ЭНЕРГАЗ: проблемы низконапорного ПНГ решаем комплексно

11.09.21 18:04

- Рады видеть вас, уважаемый Александр Александрович, в добром расположении духа и полным рабочей энергии. С момента нашей предыдущей беседы прошло более года. Поэтому первый вопрос: как идут дела у коллектива СервисЭНЕРГАЗа в этот непростой период?

 

- Безусловно, организационные особенности и санитарные ограничения, введенные в связи с пандемией, наложили свой отпечаток. Но отмечу главное – сложности пандемии мобилизовали нас. Мы смогли оперативно организовать работу в этих условиях и сконцентрировали свой опыт на качественном исполнении обязательств перед заказчиками. Сегодня наш сервисно-технический дивизион сосредоточен на плановых и оперативных работах, которые ведутся своевременно и качественно – под строгим организационным и техническим контролем.

 

Считаю, пандемия испытала нас на профессиональную и человеческую прочность. В этом году мы уже осуществили порядка 250 выездов на монтажные, пусковые, регламентные и ремонтные работы в различные регионы страны и за рубеж.

 

ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ

 

- Чем объясняется такое внимание именно к ПНГ?

 

- Дело в компетенциях. Нашим специалистам сегодня по плечу комплексное решение задач подготовки и компримирования ПНГ практически любой сложности.

 

- Интересен опыт, накопленный в ЭНЕРГАЗе по этому виду газа.

 

- Для начала вспомним, что такое попутный нефтяной газ или ПНГ. Это смесь различных газообразных углеводородов, растворённых в нефти или находящихся в шапках нефтяных и газоконденсатных месторождений. Всем, думаю, более известен бытовой природный газ. Природный газ является смесью газов, образовавшихся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.

 

Сравнивая их состав, видим, что в ПНГ содержание тяжелых углеводородов, то есть компонентов С3+выше, в десятки раз больше, чем в природном газе. Поэтому нефтяники неспроста именуют ПНГ тяжелым или «жирным» газом.

 

Процесс разгазирования нефти при добыче может начинаться уже в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин. И при движении продукции из скважин по нефтегазопроводам также происходит выделение ПНГ. В итоге, поток пластовой нефти переходит из однофазного состояния в двухфазное. То есть идет разделение на разгазированную нефть и попутный нефтяной газ. Причины этому – падение давления и изменения температуры пластовой жидкости.

 

Совместное хранение или транспортировка нефти и ПНГ экономически нецелесообразно, так как объем выделяемого газа в разы превышает объем жидкости, то есть объем нефти. И совместная обработка нефти и ПНГ потребовала бы крупноразмерных трубопроводов и насосного оборудования.

 

Вот поэтому на объектах добычи нефтегазовый поток разделяют на два – нефтяной и газовый. Это разделение идет в сепараторах, где создаются условия для максимального выделения ПНГ из нефти. Подчеркнем, что выделяемый газ надо подготавливать на специальном технологическом оборудовании.

 

Разделительные сепараторы на установках подготовки нефти

 

ПОДГОТОВКА ПНГ – КОНКРЕТНАЯ ИНЖЕНЕРНАЯ РАБОТА

 

- Александр Александрович, расскажите, что скрывается под термином «подготовка ПНГ»?

 

- Никакого секрета здесь нет, а есть конкретная инженерная работа. Подготовка ПНГ – это комплекс обязательных технологических мероприятий. Здесь – осушка газа, удаление механических примесей, сероочистка (при высоком содержании сероводородов), отбензинивание (извлечение жидких углеводородов, всё что выше С3), удаление негорючих компонентов газа (азота, двуокиси углерода). Это также охлаждение для нормальной транспортировки газа и, конечно, компримирование, чтобы газ в принципе начал двигаться по трубам.

 

Предварительно подготовленный попутный нефтяной газ обычно распределяется следующим образом. Часть идёт на нужды промысла – подаётся на подогреватели нефти, на котельные, применяется в качестве топлива для газопоршневых и газотурбинных электростанций. Часть транспортируется потребителям, к примеру, на газоперерабатывающие или нефтехимические предприятия. ПНГ также используют для обратной закачки в пласт для повышения нефтеотдачи, такая система называется «газлифт». О способах применения ПНГ можно рассказывать подробно, но это темы других обсуждений.

 

Нам же, как специалистам в сфере комплексной подготовки газов различного типа, важно констатировать следующее. Еще недавно технологическая схема сводилась к использованию ПНГ только 1-й ступени сепарации нефти. Хотя есть еще 2-я и 3-я, но судьба попутного газа этих ступеней была предопределена – его, как правило, сжигали на факелах, ведь такой газ более сложен в подготовке.

 

Например, ПНГ с концевых ступеней сепарации значительно плотнее и по содержанию компонентов С3+выше тяжелее газа первой ступени. Плотность газа 2-й ступени сепарации может превышать 1700 грамм на кубический метр, а содержание именно тяжелых углеводородов может составлять более 1000 г/м3. Соответственно, количество выпадающего конденсата в газопроводах ПНГ 2-й и последующих ступеней гораздо больше, чем те же показатели в газопроводах ПНГ 1-й ступени сепарации. Газ концевых ступеней также отличается высоким содержанием механических примесей и капельной влаги, и ко всему прочему его, как правило, надо компримировать.

 

То есть рациональное использование ПНГ последних ступеней требует дополнительной инфраструктуры для сбора и подготовки, что повышает себестоимость газа и снижает рентабельность добычи. Поэтому компании в своё время не шли на эти затраты и зачастую сжигали ПНГ на факелах.

 

ГТЭС Талаканского месторождения в Якутии работает на попутном газе

 

ФАКЕЛЫ ГАСНУТ – ПРИРОДА ОЖИВАЕТ

 

- И что же, ситуация изменилась?

 

- Помню, что в былые годы, когда я в качестве начинающего инженера бывал по работе в наших северных городах, Сургуте или Ноябрьске, подлетая к ним в темное время, видел, как освещение вокруг этих центров нефтедобычи просто «пылало» за счёт факелов и сверху представлялось сказочным зрелищем. Сейчас, посещая эти места, вижу, что такой «подсветки» больше нет.

 

Ситуация изменилась, когда после января 2009 года правительство ввело жёсткие нормативы, по которым рациональной утилизации должно подвергаться 95% всего ПНГ. И вопрос о том, сжигать или не сжигать попутный газ на факелах, был решен в России окончательно и бесповоротно. Сжигать ПНГ стало накладно финансово и вредно для экологической репутации нефтедобывающих предприятий.

 

Нам, конечно же, отрадно, что ЭНЕРГАЗ вот уже 14 лет активно участвует в общей работе по рациональной утилизации «попутки». В частности, благодаря нашим инженерным разработкам, растет доля низконапорного газа во всем объеме полезного использования ПНГ. В справедливости этого утверждения многие нефтяники убедились на практике.

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НИЗКОНАПОРНОГО ПНГ ДОСТУПНО

 

- Спасибо за это отступление. Но вернемся к технологиям работы с низконапорным ПНГ.

 

- Почему же мы используем такой термин, как «низконапорный»? Сами нефтяники называют так попутный газ концевых ступеней сепарации нефти. Его собственное давление не превышает 0,45 МПа, что не позволяет транспортировать ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или подавать на головную компрессорную станцию для доставки стороннему потребителю.

 

И в этой ситуации технологическая задача компримирования низконапорного ПНГ решается комплексно. Месторождения оснащаются малыми компрессорными станциями или компрессорными станциями низких ступеней сепарации (СКНС), основа которых – газодожимные установки низкого давления.

 

Добавлю, что в ситуациях, когда давление попутного газа близко к вакууму (то есть его значение от -0,05 до 0,01 МПа), на СКНС применяют вакуумные компрессорные установки. Несколько лет назад мы осуществили первый такой проект, когда на Вынгапуровском месторождении «Газпром нефти» пустили два агрегата. Сейчас уже 35 наших вакуумных машин действуют на различных объектах нефтегаза.

 

Вакуумные компрессорные установки «ЭНЕРГАЗ» на Вынгапуре для низконапорного ПНГ (0,001 МПа)

 

Так вот, надежная работа подобных компрессорных установок низкого давления обеспечивается специальными инженерными решениями – с учетом состава и качества исходного газа, условий эксплуатации, индивидуальных проектных требований.

 

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ИНЖЕНЕРНЫЕ РЕШЕНИЯ СНИМАЮТ ПРОБЛЕМЫ

 

- То есть мы подошли к конкретному опыту внедрения решений, уже опробованных ЭНЕРГАЗом?

 

- Да, начиная с 2007 года накоплен действительно уникальный опыт, ведь наша группа компаний специализируется и развивается именно на проектах комплексной газоподготовки. Инженеры ЭНЕРГАЗа тщательно учитывают все особенности компримирования низконапорного ПНГ, используя, как правило, установки на базе винтовых маслонаполненных компрессоров. Скажу об основных факторах, осложняющих этот процесс, и инженерных решениях по ним.

 

Первое – это необходимость доочистки ПНГ. Несмотря на то что в компрессорную установку поступает уже подготовленный газ, содержание в нем механических примесей и капельной влаги не соответствует условиям нормальной эксплуатации эффективного агрегата и не позволяет достигнуть на выходе установленных проектных параметров по чистоте.

 

Поэтому возможности основных элементов системы фильтрации компрессорных установок (а это газомасляный сепаратор 1-й ступени и коалесцирующий фильтр 2-й ступени очистки) расширяются за счет дополнительной комплектации. То есть на входе устанавливается так называемый двухступенчатый фильтр-скруббер. Двухступенчатый – это значит, что есть первая ступень сепарации, которая отделяет механические примеси, и вторая ступень – отделение капельной жидкости из газа, поступающего в установку. Скруббер оснащен автоматическим дренажем, специальной емкостью для отвода конденсата и системой сигнализации о загрязнении фильтрующих элементов. Также на выходе из установки мы ставим фильтры тонкой очистки газа.

 

Многоступенчатая система сепарации газа, усиленная фильтром-скруббером

 

В некоторых проектах наши машины оснащаются узлом осушки газа, действующим в режиме рекуперации температуры. В линию нагнетания интегрируются охладитель и подогреватель, которые образуют промежуточный контур и обеспечивают охлаждение газа, отбой и удаление жидких фракций, подогрев газа. В итоге, за счет применения метода рекуперативного теплообмена мы получаем осушенный газ с температурой, существенно превышающей температуру точки росы, что исключает выпадение конденсата в ходе последующей транспортировки.

 

В особых случаях вместе с компрессором поставляем в отдельных укрытиях компактные адсорбционные или рефрижераторные осушители газа для дополнительной очистки и осушки.

 

Следующая проблема такова: работа компрессорных установок на тяжёлом (жирном) газе в процессе компримирования всегда сопровождается риском конденсатообразования.

 

При этом в масле растворяется большое количество углеводородов, ведущих к перенасыщению масла газоконденсатом, снижению кинематической вязкости и увеличению уровня масла в маслобаке, а это, конечно, приводит к преждевременному износу агрегата. Еще одно негативное следствие – образование конденсата в рабочих ячейках винтового компрессора и, как результат, увеличение потребления мощности на сжатие газа.

 

В целом, если идет такое избыточное конденсатообразование, то, поскольку жидкость несжимаема, могут происходить гидроудары и разрушение агрегата. В решении этой серьезной проблемы мы также применяем несколько способов.

 

Еще на стадии проектирования оборудования проводится анализ компонентного состава исходного газа. Расчеты проводятся на специализированном программном обеспечении – создается теоретическая модель поведения газов при определенных условиях температуры и давления в самом компрессоре. Это дает возможность рассчитать оптимальные параметры рабочих температур масла и газа, которые обеспечат рабочие процессы в газовом контуре компрессорной установки уже вне зоны конденсатообразования.

