ООО «РОСНЕФТЬ – ПУРНЕФТЕГАЗ»




УДК 665

Уруджев Н.А.

urudzhev.n.a@mail.ru

Научный руководитель: Севастьянов Алексей Александрович

кандидат технических наук, доцент.

Тюменский индустриальный университет

(г. Тюмень)

 

ОСОБЕННОСТИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

НА ДКС С УПГ ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ООО «РОСНЕФТЬ – ПУРНЕФТЕГАЗ»

 

В статье охарактеризованы особенности утилизации попутного нефтяного газа на ДКС с УПГ Харампурского месторождения ООО «Роснефть – Пурнефтегаз». Описаны основные технологические процессы, применяемое оборудование, а также проблемы, возникающие при эксплуатации системы и приводящие к отказам оборудования. Предложены некоторые направления для решения проблем отказов оборудования и повышения надежности работы.

 

Ключевые слова: метанол, модуль, оборудование, охлаждение, попутный газ, регенерация, система, технологическая установка, условия.

 

На сегодняшний день актуальными являются вопросы, связанные с технологически и экономически целесообразным использованием попутного газа. На протяжении последних пяти – шесть лет четко сформулирована стратегия не только Правительства, но и всех газодобывающих предприятий – рационального использования попутного нефтяного газа. Так, если в 2010 году утилизировано 49 млрд. м3, то в 2016 году, по предварительным оценкам Министерства энергетики РФ, этот уровень достиг уже порядка 58-60 млрд. м3. Таким образом, прослеживается положительная динамика в объемах утилизации попутного газа.

По данным Министерства энергетики РФ, объем инвестиций в совершенствование инфраструктуры по утилизации попутного газа также увеличивается, и в этой сфере отечественным лидером является ООО «Роснефть-Пурнефегаз» [2]. Основная часть газовых промыслов компании находится на заключительной стадии разработки, характеризующейся снижением дебитов, ростом обводненности залежей, снижением пластового давления, выносом песка, ухудшением режимов работы не только газовых скважин, но и всего промыслового оборудования. В таких условиях подготовка и подача газа в газопровод подключения осуществляются преимущественно в компрессорном режиме, что увеличивает себестоимость добычи газа и требует внедрения новых технических решений. Все это предъявляет новые требования и к подготовке газа в условиях низких текущих пластовых давлений и водонапорного режима.

Важнейшим направлением снижения себестоимости переработки газа является его утилизация с выпуском продукции определенного назначения. С 2014 года применение попутного газа в ООО «Роснефть – Пурнефтегаз» осуществляется путем поставок на Губкинский ГПК ОАО «Сибур-Холдинг» с Барсуковкой и Тарасовской групп месторождений, а также поставок другим потребителям (г. Губкинский), предусмотрено и использование газа на собственные нужды [3].

Прием попутного нефтяного газа с объектов ЦППН, подготовки попутного нефтяного газа до требований СТО-089-2010, с дальнейшей его закачкой в пласт ПК-1 и выделения ШФЛУ - SС3+в не ниже 90% осуществляется на дожимной компрессорной станции с установкой подготовки газа (ДКС с УПГ) Харампурского месторождения. Проектная производительность технологических линий по сырьевому газу УПГ составляет: подготовленный газ в пласт ПК-1 с месторождений Харампурской группы - 1,38 млрд. м3 газа в год; газопровод транспорта газа низкого давления в объёме 62500 нм3/час - «Площадка ДКС с УПГ – точка врезки конденсатопровод диаметром 426 от Харампурского месторождения – до УКПГ Тарасовского месторождения» с дальнейшей транспортировкой газа на Губкинский ГПК. В технологическом процессе используется метод низкотемпературной конденсации, реализуемый с использованием трехпоточной вихревой трубы в процессе ступенчатого разгазирования с дальнейшим отделением конденсата[3].

