеноманской части Северо-Хан-чейского месторождения планируется вести с максимальной годовой добычей газа в объеме 1,3 млрд м3/год, Хадырьяхинского - в объеме 2,8 млрд м3/год. Газ месторождений по характеристикам относится к «сухому» сеноманскому. Пластовые давления колеблются от
11,4 МПа для пласта ПК1 до 19 МПа для пластов ПК2019, АТ6. Сбор газа на Северо-Ханчейском месторождении будет осуществляться от 10, а на Хадырьяхинском - от 20 скважин. Рабочее
давление в системе газосбора принимается равным статическому давлению на устье скважин пласта ПК1 (11 МПа) (рис. 1).
Для скважин пласта ПК^19 со статическим давлением на устье 15 МПа и пласта АТ 6 со статическим давлением 19 МПа предусматриваются редуцирование давления до 11 МПа и установка предохранительных клапанов со сбросом газа на факел (для защиты газосбора). Длина газосборной сети от кустов газовых скважин двух лицензионных участков составит около 72 км.
Для обеспечения безгидратного режима работы газосборов и установки предварительной подготовки газа (УППГ) предусматривается строительство метанолопровода длиной 40 км от скв. Р-925 Юмантыльского месторождения (см. рис. 1). Метанол от построенного метанолопровода будет подаваться на Северо-Ханчейскую УППГ (в т.ч. на скважины) насосным оборудованием от газоконденсатной установки комплексной подготовки газа (УКПГ) ВТСМ без строительства буферных и расходных емкостей.
Природный газ двух месторождений от газовых скважин будет поступать на УППГ Северо-Ханчейского лицензионного участка, а затем транспортироваться по газопроводу внешнего транспорта (70 км) на УКПГ ВТСМ
Рис. 1. Схема обустройства Северо-Ханчейского и Хадырьяхинского месторождений
№ 4 (15) / 2013
Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
115
(см. рис. 1), где будет проходить его окончательная подготовка в соответствии с требованиями стандартов ОАО «Газпром».
Природный газ от газовых скважин по газопроводам-шлейфам будет поступать на УППГ (две технологические нитки низкотемпературной сепарации (НТС)) для очистки от механических примесей и капельной жидкости до температуры точки росы (ТТР) -5 °С. Технологическая нитка включает: входной сепаратор, теплообменник «газ - газ», клапан регулятор, сепаратор НТС, коммерческий узел учета. Пластовая жидкость из сепараторов будет сжигаться на горизонтальном факеле установки (ГФУ).
Монтаж трубопроводов для транспортировки отсепарированной жидкости будет выполнен с уклоном в сторону горизонтального факельного устройства. Вместо традиционной схемы арматурных блоков «регулирующий клапан - байпас» будет применена схема «работающий клапан регулятор - резервный клапан регулятор».
Планируется использование средств измерений с малым энергопотреблением - например, для измерения углеводородных сред возможно применение накладных ультразвуковых расходомеров. Для электроснабжения автоматической системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) УППГ и кустов скважин (передачи параметров работы, аварийной остановки) будут применены источники автономного электроснабжения (ветрогенератор + солнечная батарея). При этом электронное оборудование будет скомпоновано в металлические контейнеры и установлено подземно.
Потребители электроэнергии будут подразделяться на две группы:
1) постоянные - приборы КИПиА, средства связи, средства АСУТП, насосы циркуляции теплоносителя или греющий кабель (+10 кВт). Их суммарная мощность составит около 3кВт (+10 кВт электрообогрев);
2) периодического включения - электропривод арматуры, розжиг факельной системы, освещение (мощностью около 3кВт).
Для генерации электроэнергии 6кВт возможно применение энергогенератора Ormat (Израиль) (наработка на отказ - 30000 ч за
3,5 года) или микротурбины Сapstone (США) (капитальный ремонт - через 7 лет, ТО - один раз в год) по схеме «1рабочий + 1 резервный».
В основном электроэнергия на УППГ будет расходоваться на работу миникотельной с цир-
куляционными насосами теплоносителя (обогрев трубопроводов отсепарированной жидкости). Также возможен вариант, при котором вместо котельной будет установлена печь огневого подогрева или греющий электрокабель.
Планируемая штатная численность персонала объектов месторождения - 0 чел, так как периодический осмотр оборудования предполагается проводить один раз в 6 месяцев силами специалистов ВТСМ, доставка которых будет осуществляться вертолетным транспортом. В связи с этим на ВТСМ потребуется увеличение штатной численности всего на 4 человека (2 оператора и 2 слесаря) при традиционном методе работы. Для сравнения - в случае непосредственного присутствия работников на планируемой Северо-Ханчейской УППГ потребуется 26 единиц штатной численности.
Плановый останов УППГ планируется выполнять один раз в два года для проведения технического освидетельствования сосудов, работающих под давлением, гидравлических испытаний трубопроводов (один раз в восемь лет), замены оборудования.
Управление УППГ будет осуществляться в автоматическом режиме программным комплексом управления средствами АСУ ТП, таким образом, постоянного контроля со стороны обслуживающего персонала не потребуется. В случае возникновения аварийной ситуации в работу включится система противоаварийной защиты, функционирующая также в автоматическом режиме.
В диспетчерской сеноманской УКПГ ВТСМ будет оборудовано дополнительное автоматизированное рабочее место для осуществления функций периодического контроля за Северо-Ханчейской УППГ:
• цифрового видеонаблюдения для обеспечения визуального контроля за технологическим оборудованием и охранным периметром (в том числе за ГФУ);
• контроля за технологическими параметрами (с возможностью удаленного дистанционного управления);
• контроля за технологическими уставками (min/max) программного комплекса автоматического регулирования и системы противоаварийной защиты;
• сбора данных системы газо- и пожарообнаружения.
Таким образом, автоматическое обеспечение подачи газа в трубопровод с заданным
№ 4 (15) / 2013
116
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
количеством и качеством будет осуществляться средствами АСУ ТП с использованием программного комплекса управления, состоящего из подпрограмм, неразрывно связанных между собой функциями, зависимостями и уставками min/max.
Рассмотрим некоторые них.
Регулирование расхода газа. Задание товарного расхода газа разделяется на технологические нитки (или сразу задается расход на каждую нитку, если это требуется), затем товарный расход распределяется на скважины и пересчитывается на валовую добычу, при этом
пр°веряется условие QCKe min < Qckb вал < Qckb где Qckb min Qckb max - минимальный и максимальный дебиты скважины, определяемые геологическими условиями разработки месторождения; Qckb вал - фактический валовый дебит скважины.
Валовая добыча каждой скважины пересчитывается на требуемую степень открытия (Kv) клапана-регулятора, после чего выдается задание на открытие или закрытие скважинным клапанам-регуляторам при постоянном контроле условия Pmin < Р факт < Рmax, где Рmin, Pmax -
минимальное и максимальное давления скважины, определяемые геологическими условиями разработки месторождения; Рфакт - фактическое давление. Изменение расхода газа на скважинах меняет давление и температуру в низкотемпературном сепараторе (НТС), которую поддерживает подпрограмма регулирования температуры. Также разрабатываются подпрограммы: поддержания давления в газосборной сети; подачи метанола; поддержания уровня жидкости в емкости-дегазаторе.
Регулирование температуры. Подпрограмма осуществляет постоянный контроль условий T ■ < Тф < T и Р < Рф < Р .
min факт max min факт max
При изменении параметра, выходящего за установленные min и max, программа рассчитывает Kv и выдает задание клапану-регулятору перед С-2. В данном случае Tmin, Tmax - минимальное и максимальное значения температуры НТС, определяемые из условий внешнего транспорта газа; Tфaкm - фактическое значение температуры; Pmin, Pmax - минимальное и максимальное давления газа в С-2, определяемые из условий противоаварийной защиты оборудования (например, газопровода-шлейфа).
№ 4 (15) / 2013
Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
117
Клапан-регулятор будет поддерживать температуру газа в НТС путем постепенного открытия или закрытия в диапазоне заданной температуры (от -5 до -7 °С) в зависимости от значений давления в газопроводе внешнего транспорта и требуемого расхода.
Таким образом, эффективность данного метода заключается в исключении ошибки человеческого фактора при управлении производством, что значительно повысит уровень промышленной безопасности.
Внедрение данной технологии на месторождениях позволит осуществить новый принцип обустройства (рис. 2). Газ от безлюдных установок первичной подготовки газа будет направляться на базовые УКПГ для окончательной очистки в соответствии с требованиями магистрального транспорта. На базовых месторождениях будет сконцентрировано основное производство - цеха гликолевой осушки, турбодетандерные установки, установки регенерации метанола и ДЭГа, деэтанизации и т.д. Данная схема позволит охватить большую
Список литературы
1. Федеральный Закон от 21 июля 1997 г.
№ 116 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
(с изм. от 7 августа 2000 г., 10 января 2003 г., 22 августа 2004 г, 9 мая 2005 г.,
18 декабря 2006 г., 30 декабря 2008 г.).
2. ПБ 03-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением
(утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 11 июня 2003 г. № 91).
3. ПБ 08-624-03. Правила безопасности
в нефтяной и газовой промышленности (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. № 56).
4. ПБ 03-585-03. Правила устройства
и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 июня 2003 г. № 80).
часть удаленных месторождений с минимальными затратами.
Ввод УППГ в эксплуатацию запланирован на 2014 г., в настоящее время проектирование объектов обустройства Северо-Ханчейского и Хадырьяхинского месторождений по принципу безлюдных технологий завершено.
Стоит отметить, что применение безлюдных технологий на Северо-Ханчейской УППГ предпочтительней по чистому дисконтированному потоку с учетом инфляции: чистая приведенная стоимость (NPV) выше на 889 млн руб.; капитальные затраты ниже на 1 млрд руб., внутренняя норма доходности больше на 2,3 %.
Также применение безлюдных технологий позволит снизить вредное воздействие на окружающую среду вследствие отсутствия бытовых отходов (полигонов ТБО) и хозяйственнобытовых стоков, вахтовых жилых комплексов, систем жизнеобеспечения (водоснабжения, водоподготовки, водоочистки, водоотведения, теплоснабжения) и опорных баз промыслов.
5. ПБ 03-581-03. Правила устройства
и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. № 60).
6. Правила применения технических устройств на опасных производственных объектах (утв. Постановлением Правительства РФ
от 25 декабря 1998 г. № 1540; с изм. от 1 февраля 2005 г.);
7. Федеральный Закон от 22 июля 2008 г. № 123 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
№ 4 (15) / 2013
