Попутный газ последних ступеней сепарации. Компримирование низконапорного ПНГ

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

А.А. Крамской, генеральный директор, ООО «СервисЭНЕРГАЗ»; А.В. Филиппов, инженер-нефтяник, ООО «ЭНЕРГАЗ»

Попутный газ последних ступеней сепарации. Компримирование низконапорного ПНГ

Вопрос о том, сжигать или не сжигать попутный газ на факелах, решен в России окончательно и бесповоротно. И особое значение сегодня приобретает задача максимального использования попутного газа последних ступеней сепарации, который занимает значительную долю в потерях ПНГ.

ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ -ПРОДУКТ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь углеводородов с наименьшей молекулярной массой (метан, этан, пропан, бутаны и др.). Содержится в пластовой жидкости и выделяется из нее путем сепарирования. ПНГ - ценный углеводородный ресурс, используется и как топливо, и как сырье для получения различных химических веществ. Из попутного газа путем химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен для производства пластмасс и каучуков.

Процесс разгазирования пластовой нефти, т.е. выделение из нее попутного газа, может начинаться уже в насос-но-компрессорных трубах нефтяных скважин. По мере движения продукции из скважин по нефтегазопроводам также происходит выделение нефтяного газа. Таким образом, поток пластовой нефти переходит из однофазного состояния в двухфазное - разгазирован-ная нефть и попутный нефтяной газ. Это происходит в результате падения давления и изменения температуры пластовой жидкости. При этом объем газа, выделяемого из пластовой нефти, увеличивается.

Однако совместное хранение или транспортировка нефти и ПНГэкономически нецелесообразно. Как правило, объем выделяемого газа в несколько раз превышает объем жидкости. Потребовались бы огромные герметичные емкости и трубопроводы большого диаметра. Поэтому на объектах добычи и подготовки нефтегазовый поток разделяют на

два - нефтяной и газовый. Разделение потока происходит в специальных аппаратах - сепараторах (фото 1), в которых создаются условия для более полного отделения ПНГ от нефти. Разгазиро-вание нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией.

СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ

Для извлечения ПНГ используются сепараторы различных типов (в основном горизонтальные цилиндрические). На объектах подготовки нефти и газа сепарация нефти, как правило, осуществляется в несколько этапов (ступеней). Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенном давлении и температуре. Многоступен-

чатая сепарация позволяет получить более стабильную нефть, нежели одноступенчатая. Количество ступеней сепарации зависит от физико-химических свойств добываемой нефти, пластового давления, обводненности и температуры флюида, а также требований, предъявляемых к товарной нефти. Эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторождений легкой нефти с высокими газовыми факторами и давлениями на головках скважин. Регулируемые давление и температура создают условия для более полного отделения газа от нефти. Давление на сепараторе 1-й ступени всегда больше, чем на сепараторах 2-й и последующих ступеней. Показатели давления на ступенях се-

Фото 1. Разделительные сепараторы на установке подготовки нефти

78

№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

парации зависят от многих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вносятся в технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объема добываемой нефти.

Выделяемый газ требует специальной подготовки и применения соответствующего технологического оборудования. Как правило, подготовка ПНГ включает следующий комплекс мероприятий: осушка, удаление механических примесей, сероочистка, отбензинивание (извлечение жидких углеводородов С3+выше), удаление негорючих компонентов газа (азот, двуокись углерода), охлаждение, компримирование.

Подготовленный попутный газ обычно распределяется следующим образом (рис. 1). Часть его идет на собственные нужды промысла - подается на подогреватели нефти, применяется в качестве топлива для газопоршневых или газотурбинных электростанций, котельных. Другая часть транспортируется стороннему потребителю, например на газоперерабатывающий завод с целью получения продуктов газохимии (если ГПЗ находится в районе добычи нефти). Используется ПНГ и для обратной закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи (система «газлифт»).

ПНГ НАДО ИСПОЛЬЗОВАТЬ МАКСИМАЛЬНО

Еще недавно вышеописанная схема отображала исключительно использование ПНГ1-й ступени сепарации. Попутный газ 2-й и последующих ступеней, как правило, в полном объеме направлялся в факельную линию для сжигания. Причина в том, что газ с последних ступеней является самым сложным в подготовке для дальнейшего применения. Такой ПНГ по плотности и содержанию компонентов С, значительно

3+выше

«тяжелее» газа 1-й ступени. Например, плотность газа 2-й ступени может превышать 1700 г/м3, а содержание С - 1000 г/м3. Соответственно, ко-

3+выше '

личество выпадающего конденсата в газопроводах ПНГ 2-й и последующих ступеней гораздо больше в сравнении с тем же показателем в газопроводе 1-й ступени. Газ концевых ступеней отлича-

Рис. 1. Рациональное использование попутного газа

ется также повышенным содержанием механических примесей и капельной влаги. Плюс к этому - его обязательно необходимо компримировать (фото 2). То есть рациональное использование ПНГ последних ступеней требует соз-

дания дополнительной инфраструктуры сбора и подготовки, что повышает себестоимость попутного газа и снижает рентабельность промыслов. Поэтому многие добывающие компании шли на затраты крайне неохотно, а

Фото 2. Биттемское месторождение ОАО «Сургутнефтегаз». Компрессорная станция для компримирования низконапорного ПНГ

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016

79

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Фото 3. Фильтр-скруббер встроен в блок-модуль вакуумной компрессорной установки «ЭНЕРГАЗ» на ДНС-1 Вынгапуровского м/р ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

зачастую вынужденно устранялись от задачи рационального использования такого ПНГ.

Ситуация стала меняться с января 2009 г., когда правительство определило жесткий норматив использования попутного нефтяного газа на уровне 95%. Вопрос о том, сжигать или не сжигать попутный

газ на факелах, решен в России окончательно и бесповоротно. Сжигать ПНГ стало накладно. Однако срабатывают не только экономические санкции.Копоть от горящих факелов очерняет репутацию нефтяных компаний. Поэтому с каждым годом возрастает число промыслов, где не только эко-

номят на штрафах и компенсационных выплатах, но и извлекают прямую экономическую выгоду из рационального использования ПНГ. Для таких рачительных экологосберегающих компаний на приоритетном месте находится и забота о собственном профессиональном престиже в глазах государства и общества.

Сегодня в условиях падения добычи нефти на многих месторождениях особое значение приобретает максимальное использование попутного газа последних ступеней сепарации. Именно этот газ занимает значительную долю в потерях ПНГ. Учитывая это, нефтегазодобывающие компании пристальное внимание обратили на современные технологические возможности его рационального использования. И те, кто уже предпринял необходимые усилия, на деле убедились в правильности своего решения.

КОМПРИМИРОВАНИЕ-ВАЖНЫЙ ЭТАП ПОДГОТОВКИ НИЗКОНАПОРНОГО ПНГ

Отметим еще один важный фактор: попутный нефтяной газ 2-й и последующих ступеней сепарации нефти является низконапорным. Его собственного давления,которое не превышает 0,4-0,5 МПа, недостаточно для транспортировки ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или для закачки в трубопровод до головной компрессорной станции,обеспечивающей доставку газа стороннему потребителю.

Технологическая задача компримиро-вания низконапорного ПНГ решается с учетом особенностей конкретных промыслов. Месторождения оснащаются так называемыми малыми компрессорными станциями (КС), основу которых составляют дожимные компрессорные установки (ДКУ) низкого давления. В случае если давление газа приближено к вакууму (0,001-0,01 МПа), на КС применяются вакуумные компрессорные установки (ВКУ).

Для обеспечения надежной работы КС разрабатываются специальные инженерные решения, исходящие из состава газа, условий эксплуатации и проектных требований.

Фото 4. Адсорбционный осушитель для дополнительной осушки попутного газа на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения ОАО «Аганнефтегазгеология»

80

№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

Фото 5. Узел учета компримируемого газа в компрессорных установках

ОСОБЕННОСТИ КОМПРИМИРОВАНИЯ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА

Для компримирования ПНГ последних ступеней сепарации используются, как правило, ДКУ и ВКУ на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Рассмотрим решение некоторых проблем, возникающих при компримировании низконапорного газа. Необходимость доочистки тяжелого (жирного) ПНГ. Несмотря на то что в компрессорную установку (КУ) зачастую поступает уже подготовленный газ, содержание в нем механических примесей и капельной влаги не соответствует условиям нормальной эксплуатации высокоэффективных КУ. Требуется дополнительная комплектация системы фильтрации, которая расширяет возможности основных ее элементов (газомасляного сепаратора и коалесцентных фильтров):

• на входе газа устанавливается фильтр-скруббер (фото 3), оснащенный автоматической дренажной системой для откачки конденсата;

• на выходе из КУ устанавливаются дополнительные фильтры тонкой очистки газа. Они, как и фильтр-скруббер, встраиваются в существующий блок-модуль, что обеспечивает компактное размещение оборудования;

• вместе с КУ могут поставляться компактные адсорбционные или рефрижераторные осушители газа в отдельном укрытии (фото 4).

Риск конденсатообразования.Работа компрессорных установок на тяжелом (жирном) газе в процессе компримирования всегда сопровождается риском конденсатообразования внутри системы. При этом возникает две проблемы: 1) растворение в масле большого количества углеводородов, ведущее к повышенному насыщению масла газоконденсатом, снижению кинематической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслобаке; 2) образование конденсата в рабочих ячейках компрессора, которое приводит к увеличению потребления мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие одного килограмма газа. Задача решается следующим способом:

• проводится детальный анализ компонентного состава газа и расчеты в

специальной программе, создающей теоретическую модель поведения газа при определенных условиях (температуре и давлении). Это дает возможность определить такие параметры расширения рабочего диапазона температур масла и газа, которые позволяют превысить точку образования росы для перекачиваемого газа;

• в маслосистеме КУ используется более вязкое масло.

Негативное влияние крайне низкого давления ПНГ, близкого к вакууму (0,001-0,01 МПа). Компримирование газа с давлением, близким к вакууму, влечет следующие проблемы: 1) возникает большая разница в давлении на входе и на выходе КУ, вследствие

Фото 6. Дожимные компрессорные установки ангарного типа от компании «ЭНЕРГАЗ» снабжают попутным газом турбины ГТЭС Талаканского месторождения

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016

81

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Фото 7. Отсек САУ компрессорной установки на КС Мурьяунского месторождения

чего давление газа, имеющееся в установке, сбрасывается не только через сбросовую свечу, но и через входной трубопровод. При этом происходит унос масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер; 2) под действием вакуума в компрессорную установку может поступать воздух, что увеличивает взрывоопасность технологического процесса. Возможные решения: • оснащение системы входных клапанов КУ модернизированными быстродействующими клапанами с электромеха-

ническими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет отсекать входной трубопровод от основной магистрали;

• комплектация КУ датчиками кислорода, определяющими его содержание в компримируемом газе. Изменение характеристик исходного газа. По условиям некоторых проектов компрессорные установки компримиру-ют смешанный попутный газ, поступающий с разных объектов добывающего комплекса. Соответственно, основные

его параметры (состав, плотность, температура точки росы, теплотворная способность) могут меняться. Параметры исходного газа изменяются и при длительной добыче на одном объекте - в силу истощения запасов углеводородов, обводненности скважин и т.д. Чтобы контролировать этот процесс (и затем при необходимости варьировать эксплуатационные характеристики КУ), компрессорные установки могут оснащаться следующим дополнительным оборудованием:

• потоковый хроматограф с устройством отбора проб для определения состава и теплотворной способности газа;

• потоковый измеритель температуры точки росы газа по воде и углеводородам (с устройством отбора проб);

• замерное устройство расхода ком-примируемого газа (фото 5). Условия эксплуатации.Нередко ком-примирование низконапорного ПНГ проходит в тяжелых условиях: 1) климатические условия, когда минимальная температура воздуха достигает минус 60 0С, а температура наиболее холодной пятидневки - минус 50 0С; 2) особенности состава газа - например, высокое содержание соединений сероводорода; 3) удаленность (труднодоступность) объектов, что осложняет техническое обслуживание и контроль за ходом эксплуатации оборудования. Поэтому на практике применяются следующие решения:

• выбор из различных вариантов исполнения: КУ ангарного (внутрицехового) типа на открытой раме (фото 6), блок-модуль во всепогодном укрытии, КУ в специальном арктическом исполнении;

• оснащение КУ модернизированными системами теплообмена, комплектация маслосистемы автоматическим поточным вискозиметром;

• использование специальных сплавов и антикоррозийных материалов при производстве компрессорных установок;

• оснащение КУ устройством плавного пуска двигателя;

• резервирование некоторых элементов оборудования внутри блока-модуля (например, сдвоенные фильтры маслосистемы или насосы системы охлажде-

Фото 8. Компрессорная станция Речицкого месторождения («Белоруснефть») компримирует низконапорный ПНГ

82

№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

Фото 9. Газодожимное оборудование низкого давления на ДНС-2 НГДУ «Комсомольскнефть»

ния), особенно когда компрессорные станции эксплуатируются без резервной установки;

• использование современной САУ (фото 7), которая автоматически поддерживает установку в рабочем режиме, обеспечивает эксплуатационные параметры и связь с верхним уровнем АСУ ТП, управляет системами жизнеобеспечения и безопасности.

НАКОПЛЕННЫЙ ОПЫТ -КЛЮЧ К УСПЕХУ

В нефтегазовом сообществе сложилась традиция: решение нестандартных технологических задач доверять инженерным коллективам, многократно проверенным на практике. Опыт реализации проектов компримирования низконапорного газа сосредоточен сегодня в компании «ЭНЕРГАЗ».

Компрессорные установки от компании «ЭНЕРГАЗ» функционируют в составе компрессорных станций на ряде объектов нефтегазодобывающей отрасли. Это электростанции собственных нужд (ЭСН), установки подготовки нефти (УПН), цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН), цеха контрольной проверки нефти (ЦКПН), дожимные насосные станции (ДНС), центральные перекачивающие станции (ЦПС), установки предварительного сброса воды (УПСВ), центральные пункты сбора нефти (ЦПСН), центральные нефтега-зосборные пункты (ЦНГСП), установки комплексной подготовки газа (УКПГ). География проектов «ЭНЕРГАЗа» по компримированию низконапорного ПНГ охватывает территорию от Республики Беларусь (фото 8) до Крайнего Севера и до Республики Саха (Якутия). Всего

в активе компании 53 таких проекта, в них задействовано 125 компрессорных установок.

79 компрессорных установок компри-мируют ПНГ с давлением в диапазоне 0,16-0,4 МПа на следующих месторождениях: Конитлорское, Западно-Ка-мынское, Мурьяунское, Юкъяунское, Се-веро-Лабатьюганское, Тромъеганское, Западно-Чигоринское, Верхне-Надым-ское, Южное Хыльчую, Талаканское, Ро-гожниковское, Биттемское, Ульяновское, Тевлинско-Русскинское, Верхнеколик-Е-ганское*, Игольско-Таловое, Пякяхин-ское*, Верх-Тарское, Восточно-Мессоях-ское*, Ай-Пимское, Южно-Нюрымское*, Западно-Могутлорское. Еще 36 КУ работают на ПНГ крайне низкого давления (0,01-0,15 МПа) на месторождениях: Алехинское, Быстрин-ское, Комсомольское (фото 9), Ватье-ганское, Федоровское, Лянторское, Гежское, Рогожниковское, Речицкое, Восточно-Мессояхское*, Варандейское, Северо-Лабатьюганское, Талаканское. Для компримирования попутного газа с давлением, близким к вакууму (0,0010,01 МПа), используются 10 КУ на Вын-гапуровском (фото 10), Ярайнерском*, Еты-Пуровском, Советском, Вынгаяхин-ском, Вахском месторождениях.

Жизнь убеждает: для рационального применения ПНГ в максимально возможных объемах потребуются целенаправленные усилия государства, общества и бизнеса, слаженная работа нефтяников, проектировщиков и производителей специального технологического оборудования.

Фото 10. Вакуумные компрессорные установки «ЭНЕРГАЗ» работают на попутном газе с давлением 0,001 МПа

И^РГАЗ

ГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ООО «ЭНЕРГАЗ» 105082, Москва, ул. Большая Почтовая, д. 55/59, стр. 1 Тел.: +7 (495) 589-36-61 Факс: +7 (495) 589-36-60 e-mail: info@energas.ru www.energas.ru

Проекты находятся на стадии реализации.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016

83