Продукцией ДКС с УПГ являются осушенный газ, закачиваемый в пласт и газ транспортируемый на УСОК «Тарасовского» месторождения, а также ШФЛУ, периодически откачиваемый на УПН ЦППН-3 «Северо-Харампурского» месторождения.

Компримирование низконапорного ПНГ проходит в тяжелых условиях, а именно: климатические условия, когда минимальная температура воздуха достигает минус 60 °С, а температура наиболее холодной пятидневки– минус 50 °С; особенности состава газа – например, довольно высокое содержание соединений сероводорода.

Общеизвестно, что подготовка попутного газа представляет собой сложный технологический процесс, состоящий укрупнено из последовательности подпроцессов, таких как осушка, удаление механических примесей, очистка от сульфидных компонентов, отбензинивание (извлечение жидких углеводородов С3+выше), удаление негорючих компонентов газа (азот, двуокись углерода), охлаждение, компримирование, являющееся важнейшим этапом подготовки газа.

Необходимо подчеркнуть, что попутный нефтяной газ второй и последующих ступеней сепарации – это низконапорный газ, и его давления, которое обычно не превышает 0,5 МПа, бывает недостаточно для транспортировки, для закачки в трубопровод, и т.д. На каждом отдельно взятом промысле вопросы, связанные с компримированием газа, решаются индивидуально, в зависимости от конкретных промысловых условий. Так, в последнее время применяются малые компрессорные станции, основу которых составляют дожимные компрессорные установки, основанные на принципе работы по низкому давлению; известны примеры использования вакуумных компрессорных установок на компрессорных станциях – в случае, если давление транспортировки близко к вакууму, в пределах 0,01 – 0,1 МПа и ряд других. Практический опыт показывает, что наиболее часто в технологических процессах, связанных с компримированием попутного нефтяного газа, применяются ДКУ и ВКУ с винтовыми маслозаполненными компрессорами.

Таким образом, в целях создания условий для безотказной и надежной работы дожимных компрессорных станций и установок подготовки газа разрабатываются и применяются различные инженерные решения, учитывающие как компонентный состав исходного сырья, так и наличие соответствующей инфраструктуры, а также условия эксплуатации оборудования и все проектные требования к технологическим решениям и условиям эксплуатации оборудования. Вместе с тем, практический опыт демонстрирует наличие и некоторых проблем, связанных с недостаточно полным использованием производственных мощностей перерабатывающего производства, что, в частности, имеет место в процессах копримирования низконапорного газа.

Как правило, согласно требованиям проектных документов, подготовленный газ поступает в компрессорные установки. Однако, содержание в газе механических примесей, капельной влаги и т.д. не всегда соответствует условиям нормальной эксплуатации компрессорных установок для высокоэффективной их работы. В связи с этим возникает вопрос оснащения дополнительным оборудованием и укомплектования систем фильтрации, значительно позволяющими расширить возможности газомасляных сепараторов, фильтров и т.д.

Очищенный от капельной жидкости газ с давлением 0,09÷0,44 МПа и температурой от 0 до минус 3 °С из блока сепараторов C-01/1,2 направляется в блочную компрессорную установку БКУ-1, включающую в себя: 10 компрессорных установок «ENERFLEX» R-CA-3531-6-3, состоящих из трехступенчатых 6-цилиндровых оппозитных поршневых компрессоров «ARIEL» JGZ-6 с газопоршневыми двигателями «CATERPILLAR» G3616; систему топливоснабжения газопоршневых двигателей; масляную систему, обеспечивающую безопасную работу поршневых компрессоров и газопоршневых двигателей; систему лубрикаторного масла поршневых компрессоров; систему водяного охлаждения газопоршневых двигателей; систему охлаждения технологического газа в аппаратах воздушного охлаждения АВО «GEA NEMA» на линии нагнетания каждой ступени поршневого компрессора; электроэнергетическую систему; средства автоматики, контроля, защиты и управления; систему пускового и инструментального воздуха; комплект технологических трубопроводов, обеспечивающих соединение элементов газового тракта компрессоров и АВО, с запорной, запорно-регулирующей арматурой и предохранительными клапанами; газовыхлопную систему газопоршневых двигателей; узлы учёта расхода технологического и топливного газа, расхода масла; цифровую систему по выделению и мониторингу спектра ударных нагрузок и вибрации, действующих на фундамент и детали поршневого компрессора, газопоршневого двигателя и АВО (датчики вибрации компрессорной установки); систему аварийного сброса давления технологического газа из агрегатов; блок-бокс с машинными залами и вспомогательными помещениями с системами отопления, теплоутилизации, вентиляции, азотного пожаротушения, газообнаружения, охранной сигнализации, освещения, технического азота и т.д. [3]