 

Адсорбционный и рефрижераторный осушители ПНГ на Западно-Могутлорском месторождении

 

Дополнительно мы используем в маслосистемах специальные, более вязкие масла марки ESTSYN, имеющие повышенную устойчивость к насыщению тяжелыми углеводородами. Причем, каждый раз проводим подбор типа масла исключительно для проектных условий эксплуатации конкретной установки.

 

Третья проблема. При компримировании газа с давлением близким к вакууму создается большая разница давлений на входе и выходе компрессорной установки. Вследствие чего давление сбрасывается не только на факельную систему или сбросовую свечу, но и через входной трубопровод, то есть происходит так называемая обратная тяга, ведущая к «уносу» масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер.

 

Чтобы гарантированно избежать этого, мы применили решения по оснащению установок входными клапанами – модернизированными, быстродействующими, с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет своевременно отсекать входной трубопровод от основной магистрали. Срабатывание и закрытие происходит не более, чем за три секунды. Если представить, что это всё-таки шаровые краны, которые достигают 300 DN (номинальный диаметр в мм – ред.), то это очень быстрое закрытие. Таким образом практически исключаем риск обратной тяги.

 

Четвертая, но очень важная проблема. Под действием «вакуума», это когда давление на всасе установки ниже, чем атмосферное, в систему может «подсасываться» воздух и, значит, поступать кислород. Естественно, что кислород, смешиваясь с газом, может создавать взрывоопасную смесь.

 

Для обеспечения безопасности технологического процесса компрессорные установки комплектуются системой обнаружения кислорода в компримируемом газе. Здесь мы можем говорить о ноу-хау, разработанном нашей компанией. В данной технологической схеме настолько чувствительный датчик, что отбираемая для него проба предварительно проходит обязательную осушку и очистку. Только затем, после основательной подготовки проба газа подается на чувствительный элемент датчика. И если фиксируются предельные значения содержания кислорода, оборудование отключается.

 

НЕСТАБИЛЬНЫЙ СОСТАВ ПНГ – МОТИВ К ИНЖЕНЕРНОМУ ТВОРЧЕСТВУ

 

- Инженерные решения, предлагаемые специалистами Группы ЭНЕРГАЗ, подсказаны, как мы понимаем, условиями эксплуатации на конкретных месторождениях.

 

- Именно так. Например, проблема, которой мы занимались очень плотно – это нестабильность состава и характеристик ПНГ. По условиям некоторых проектов установки компримируют смешанный попутный газ, поступающий от разных объектов добывающего комплекса. И, соответственно, основные его параметры – состав, плотность, влажность, давление, температура точки росы, теплотворная способность – варьируются, причем эти колебания могут происходить даже в течение суток.

 

Алехинское месторождение. На компрессорную станцию концевых ступеней сепарации поступает смешанный ПНГ

 

Также нестабильны параметры исходного газа, поступающего с одного и того же объекта. Причины могут быть разными, например, истощение месторождения, обводнение скважин, климатические аномалии и т.д.

 

Чтобы контролировать вызванные этими факторами изменения, мы дополнительно комплектуем компрессорные установки потоковыми хроматографами для определения состава и теплотворной способности газа. Наши машины оснащаются системами измерения температуры точки росы по воде и углеводородам с устройствами отбора проб. При необходимости включаем в комплектацию замерные устройства расхода компримированного газа. Таким образом, мы получаем возможность своевременно модернизировать оборудование, перенастроить его рабочие параметры, добавить или поменять уставки (установленные значения регулируемых переменных, по достижении которых происходит изменение состояния системы – ред.).

 

Сталкиваемся и с проблемой условий эксплуатации. То есть компримирование низконапорного ПНГ зачастую проходит в климатических условиях, когда минимальные температуры наружного воздуха могут опускаться до минус 60 градусов, а средняя температура наиболее холодной пятидневки доходит до минус 50, а это экстремально низкие температуры. Возможны и специфические особенности газа, например, высокое содержание сероводорода.

 

Заметим, что зачастую оборудование работает удаленно, и труднодоступность осложняет техническое обслуживание и контроль за его эксплуатацией. Опыт определяет способы решения таких проблем. Так, если говорить о климатических условиях, мы применяем установки во внутрицеховом исполнении – это когда строится отдельное здание, в котором устанавливается оборудование.

 

Часто используем вариант арктического исполнения компрессорных установок. Агрегаты находятся в отдельных собственных укрытиях, оборудованных системами жизнеобеспечения (отопление, вентиляция, освещение) и системами безопасности (пожарообнаружение, газодетекция, сигнализация, пожаротушение). И, что важно, обеспечено пространство для обслуживания и работ, связанных с ремонтом оборудования.

 

Компрессорные установки внутрицехового и арктического исполнения

 

Нередки решения, которые мы реализуем индивидуально, «штучно» – в каждом отдельном случае при выявлении конкретной проблемы. Так, в «шкатулке» нашего опыта внедрение специальных сплавов и антикоррозийных материалов при производстве оборудования, усовершенствования маслосистемы, системы автоматизированного управления или самого компрессора.

 

Оснащаем установки системами плавного пуска, основанными на применении специальных силовых ключей-симисторов или встречно-параллельно включенных тиристоров. В итоге решаем две технические задачи: во-первых, нивелируем пиковую токовую нагрузку, а это особо значимо для других потребителей на объекте со слабой по напряжению питающей сетью; во-вторых, обеспечиваем комфортный, мягкий запуск главного электродвигателя (привода компрессора), что особенно важно при отрицательных температурах окружающей среды.

 

В условиях удалённой эксплуатации мы резервируем некоторые элементы и узлы. К примеру, используем сдвоенные фильтры маслосистемы и сдвоенные насосы систем смазки и охлаждения. Так создаем необходимые условия для надежной и безаварийной работы оборудования.

 

ВЫСШЕЕ УДОВЛЕТВОРЕНИЕ НЕСУТ РЕЗУЛЬТАТЫ ТРУДА

 

- Спасибо, Александр Александрович, за подробный рассказ. 24 сентября головная компания Группы ЭНЕРГАЗ отметит свое 14-летие. А какие чувства эта дата вызывает у вас и ваших коллег?

 

- Прежде всего – это удовлетворение результатами труда. Замечу, начиная с 2007 года ЭНЕРГАЗ поставил уже 315 технологических установок подготовки и компримирования газа.

 

В электроэнергетике мы обеспечиваем топливом более 200 газовых турбин и газопоршневых агрегатов суммарной мощностью свыше 6,6 ГВт. В нефтегазовой отрасли наше технологическое оборудование осуществляет газоподготовку в составе 62 объектов на 47 месторождениях.

 

Мы наработали уникальный опыт реализации проектов компримирования низконапорного ПНГ. На сегодня в этом сегменте задействовано 126 компрессорных установок, перекачивающих газ с диапазоном входного давления от -0,2 до 0,4 МПа. Из них 57 машин функционируют на объектах по сбору и транспортировке газа, а 69 установок подготавливают ПНГ в качестве топлива для энергоцентров месторождений.

 

География нашего труда обширна. У нас есть проекты, которые выполнены в Беларуси, Казахстане, Узбекистане, а в России наше оборудование для подготовки различных типов газа вы встретите буквально повсюду – на различных газоиспользующих промышленных и энергетических объектах от Сахалина до Калининградской области, включая, безусловно, традиционные нефтегазодобывающие регионы – Тюменскую область, Республику Саха-Якутия, Крайний Север, все и не перечислить.

 

Варандейское месторождение. Установки низкого давления «ЭНЕРГАЗ» надежно работают в условиях Заполярья

 

Так что чувства наши накануне 14-летия родного коллектива едины – качественно вершить инженерное дело, чтобы профессиональная марка Группы ЭНЕРГАЗ говорила сама за себя и отвечала самым высоким требованиям наших заказчиков.

 

Материалы беседы предоставлены пресс-службой Группы компаний ЭНЕРГАЗ

Читайте также: