Энерготехнологическая схема утилизации попутного газа

УДК 665.622:66.066.6

Н. Д. Шишкин, К. В. Трофименко

ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО ГАЗА

В России ежегодно добывается около 35 млрд м3 попутного нефтяного газа (ПНГ), однако перерабатывается только 11-12 млрд м3, а остальной газ сжигается на факелах нефтяных месторождений. При сжигании факельных газовых выбросов на факеле не только происходят потери ценного углеводородного сырья - наносится значительный ущерб окружающей среде: тепловое загрязнение, загрязнение пылью, сажей и токсичными составляющими. В сложившихся обстоятельствах необходимы другие методы утилизации, такие как использование попутного газа в количестве топлива или закачка его обратно в пласт для поддержания газонапорного режима. Однако ни один из этих способов не позволяет в полной мере утилизировать газ, поэтому актуальной является разработка более совершенной системы утилизации ПНГ.

Целью работы являлся анализ существующих систем утилизации ПНГ и создание наиболее совершенной схемы, которая будет лишена недостатков, присущих существующим системам.

В первом типе систем утилизации попутный газ, который поступает из комплексов первичной подготовки нефти, предлагается очищать, осушать, компримировать и отправлять на газоперерабатывающий завод, где газ разделяется на пропанобутановую смесь, метан и легкие нефтяные фракции, если таковые присутствуют. Этой схеме присущи следующие недостатки: дороговизна оборудования, что делает ее нецелесообразной при малых дебитах газа или при малых размерах месторождения; относительно большое количество обслуживающего персонала; большая номенклатура оборудования; сравнительно сложный монтаж оборудования.

Во втором типе систем для утилизации попутного газа предлагается закачка ПНГ обратно в пласт, для поддержания газонапорного режима. Существует также усовершенствованная схема для закачки в пласт смеси попутного газа и воды [1]. Попутный нефтяной газ нагнетается в установку первой ступени компримирования, где в двухфазном винтовом компрессоре смешивается с технологической водой, после чего влажный попутный газ направляется в сепаратор, где отделяется лишняя вода. Затем газ попадает в дожимную компрессорную установку, где в смесительном устройстве смешивается с водой из внешнего источника и компрессором с гидрозатвором нагнетается через нагревающее устройство в скважину.

Данная система позволяет регулировать объемы закачиваемого газа и воды благодаря расходомерам и электроуправляемым задвижкам, а также за счет регулируемого электропривода компрессоров и насосов. Недостатком данной схемы является невозможность полной утилизации попутного газа в связи с его большим дебитом. Кроме того, питание для насосов, компрессоров и блока управления подается от внешнего источника, что приводит к дополнительным затратам. Следует также отметить, что сложность и дороговизна используемых компрессоров и задвижек делают установку менее окупаемой, чем ее аналог для закачки одной воды. Нагревательное устройство, установленное на устье скважины, также использует внешний источник энергии, что приводит к дополнительным энергозатратам.

В третьей схеме утилизации предлагает использовать ПНГ в качестве топлива для электрогенераторов с приводами различных типов, вырабатываемое электричество используется для энергообеспечения промысла. К недостаткам данной схемы следует отнести: наличие вредных выбросов в атмосферу в виде выхлопов; невозможность, из-за стандартного ряда двигателей и непостоянного дебита ПНГ, подобрать установку так, чтобы был утилизирован весь попутный газ; высокие требования к топливному газу.

Нами была разработана оригинальная система утилизации попутного газа, лишенная указанных недостатков, схема которой приведена на рис. 1.

с использованием микротурбин: 1 - установка первой ступени компримирования газа;

2 - многофазный винтовой насос-компрессор; 3, 14, 19 - насосы; 4, 6, 8, 15, 21 - расходомеры;

5, 13, 20, 29 - электроуправляемые задвижки; 7 - двухфазный сепаратор; 9 - патрубок;

10 - конденсатоотводчик; 11 - дожимная компрессорная установка; 12 - компрессор с гидрозатвором, совмещенный со смесительным устройством; 16 - нагнетательная линия; 17, 22 - обратные клапаны;

18 - насосная установка высокого давления; 23 - смесительное устройство; 24 - нагнетательная скважина; 25 - котел-утилизатор; 26 - блок управления комплексом оборудования; 27 - фильтр;