В состав каждого поршневого компрессора БКУ-1 входят три фильтр-сепаратора: входной, сепаратор второй ступени и третьей ступени. Фильтр-сепараторы представляют собой вертикальные двухфазные сепараторы с туманоуловителем для удаления капель микронного размера. Отделённые жидкости собираются в нижней части сепараторов и сбрасываются по уровню в автоматическом режиме с помощью дренажных клапанов [3].

Для повышения эффективности работы КУ можно использовать установку дополнительного оборудования на входе газа, как фильтр-скруббер, оснащенный автоматической дренажной системой для откачки конденсата, встраиваемые в существующие блок – модули.

Дополнительные фильтры – скрубберы тонкой очистки могут быть встроены и на выходе из компрессорной установки, которые также встраиваются в существующие блоки и обеспечивают компактность размещения оборудования при повышении эффективности очистки поступающего (выходящего) газа. С этой же целью иногда поставляются компактные абсорбционные или рефрижераторные осушители газа в отдельном укрытии.

Возможные осложнения в работе технологического оборудования создают процессы, связанные с конденсатообразованием внутри системы, как следствие, возникают отказы в работе технологического оборудования.

Первая – и наиболее важная проблема – увеличение насыщения масла газоконденсатом, снижение динамический и кинематической вязкости масел, увеличение объема масла в сосудах вследствие попадания в масло углеводородов. Вторая проблема, являющаяся следствием конденсатообразования и также приводящая к отказам – образование конденсата в рабочих ячейках компрессора, которое приводит к увеличению потребления мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие газа.

Как правило, основным путем решения этой проблемы является составление теоретической модели поведения попутного газа в данных условиях (например, при конкретных давлении и температуре) с учетом состава компонентов этого газа.

Составление такой модели предоставляет возможность конкретизировать и учитывать в дальнейшем все параметры изменения рабочего агента - диапазона температур масла и газа, условия для учета точки росы перекачиваемого газа и с учетом этого применять масла повышенной вязкости.

Можно отметить также и негативное влияние низкого давления поступающего попутного газа на оборудование сбросовой свечи и входного трубопровода. С точки зрения безопасности технологических процессов, под влиянием вакууму в компрессорную установку может поступать воздух, что увеличивает взрывоопасность технологического процесса. Для устранения этих проблем на УПГ предусматривается применение системы входных клапанов КУ модернизированными быстродействующими клапанами с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет отсекать входной трубопровод от основной магистрали; комплектация компрессорных установок датчиками кислорода, определяющими его содержание в компримируемом газе, т.д.

Отдельно следует отметить процессы, связанные с регенерацией метанола. В состав технологического оборудования установки регенерации метанола (УРМ) входят следующие аппараты и агрегаты с технологическими трубопроводами, запорной арматурой и приборами КИПиА: выпарные колонны, огневые испарители, емкости буферные и рефлюксные, насосная система, АВО – аппараты воздушного охлаждения, т.д.

ВМС в количестве от 800 до 1600 кг/ч, с температурой Т = 15 ÷ 25 °С и давлением Р = 0,3 МПа подается по технологическому трубопроводу в блок огневой регенерации метанола БРМ. Насыщенный метанол после подогрева в буферной емкости до температуры +44 ÷ +59 °С за счет тепла жидкости, отводимой из испарителя, поступает в качестве питания в выпарную колонну.

Наивысшая степень извлечения метанола из раствора при данном аппаратурном оформлении процесса происходит при давлении Р = 0,13 МПа (абс.) и температуре в кубе колонны +108 °С, которая обеспечивается за счет тепла продуктов сгорания топливного газа в жаровой трубе. Пары регенерированного метанола с верха колонны отводятся в аппарат воздушного охлаждения, где охлаждаются до 30 ÷ 40 °С и поступают в рефлюксную емкость.

Температура верха колонны равная +77°С, поддерживается подачей регенерированного метанола (концентрации 90% масс.) в качестве орошения из емкости рефлюкса. Количество орошения регулируется клапаном регулятором температуры по температуре верха колонны, а готовый продукт (метанол концентрации 90% масс.) отводится с установки регенерации метанола по уровню в той же емкости рефлюкса. Кубовый остаток – вода со следами метанола концентрацией до 4,0% масс, стекает из испарителя в буферную емкость, где охлаждается до температуры 40 ÷ 45°С и далее отводится в емкость дренажную с полупогружным насосом. На период пуска заполнение системы производится из дренажной емкости через емкость буферную. Метанольные воды с УРМ из дренажной ёмкости полупогружным насосом направляются на очистку и утилизацию на площадку УПН ЦППН-3. Периодически метанольная вода подается на склад метанола площадки ДКС с УПГ для приготовления рабочего раствора метанола.

Таким образом, применяется регенерация метанола из водометанольной смеси с дальнейшей подачей его на склад метанола для повторного использования в технологическом процессе. Этот метод регенерации метанола является довольно распространенным и относительно эффективным. Вместе с тем, у метода имеются и некоторые недостатки, такие, например, как значительная энергоемкость создает условия для роста затрат и соответственно, повышения себестоимости переработки. Дополнительные затраты возникают также и при приобретении метанольных компонентов. Таким образом, применение данной схемы регенерации метанола в целом довольно затратно, следовательно, можно предусмотреть использование вараинтов регенерации с помощью альтернативных методов. В последнее время во многих работах показана высокая эффективность метода регенерации метанола путем его отдувки с использованием летучего ингибитора, для чего используются специально отведенные секции. Преимуществом данного метода является то, что он позволяет получить метанол уже на этапе транспортировки газа, в отсутствие дополнительного оборудования, что существенно упрощает схему.

Стоит также отметить, что рентабельность данного метода регенерации метанола зависит от наличия соответствующих производственных мощностей, и прежде всего, на самих промыслах. Использование такого метода регенерации возможно лишь в условиях высокой пропускной способности газодобывающих промыслов.

Итак, можно сделать вывод о том, что переработка попутного газа является высокоавтоматизированным технологическим процессом, предполагающей наличие сложной инженерной инфраструктуры и производственных мощностей. Плановый фонд работы оборудования составляет 8400 часов в год, однако по причине отказов отдельных единиц оборудования фактический фонд работы менее запланированного, что связано, прежде всего, с наличием отказов в работе отдельных узлов и систем. Для устранения этих проблем и повышения фонда работы оборудования ДКС с УПГ необходима разработка инженерных мероприятий, предусматривающих повышение работоспособности и снижение отказов оборудования.

 

Литература

 

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 №1715-р. Режим доступа: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW.

2. Кутепова Е.А., Книжников А.Ю., Кочи К.В. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России: ежегодный обзор. Вып. 3. М.: WWF-России, КПМГ, 2011. 43 с.

3. Технологический Регламент ООО «РН – Пурнефтегаз». ДКС с УПГ Харампурского месторождения. №ТР-007-УПТГиК, версия 2.00. г. Губкинский, 2016. 322 с.

 



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2018-01-08 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: