Применение ДКУ Enerproject при утилизации попутного нефтяного газа в качестве топлива для ГТЭС

О. В. Шершнев – ООО «Энергаз»

С использованием попутного нефтяного газа связано множество проблем. Время, когда горящий газовый факел был символом добычи нефти на освоенном месторождении, прошло. В последние годы все жестче ставится вопрос утилизации попутного газа, что позволяет, наконец, разрешить проблему, а сами факелы погасить.
Прежде всего, это серьезно улучшит экологическую обстановку в районе нефтедобычи. Одновременно у добывающей компании появляется возможность получить реальную выгоду от использования ценного химического и энергетического сырья.

По оценкам специалистов, объемы добываемого сегодня попутного нефтяного газа в России превышают 60 млрд м3 – и примерно четверть этого количества бесполезно сжигается на факелах. Убыток при этом оценивается в сумму около $1,3 млрд.
Долгое время утилизировать попутный газ нефтяным компаниям было невыгодно. Государственное регулирование цены приводило к тому, что строительство инфраструктуры по доставке газа потенциальному потребителю было убыточным. Недавняя либерализация цены ПНГ стимулирует создание соответствующего рынка и открывает практически новое направление в отрасли, связанное с добычей, поставкой и переработкой попутного газа.
Важным стимулом для утилизации ПНГ стало также многократное повышение платы, фактически штрафа, за сверхнормативное его сжигание. Нужно отметить, что норматив введен жесткий: сжигать можно не более 5 % попутного газа. В противном случае, компания может лишиться лицензии на разработку соответствующего месторождения. Таким образом, 95 % добываемого ПНГ должно утилизироваться (в США – 97 %).
Предпринятые меры не исчерпывают всех проблем утилизации попутного газа. Как говорят специалисты отрасли, необходимы налоговые льготы и государственные инвестиции в переработку ПНГ, доступ к газотранспортной системе для его перекачки. Но в любом случае уже ясно, что вопросом утилизации ПНГ занялись очень серьезно и государство, и добывающие компании. Выход на 95 %-й уровень его использования планируется в течение ближайших двух–трех лет.
Лидерами в решении этой проблемы сегодня можно назвать компании «ЛУКойл» и «Сургутнефтегаз». Здесь накоплен значительный опыт, основанный на индивидуальных инженерных решениях и всестороннем учете особенностей попутного газа на конкретных месторождениях.
Основой рационального использования ПНГ является применение современных технологий. Как известно, существуют следующие основные пути утилизации попутного газа:
•    поставка на газоперерабатывающие заводы, для чего требуется создание соответствующей инфраструктуры подготовки и транспорта газа;
•    газлифт – обратная закачка для поддержания пластового давления нефти и повышения дебита скважины;
•    использование попутного газа в качестве топлива для выработки электроэнергии на месторождениях.
Все направления не исключают, а взаимно дополняют друг друга.
Одна из главных проблем, возникающих при использовании ПНГ для выработки энергии, – нестабильность его состава, изменяющегося в процессе добычи из разных скважин. Кроме того, по сравнению с природным газом, содержание метана в нем ниже, а тяжелых углеводородов – выше (обычно 20-40 %, но может доходить и до 80 %). В связи с этим требуется предварительная подготовка ПНГ. Выработка электроэнергии с использованием попутного газа активно развивается в последние годы на нефтяных месторождениях. Например, компания «ЛУКойл» утилизирует таким образом пятую часть добываемого попутного газа.
Сегодня на рынке предлагается широкий ряд газотурбинных агрегатов для создания электростанций собственных нужд непосредственно в местах добычи нефти. При этом технологические и экономические показатели работы этих агрегатов и электростанции в целом напрямую зависят от подготовки газа и стабильности параметров топлива. Таким образом, использование дожимных компрессорных установок (ДКУ) является неотъемлемой частью процесса газоподготовки.
Значительный опыт эксплуатации ДКУ в сложных климатических условиях на целом ряде газотурбинных электростанций имеет компания «Энергаз», действующая в составе швейцарской промышленной группы Enerproject . Всего в настоящее время на месторождениях ведущих российских нефтяных компаний успешно эксплуатируются более 80 дожимных компрессорных установок Enerproject и постоянно вводятся новые.
Так, при эксплуатации нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) важное место занимает ГТЭС Талаканского месторождения в Якутии. В ее составе бесперебойно работают шесть компрессорных установок Enerproject.
Важнейшим условием безаварийной эксплуатации газотурбинных установок является стабильная подача сухого газа в заданном диапазоне температур и давлений – эту задачу решают ДКУ.
На станции применяется комплекс инженерных решений. На начальном этапе технологической цепочки перед компрессором устанавливается фильтр-скруббер для очистки газа от механических примесей и удаления из него жидких фракций. Фильтр состоит из нескольких ступеней фильтрации; жидкие фракции удаляются автоматической дренажной системой. Правильно подобранный (по составу ПНГ конкретного месторождения) фильтр-скруббер позволяет повысить срок службы и увеличить межремонтные интервалы винтового компрессора и маслосистемы.
При компримировании в винтовом маслонаполненном компрессоре газ смешивается с маслом, образуя газомасляную смесь. После компрессора масло сепарируется из газа, для чего применяется каскад коалесцентных фильтров. Из сепаратора масло возвращается по дренажным трубопроводам в маслобак, и на выходе из ДКУ содержание масла в газе составляет не более 3 ppm (6 мг/м3). При установке дополнительных фильтров его содержание можно снизить до уровня 0,5 ppm и менее.
На следующем этапе газ проходит через газовый охладитель, в котором происходит процесс выпадения конденсата. При этом конденсат удаляется центробежным сепаратором, встроенным в охладитель, через автоматическую дренажную систему компрессорной установки.
Конструкционные, технические и технологические параметры ДКУ выбираются в зависимости от состава попутного газа. Индивидуальные инженерные решения принимаются в соответствии с конкретными требованиями заказчика. Например, эффективно эксплуатируются установки, которые снабжены дополнительным оборудованием – газомасляным теплообменником. При этом полностью очищенный газ проходит через теплообменник и нагревается до температуры более 80 °С для подачи его в газовую турбину. В маслосистеме теплообменника циркулирует уже горячее масло, поэтому дополнительных энергозатрат не требуется.
Важными являются также инженерные решения по регулированию производительности ДКУ– она может изменяться в диапазоне от 0 до 100 % от номинальной. Для этого установки снабжены функцией объемного регулирования золотниковым клапаном компрессора (диапазон регулирования 15–100 %). Такой способ управления производительностью компрессорных установок имеет целый ряд существенных преимуществ:
•    не зависит от изменения давления газа на входе, что позволяет эксплуатировать ДКУ в условиях, где заказчик не может гарантировать стабильное давление газа в подводящем трубопроводе;
•    имеет высокую скорость реагирования на изменение потребления газа;
•    при уменьшении производительности пропорционально уменьшается потребляемая мощность двигателя, снижается потребление электроэнергии на собственные нужды ДКУ;
•    регулирование полностью автоматизировано и наиболее эффективно с точки зрения стоимости и эксплуатационных затрат по сравнению с частотным регулированием электродвигателя.
ДКУ оснащаются байпасной линией, позволяющей регулировать производительность установки в диапазоне 0–15 % и работать в режиме рециркуляции. В результате компрессор может функционировать при нулевом расходе в период наладки оборудования, а также максимально быстро и корректно реагировать, изменяя производительность, на переходных режимах работы ГТУ.
Обязательным условием для всех ДКУ является обоснованный подбор специальных материалов, марок стали, комплектующих деталей при изготовлении отдельных узлов и комплекса установки в целом (сталь для трубопровода и сосудов, находящихся под высоким давлением, тип фильтров-картриджей на входе и выходе ДКУ, марка масла и др).
В заключение можно сделать вывод: решение по выбору конкретной технологии подготовки ПНГ в качестве топлива для газотурбинных электростанций не принимается на основе простого сложения тех или иных качеств и технических параметров. Всегда перед выбором технологии необходим тщательный анализ предлагаемых инженерных решений, производственных возможностей, экономической выгоды, экологических последствий.
Значительный практический опыт компании «Энергаз» по применению ДКУ Enerproject для утилизации попутного газа многократно подтверждает высокую надежность этих систем газоподготовки в швейцарском исполнении для сурового российского климата.
Такая эксплуатационная надежность базируется на следующих наиболее значимых свойствах и условиях:
•    индивидуальные инженерные решения с учетом особенностей ПНГ на конкретных месторождениях;
•    обоснованный подбор материалов, марок стали, комплектующих деталей в процессе проектирования и производства;
•    комплексные заводские испытания ДКУ;
•    максимально возможная степень заводской готовности;
•    подтвержденные ресурс и ремонтопригодность в сложных климатических условиях;
•    высокий уровень автоматизации, резервирования и эксплуатационной безопасности;
•    квалификация инженерного персонала компании-поставщика, качество технического обслуживания в гарантийный и послегарантийный период;
•    значительный опыт сотрудничества с ведущими производителями газотурбинных агрегатов.
Безусловное соблюдение этих условий перед своими партнерами и заказчиками является одним из основных принципов успешной работы швейцарской промышленной группы Enerproject group и ее представителя в России – компании «Энергаз». Турбины и Дизели

ООО «Энергаз»
105082, Москва, ул. Б. Почтовая, 34, стр. 8
тел.: +7 (495) 589-36-61
факс: +7 (495) 589-36-60
info@energas.ru
www.energas.ru