Normal 0 false false false MicrosoftInternetExplorer4 /* Style Definitions */ table.MsoNormalTable {mso-style-name:"Обычная таблица"; mso-style-parent:""; font-size:10.0pt;"Times New Roman";}
Попутный нефтяной газ - единственное полезное ископаемое, получение которого не цель, а проблема. Давно прошли времена, когда горящий газовый факел выступал символом добычи нефти на освоенном месторождении. В последние годы всё острее ставится вопрос утилизации ПНГ, что позволяет наконец-то снять застарелую проблему, а сами факелы погасить. Прежде всего это будет означать серьезное улучшение экологической обстановки в районе нефтедобычи. Одновременно появляются возможности получения реальной пользы и экономической выгоды от использования ценного химического и энергетического сырья.
Если же эмоции перевести в цифры, то объемы добываемого ПНГ в России сегодня превышают 60 млрд. куб. м и примерно четверть этого количества бесполезно сжигается на факелах. Убыток оценивается примерно в $1,3 млрд.
Однако долгое время утилизировать ПНГ нефтяным компаниям было просто невыгодно. Государственное регулирование цены приводило к тому, что строительство инфраструктуры по доставке попутного газа потенциальному потребителю было убыточным. Недавняя либерализация цены ПНГ стимулирует создание соответствующего рынка и говорит о практическом появлении новой отрасли по добыче, поставке и переработке попутного газа.
Другим важным стимулом утилизации ПНГ стало многократное повышение платы - фактически штрафа за сверхнормативное его сжигание. А норматив введен жесткий - сжигать можно не более 5% попутного газа. В противном случае компании грозит лишение лицензии на разработку соответствующего месторождения. Следовательно, утилизироваться должно 95% добываемого ПНГ (для сравнения: в США уровень использования ПНГ - 97%).
Сказанное не исчерпывает всех проблем утилизации ПНГ. Специалисты говорят о возможности налоговых льгот и государственных инвестиций в переработку ПНГ, о доступе к газотранспортной системе для перекачки попутного газа. В любом случае ясно, что вопросом утилизации ПНГ и государство, и добывающие компании занялись очень серьезно. Выход на 95%-ный уровень его использования планируется уже к концу текущего года.
В числе лидеров в решении этой проблемы
- компании «ЛУКойл» и «Сургутнефтегаз». Сегодня здесь
нарабатывается уникальный опыт, основанный на индивидуальных
инженерных решениях и всестороннем учете особенностей ПНГ на
конкретных нефтяных месторождениях.
В основе опыта рационального использования ПНГ лежат современные технологические возможности.Основные пути утилизации известны. Это транспортировка на газоперерабатывающие заводы, для чего требуется создание соответствующей инфраструктуры подготовки и транспорта попутного газа. Это газлифт - обратная закачка для поддержания пластового давления нефти и повышения дебита скважины. Наконец, ПНГ - это эффективное топливо для выработки электроэнергии на месторождениях. Все направления не исключают, а взаимно дополняют друг друга.
Одна из главных проблем, возникающих при использовании ПНГ, - нестабильность его состава, меняющаяся от скважины к скважине. Кроме того, содержание метана по сравнению с природным газом ниже, а тяжелых углеводородов - выше (обычно 20-40%, но может доходить и до 80%).
Вышесказанное означает необходимость соответствующей предварительной подготовки газа, особенно предназначенного для выработки энергии. Это направление развивается на нефтяных месторождениях наиболее активно. К примеру, «ЛУКойл» утилизирует таким образом пятую часть добываемого ПНГ.
Для создания электростанций собственных нужд непосредственно в местах добычи нефти знергомашиностроительные предприятия предлагают широкую линейку газотурбинных агрегатов. При этом от подготовки газа и стабильности параметров топлива напрямую зависят технологические, ресурсные и экономические показатели работы этих агрегатов и электростанции в целом. Поэтому неотъемлемой частью процесса газоподготовки является использование дожимных компрессорных установок (ДКУ).
Компанией ЭНЕРГАЗ, действующей в составе швейцарской промышленной группы ENERPROJECT group, накоплен разнообразный опыт эксплуатации ДКУ в сложных климатических условиях на целом ряде газотурбинных электростанций.
Всего в настоящее время на месторождениях ведущих нефтяных компаний России успешно эксплуатируются более 80 дожимных компрессорных установок ENERPROJECT и постоянно вводятся новые. Например, при эксплуатации нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО) важное место занимает работа ГТЭС Талаканского месторождения в Якутии. В ее составе бесперебойно действуют шесть ДКУ ENERPROJECT от компании ЭНЕРГАЗ.
Стабильная подача сухого газа в заданном диапазоне температур и давлений - важнейшее условие безаварийной эксплуатации газотурбинных установок на ГТЭС. Эту непростую задачу решают ДКУ ENERPROJECT. Необходимое качество газа обеспечивается следующим комплексом инженерных решений.
.jpg)
На начальном этапе
технологической цепочки перед компрессором
ставится фильтр-скруббер для очистки газа от механических примесей
и удаления из него различных жидких фракций. Фильтр-скруббер
состоит из нескольких ступеней фильтрации; жидкие фракции удаляются
автоматической дренажной системой. Правильно выбранный
(соответственно качеству ПНГ конкретного месторождения)
фильтр-скруббер дает возможность повысить срок службы и
межремонтные интервалы винтового компрессора и
маслосистемы.
При компримировании в винтовом маслонаполненном компрессоре газ смешивается с маслом, образуется газо-масляная смесь. После компрессора масло сепарируется из газа, для чего предусматривается установка каскада специальных коалесцентных фильтров. Отсепарированное масло возвращается по дренажным трубопроводам в маслобак, на выходе из ДКУ содержание масла в газе не более 3 ppm (мг/кг). При установке дополнительных фильтров эту величину возможно снизить до 0,5 ppm и менее.
На следующем этапе газ проходит через газовый охладитель, в котором при охлаждении до допустимой температуры подачи на турбину происходит процесс выпадения конденсата. При этом конденсат удаляется центробежным сепаратором, встроенным в охладитель, через автоматическую дренажную систему компрессорной установки.
В зависимости от состава ПНГ выбираются конструкционные технические и технологические параметры ДКУ. Индивидуальные инженерные решения принимаются в зависимости от конкретных требований и пожеланий заказчика. Например, эффективно эксплуатируются установки, которые снабжены дополнительным оборудованием - газо-масляным теплообменником. При этом полностью очищенный газ проходит через газо-масляный теплообменник и нагревается до температуры подачи на газовую турбину. В маслосистеме теплообменника циркулирует уже горячее масло, поэтому дополнительных энергозатрат не требуется.
К числу наиболее важных
можно отнести инженерные решения в части регулирования
производительности ДКУ. Производительность может
регулироваться в диапазоне от 0 до 100% от номинальной. Для этого
установки снабжены функцией объёмного регулирования золотниковым
клапаном компрессора (диапазон регулирования 15…100%). Данный метод
управления производительностью ДКУ имеет целый ряд существенных
преимуществ:
- не зависит от изменения давления газа на входе, что позволяет эксплуатировать его в условиях, где заказчик не может гарантировать стабильное давление газа в подводящем трубопроводе;
- имеет высокую скорость реагирования на изменение потребления газа;
- при уменьшении производительности пропорционально уменьшается потребляемая мощность двигателя, обеспечивается понижение потребления электричества на собственные нужды ДКУ;
- данный тип регулирования полностью автоматизирован и наиболее эффективен с точки зрения стоимости и эксплуатационных затрат по сравнению, к примеру, с таким методом регулирования производительности, как частотное регулирование электродвигателя.
Чтобы иметь возможность регулировать производительность в диапазоне 0…15 %, ДКУ оснащаются байпасной линией, позволяющей установке работать в режиме рециркуляции. Это позволяет ДКУ функционировать при нулевом расходе в период наладки оборудования, а также максимально быстро и корректно реагировать, изменяя производительность, на переходных режимах работы ГТУ.
Обязательным условием для всех ДКУ является обоснованный подбор и применение специальных материалов, марок стали, комплектующих деталей при изготовлении отдельных узлов и комплекса оборудования в целом. Например, сталь для трубопровода и сосудов, находящихся под высоким давлением, тип фильтров-картриджей на входе и выходе ДКУ, марка масла и др.
В заключение зададим вопрос: из какой суммы слагаемых складывается решение по выбору конкретной технологии подготовки ПНГ в качестве топлива для газотурбинных электростанций? В поиске ответа нам не обойтись простым арифметическим действием - сложением тех или иных качеств и технических параметров.
Всякий раз перед выбором такой технологии возникает необходимость тщательного анализа предлагаемых инженерных решений, производственных возможностей, экономической выгоды, экологических последствий.
Значительный опыт и производственная практика компании ЭНЕРГАЗ по применению ДКУ ENERPROJECT для утилизации ПНГ многократно подтверждают высокую надежность этих систем газоподготовки в швейцарском исполнении для сурового российского климата.
Такая эксплуатационная надежность синтезируется из следующих наиболее значимых параметров:
- индивидуальные инженерные решения с учетом особенностей ПНГ на конкретных месторождениях;
- обоснованный подбор и применение специальных материалов, марок стали, комплектующих деталей в процессе проектирования и производства;
- комплексные заводские испытания ДКУ;
- максимально возможная степень заводской готовности;
- подтвержденные ресурс и ремонтопригодность в сложных климатических условиях;
- высокий уровень автоматизации, резервирования и эксплуатационной безопасности;
- квалификация инженерного персонала компании-поставщика, качество сервисного обслуживания в гарантийный и послегарантийный период;
- значительный опыт сотрудничества с ведущими производителями газотурбинных агрегатов и оборудования.
Безусловное соблюдение этих условий перед своими партнерами и заказчиками - один из основных принципов успешной работы швейцарской промышленной группы ENERPROJCT group и ее представителя в России - компании ЭНЕРГАЗ.
Автор: О.В.Шершнев – руководитель Отдела реализации проектов