28 - блок микротурбин

Предлагается часть попутного газа сжигать в микротурбинах, что позволит компенсировать большую часть энергозатрат, а при больших дебитах газа - компенсировать полностью. Подобное решение особенно актуально в районах, где нет доступа к энергосетям: микротурбины могут частично или полностью заменить дизельные генераторы, позволяя экономить на топливе. Главным недостатком микротурбины является низкий КПД при производстве электроэнергии. Однако они имеют общий КПД около 80 %, вследствие того, что после турбины выхлопные газы, отдавшие часть тепла, поступают в котел-утилизатор (газоводяной теплообменник), нагревая сетевую воду до требуемой температуры. Таким образом, можно вместо нагревающего устройства на устье нагнетательной скважины использовать теплообменник для нагрева закачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС), что позволит наиболее полно использовать энергию сгорания попутного газа.

Микротурбины имеют следующие положительные характеристики: автоматическая синхронизация с сетью; отсутствие дрейфа частоты; низкий уровень вибраций, шума; полное отсутствие смазки при использовании «воздушного» подшипника; небольшая номенклатура ЗИПа, низкая стоимость эксплуатационных расходов; ресурс до капитального ремонта 70 000 часов и более; низкая трудоемкость технического обслуживания; способность принимать 100 % нагрузки; большой интервал замены воздушных фильтров; возможность работы на низкокалорийных топливах, высокосернистых и бедных газах с содержанием метана 30 % [2].

Следует отметить: микротурбина имеет низкий уровень эмиссий в выхлопе (25 ррт при 100 %-й нагрузке и практически до 0 при нагрузке меньше 50 %), что повышает экологичность установки.

Система утилизации ПНГ работает следующим образом: часть промыслового попутного газа низкого давления поступает в установку первой ступени компримирования газа. Его количество определяется с помощью расходомера 6 и регулируется с помощью электроуправляемой задвижки 5. В винтовом насосе-компрессоре газ смешивается с подаваемой насосом 3 водой, ГЖС сжимается и далее поступает в двухфазный сепаратор, где осаждается вода. Далее сжатый газ поступает в компрессор с гидрозатвором, совмещенный со смесительным устройством, где смешивается с водой для насосного режима; если ее недостаточно, насосом 14 добавляется вода от внешнего источника. Полученная в смесительном устройстве и сжатая ГЖС поступает через обратный клапан 17 в смесительное устройство 23, где смешивается с водой из насосной установки высокого давления 18, далее смесь проходит котел-утилизатор 25, где ей передается тепло от продуктов сгорания попутного газа в микротурбинной установке, и поступает в нагнетательную скважину. Другая часть газа регулируется с помощью электроуправляемой задвижки 5, поступает в микротурбинную установку 28 и используется в качестве топлива. Выхлопные газы направляются в котел-утилизатор 25, где отдают тепло нагнетаемой ГЖС, повышая ее температуру, что способствует улучшению показателей нефтеотдачи. После этого выхлоп очищается в фильтре 27 и выбрасывается в окружающую среду. В блоке микротурбин вырабатывается электроэнергия, от которой питается оборудование, необходимое для закачки ГЖС в пласт. Мощность микротурбинной установки и оборудования для закачки подбирается таким образом, чтобы микротурбинная установка полностью покрывала энергозатраты на компримацию и закачку, при этом количества попутного газа должно быть достаточно для обеспечения данных мощностей. В случае колебания дебита попутного нефтяного газа установку следует подбирать по максимальному дебиту. В случае его падения закачку в пласт надо будет сократить, а избыток электроэнергии использовать для питания другого промыслового оборудования. При больших дебитах попутного газа микротурбинная установка может быть подобрана таким образом, чтобы питать часть промыслового оборудования или даже промысел в целом.

Была выполнена оценка основных параметров микротурбины в зависимости от параметров пластовой смеси. Дебит ПНГ, м3/сут, определяется по формуле

вг = Мн • Г,

где Мн - дебит скважины, т/сут; Г - газосодержание нефти, м3/т.

Электрическая мощность, кВт, может быть определена по формуле

ЫТ =

л-вг  2

ё

86400

где п - электрический КПД микротурбины, п = 35 %; вя - минимальная удельная теплота сгорания попутного газа; вя = 41 740 кДж/м3.

Результаты расчета приведены на рис. 2.

Мн, т/сут

Рис. 2. Зависимость электрической мощности микротурбины от дебита нефти и ее газосодержания

Из графика видно, что электрическая мощность, которую можно получить от дебита ПНГ одной скважины, изменяется в диапазоне от 0 до 1 380 кВт при различных значениях дебита и газосодержания. При среднестатистическом дебите скважины 60 т/сут и газодержании 50 м3/т потенциальная электрическая мощность, которая может быть получена от одной скважины, составит 500 кВт. Таким образом, газа, добываемого всего двумя скважинами, достаточно для использования микротурбинной установки мощностью 1,0 МВт, которая обеспечит электроэнергией все технологическое оборудование, необходимое для закачки ГЖС в пласт, что делает эту установку для утилизации попутного газа полностью автономной.

Все технологические параметры системы могут быть сведены в систему уравнений:

вн + вв.н + в'г - в,

вг

в'г -

Г К • К 2 ВГС -

(вв.н - вг + вн ) • *1 • К2

вг

где вн - объемная подача блочной кустовой насосной станции (БКНС); вв.н - объемная подача винтового насоса (только вода); вг - объемный расход попутного газа на входе в винтовой насос; в’г - объемный расход попутного газа, сжатого после второй ступени компримирования; 1 1

*1 -

V -г нач у

1,33

К2 -

V рв.н у

1,33

- степень сжатия попутного газа на 1 и 2 ступенях соответст-

венно [3]; рнач - давление газа на входе в винтовой насос, рв.н - давление газа на выходе из винтового насоса; рн - давление воды, нагнетаемой БКНС; ВГС - водогазовое соотношение; в - расчетное количество ГЖС, необходимое для поддержания пластового давления [4].

Задаваясь значениями вг, вн. можно определить остальные параметры, на основе которых будут выбираться винтовой насос и компрессор второй ступени. Следует заметить, что вг - это часть попутного газа, которая закачивается в пласт, ее следует рассчитывать таким образом, чтобы остатка, сжигаемого в микротурбине, хватило на обеспечение необходимой для установки мощности. Поэтому после подбора оборудования следует выполнить проверочный расчет по условию

> Nк + Nв.н + Nб.у ,

где N - мощность привода компрессора; Мв.н - мощность привода винтового насоса; Мбу -мощность, необходимая для работы блока управления.

В заключение необходимо отметить следующее:

1. Недостатком наиболее совершенной из существующих схем утилизации ПНГ является невозможность использования всего добываемого попутного газа в связи с его большим дебитом. Кроме того, питание для насосов, компрессоров и блока управления подается от внешнего источника, что создает дополнительный расход средств, а сложность и дороговизна используемых компрессоров и задвижек делают установку менее окупаемой, чем ее аналог для закачки одной воды. Нагревательное устройство, установленное на устье скважины, также использует внешний источник энергии, что приводит к дополнительным энергозатратам.

2. Предложенная схема утилизации ПНГ, включающая дополнительно блок микротурбин и котел-утилизатор, позволяет использовать часть попутного газа как топливо для энергообеспечения, что устраняет вышеизложенные недостатки.

3. Расчеты показывают, что при дебите скважины 48 т/сут блок из двух турбин может выработать электрическую мощность 500 кВт, что соответствует годовой выработке электроэнергии 4,38 млн кВт-ч в год. Таким образом, предлагаемая система позволяет экономить до 7,5 млн руб ./год.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Пат. на полезную модель ЯШ 59 750 Ш Г04Б 19/06 / Грайфер В. И., Мартынов В. М.,

Максутов Р. А., Герасимов В. И.; опубл. 27.12.2006.

2. Касьянов В. М. Гидромашины и компрессоры: учеб. для вузов. - М.: Недра. 1981. - 308 с.

3. www.cogenerafor.ru/catalogue/power_plant/micro_turb/. Микротурбинные установки (МкТУ).

4. Нефтепромысловое оборудование: справочник / под ред. Е. И. Бухаленко, А. А. Коршунова. - М.: Недра, 1990. - 552 с.

Статья поступила в редакцию 29.10.2010

ENERGOTEHNOLOGICAL SCHEME OF ASSOCIATED GAS RECOVERY

N. D. Shishkin, K. V. Trofimenko

An original system of associated gas recovery is developed. The given system lacks of any essential drawbacks, which are peculiar to the existing systems. The dependencies, which are the base for equipment selection for the described scheme, are shown in the paper. Preliminary economic calculations show that the proposed system enables to save on electric power up to 7.5 million rub./year.

Key words: associated gas recovery, mikroturbine installation, poliphase screw pump-compressor, gas content, electric power.