Особенности компримирования низконапорного попутного газа высокой плотности винтовыми маслозаполненными компрессорами

21.10.14 07:31

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных месторождений. По оценкам специалистов, объемы добываемого в России ПНГ превышают сегодня 70 млрд. м³. Попутный газ необходимо собирать, подготавливать и подавать в транспортный газопровод. Такая технологическая задача решена специалистами компании ЭНЕРГАЗ на Алёхинском нефтяном месторождении (Тюменская область).

 

Станция компрессорная низких ступеней сепарации Алехинского месторождения  была оснащена пятью дожимными компрессорными установками (ДКУ) Enerproject типа EGSI-S-650/1500WA (см. фото 1 выше). Установки производительностью по 7000 м³/час компримируют низконапорный (0,01 МПа) ПНГ, поступающий с концевой ступени сепарации, и закачивают его в трубопровод под давлением 1,7 МПа. 

 

При вводе в эксплуатацию данных ДКУ инженеры ЭНЕРГАЗа столкнулись с тремя проблемами: 

 

• выброс масла под действием вакуума из маслосистемы во входной фильтр-скруббер;

• образование конденсата в рабочих ячейках компрессора при сжатии ПНГ; 

• нарушение циркуляции масла в компрессорных установках при отрицательных температурах (ниже -10°С).

 

Модернизация входных клапанов

 

При аварийном останове ДКУ происходил выброс масла под действием вакуума из маслосистемы во входной фильтр-скруббер. В первую очередь, это связано с очень большой разницей в давлении на входе и на выходе ДКУ, и если не отсекать входной трубопровод от основной магистрали, то 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 скруббер. Во-вторых, параметры технического задания (по давлению), которые учитывались при проектировании и производстве ДКУ, отличались от реальных условий эксплуатации.

 

Чтобы обеспечить нормальную работу компрессорных установок при крайне низком давлении попутного газа, было принято решение провести модернизацию системы входных клапанов, установив на входе газа быстродействующие клапаны. Инженеры компании ЭНЕРГАЗ и специалисты швейцарской фирмы ENEPROJECT SA (изготовитель установок) успешно решили данную задачу.

 

Клапан 

 

По специальному заказу изготовили электромеханический привод входного клапана, снабженный пружинным отсекателем. Сложность заключалась в том, что необходимо было вмонтировать, «вписать» данный электропривод в существующий модуль ДКУ, в котором пространство ограничено. Для того чтобы создать момент силы для мгновенного закрытия при аварийной ситуации входного клапана (задвижки) диаметром 400 мм, требуется усилие порядка 3000 Н·м. Такое под силу только специальной пружине, однако она получилась бы неприемлемо больших размеров. И тогда было решено разделить это усилие между двумя пружинами, что позволило сделать электропривод более компактным и разместить его в существующем блоке-модуле. 

 

Важно отметить, что параллельно был расширен функционал системы автоматического управления ДКУ. САУ четко отслеживает статус и суть поступающих сигналов, проводит анализ и оперативно выдает соответствующие команды: на нормальный останов либо на аварийный «стоп».

 

Предотвращение образования конденсата

 

Газ, который поступает из цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН), имеет плотность более 1,3 кг/м³, то есть в компрессорных установках сжимается так называемый тяжёлый газ. Характерной особенностью этого газа является повышенная растворимость в масле. 

 

В маслоотделителе, который работает при выходном давлении p_к=1,7 МПа (см. рис. 1а), большое количество газа, особенно тяжёлых фракций, растворяется в масле. Масло из маслоотделителя подаётся в рабочие ячейки сжатия маслозаполненных винтовых компрессоров. Давление в рабочих ячейках ниже давления внутреннего сжатия p₂ и газ начинает интенсивно выходить из масла в объём рабочих ячеек, что ведёт к увеличению давления в них и к увеличению давления внутреннего сжатия до величины p₂'. При этом уменьшаются затраты мощности на внешнее сжатие и затраты мощности на сжатие одного килограмма газа в компрессоре (на рис.1а заштрихованная площадь пропорциональна экономии энергии на сжатие одного килограмма газа).

 

Однако если температура газа в рабочих ячейках будет ниже температуры конденсации каких-либо фракций газа, то они начнут конденсироваться в рабочих ячейках. Конденсат занимает меньший объём, нежели газ, поэтому конденсация газа приводит к уменьшению давления в рабочих ячейках и уменьшению давления внутреннего сжатия от величины p₂ до p₂" (см. рис. 1б). Это ведёт к увеличению затрат мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие одного килограмма газа в винтовых маслозаполненных компрессорах (на рис.1б заштрихованная площадь пропорциональна увеличению мощности на сжатие газа).

 

Кроме того, растворение газа в маслоотделителе приводит к снижению кинематической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслоотделителе.

 

Для предотвращения конденсации масла в рабочих ячейках компрессора решено было расширить диапазон рабочих температур масла и газа. При этом начальные настройки рабочих параметров компрессорной установки фиксировались следующие: температура масла 55°C, температура газа 85°С. Данные рабочие температуры не позволяли избежать образования конденсата. Проведение ряда расчетов и экспериментов позволило обосновать повышение рабочих температур компрессорной установки: температуры масла — до 75°C, температуры газа — до 105°С.  Для сохранения работоспособности компрессорных установок потребовалась замена масла Mobil Glycoil MG11 на MG22 с повышенным индексом вязкости.

 

Дальнейшая эксплуатация компрессорных установок подтвердила правильность инженерного решения.

 

Модернизация системы теплообмена

 

Для нормальной циркуляции масла при отрицательных температурах потребовалась модернизация системы охлаждения компрессорных установок.

 

Замена масла MG11 на MG22 нарушила циркуляцию масла в масляной системе во время запуска компрессорных установок после длительной стоянки при отрицательных температурах (ниже -10°C). Это происходило из-за большой вязкости масла в выносном аппарате воздушного охлаждения (АВО, см. фото 2). Во избежание такой ситуации было разработано инженерное решение по подогреву масла в АВО во время пуска компрессорной установки.

 

Фото 2

 

В период пуска масло маслонасосом перемещается по малому кольцу и подогревается электрическим подогревателем масла в маслоотделителе (так называемый «горячий пуск») и за счёт трения и сопротивления в трубах. Для нормальной работы это тепло необходимо отводить в АВО, но масло туда не поступает, так как требуется большое усилие, чтобы выдавить густое масло из АВО. В итоге, последовало предложение: тепло из маслобака и маслоотделителя отводить жидкостью и эту жидкость использовать для обогрева АВО.

 

С этой целью установили дополнительные элементы системы теплообмена (см. рис. 2): жидкостной теплообменник в маслобаке; насос циркуляции жидкости; жидкостной радиатор для обогрева АВО; вентилятор принудительной циркуляции воздуха; воздуховод; мембранный расширительный бак для жидкости; соединительные трубопроводы; приборы КИПиА.

 

В качестве жидкости применили раствор гликоля с концентрацией, обеспечивающей незамерзание жидкости до температуры -45°C. Помимо гликоля может применяться также тосол.

 

Таким образом, в период пуска компрессорной установки (это 20–25 мин.) тепло, которое выделяется при сжатии газа в компрессоре и передается маслу, отбирается гликолем в жидкостном теплообменнике (1). Насосом (2) разогретый гликоль подаётся в жидкостной радиатор (3). Радиатор принудительно обдувается воздухом, который подаёт вентилятор (4). Разогретый воздух по воздуховоду (5) подаётся в АВО и нагревает в нём масло до температуры, необходимой для начала нормальной работы компрессорной установки.

 

Рис. 2

 

Вывод

 

Опыт создания данной компрессорной станции (см. фото 3) показал, что компания ЭНЕРГАЗ предлагает в каждом конкретном случае индивидуальные технические решения, разработанные с учётом особенностей эксплуатации установок. Индивидуальный подход позволяет добиться максимальной эффективности и надёжности при эксплуатации газодожимного оборудования. 

 

При  сжатии тяжёлого газа (газа высокой плотности) предлагается повышать температуру масла на впрыске в рабочие ячейки, температуру газомасляной смеси на нагнетании для того, чтобы избежать конденсации газа в рабочих ячейках. Одновременно следует использовать для смазки компрессора масло более высокой вязкости и подогревать масло в АВО в период пуска компрессора после длительной стоянки при низких температурах. Для работы с ПНГ, давление которого приближено к вакууму, необходимо устанавливать на входе газа в ДКУ быстродействующие клапаны.

 

И.В. Автономова — доцент, к.т.н, заместитель заведующего кафедрой «Вакуумная и компрессорная техника» МГТУ им. Н.Э.Баумана

 

А.Ю. Шур — генеральный директор ООО «БелгородЭНЕРГАЗ»

 

Фото 3

 

Читайте также: