новые технопогии
ГАЗОТУРБИННЫЕ
ТЕХНОЛОГИИ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ
Э. МИКАЭЛЯН,
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
Одно из главных направлений научно-технического прогресса — создание эффективной, надежной и безопасной техники. Основной успех японской промышленности на мировом рынке объясняется разумным сочетанием технической инновации с высоким качеством при сравнительно низких ценах, что и создает условия для повышения рентабельности производства.
В нефтегазовом комплексе (НГК) это достигается благодаря расширению области применения современных газотурбинных агрегатов (ГТА) и развитию газотурбинных технологий (ГТТ) по примеру ряда зарубежных стран.
Существующие технологические схемы сбора нефти и газа имеют недостатки — многочисленные потери сепаратного и затрубного газа, а также потери энергии при дросселировании, особенно в пунктах регулирования давления газа. (На рис. 1 приведена схема сбора углеводородного сырья (УВС), исключающая перечисленные недостатки). Так как сжатие газа на нефтегазоперерабатывающих заводах и при транспортировке является дорогостоящим процессом, то его сбор на промыслах необходимо вести при максимально возможном высоком давлении. Представленная трехступенчатая схема сбора газа применима для больших месторождений углеводородного сырья с различными уровнями рабочих давлений, энергетическими и газоперекачивающими агрегатами на базе газотурбинных двигателей.
Если газотурбинный газоперекачивающий агрегат (ГГПА) получил преимущественное применение в России в системе сбора и транспорта газа, то при разработке и эксплуатации нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений, транспорте нефти, на нефтегазоперера-батывающих заводах и комплексах широко используются поршневые газоперекачивающие агрегаты, поршневые двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели.
Рис. 1.
Многоступенчатая схема сбора углеводородного сырья.
1 — эксплуатационные скважины; сепарационные пункты: 2 — низкого — (до 10 бар); 3 — среднего — (до 30 бар); 4 — высокого (свыше 30 бар) — давле-
ния; 5 — вакуумные КС; 6, 7 — КС низкого и среднего давления; 8 — концевые холодильники; 9 — установки комплексной подготовки углеводородного сырья; 10 — насосные станции по перекачке нефти или газового конденсата; 11 — водонапорные насосные станции по закачке воды в пласт; 12 — КС для подачи газа в газлифтные скважины; 13 — КС для закачки газа в пласт; 14 — головная КС; 15 — линейная КС магистрального газопровода; 16 — нефтепровод или конденсатопровод; 17 — магистральный газопровод; 18 — водонапорные линии.
На промыслах Нижневартовска газотурбинные установки (ГТУ) применяются на компрессорной станции (КС) для подачи газа в газлифтные скважины для газлифтного способа добычи нефти. На насосных станциях нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума все нефтяные насосы приводятся в действие газотурбинными установками.
Область применения ГТУ в системе сбора и транспорта углеводородного сырья многообразна (рис.1). На газоконден-сатных промыслах с рабочим давлением не ниже 6 МПа в установках низкотемпературной сепарации применяются газовые турбины в качестве турбодетандеров для охлаждения жирного газа и привода газового центробежного компрессора. На газонефтепромыслах, газонефтеперерабатывающих заводах, теплоэлектростанциях (ТЭС) и теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) зачастую используют ГТУ для привода электрогенераторов. Экономически оправдано применение газотурбинных ТЭС и ТЭЦ в районах, примыкающих к выработанным, истощенным месторождениям нефти и газа, а также к действующим промыслам, где всегда можно использовать за-трубный, сепаратный газ (с невысоким давлением), вполне пригодный для работы теплопарогенераторов. Авиационные заводы, работающие по программе конверсии, на основе интенсивных газотурбинных технологий реконструируют и создают тепловые электростанции и котельные. Основные типы реализуемых газотурбинных технологий: когенерационные газотурбинные электростанции, газотурбинные надстройки паросиловых электростанций, парогазовые установки, газотурбинные электростанции простого цикла на газовых месторождениях в крупных узловых газотранспортных системах и объектах.
В Санкт-Петербурге внедряются в производство ГТУ с низко токсичными камерами сгорания. Их экологические характеристики улучшаются за счет применения комбинированных двухканальных горелок, в одном из каналов которых заранее
новые технопогии
Ж
готовится и затем подается в зону горения топливно-воздуш-ная смесь. При этом концентрация оксидов азота в выхлопных газах не превышает 50 ppm.
Особенности энергообеспечения на базе применения газотурбинных агрегатов рассматриваются на примере месторождений Западной Сибири. Основные эксплуатационные объекты характеризуются ограниченной собственной энергией пластовых флюидов ряда месторождений углеводородного сырья. Например, пиковая проектная мощность по нефти/жидкости составляет 2400 м3/сут., давление на устье скважины — 4,1 МПа. Среднее значение газового фактора на месторождении составляет приблизительно 27 м3/м3 . Из общего количества добываемого газа на собственные нужды производства требуется примерно 10%, а пиковые избыточные объемы газа составляют 480 тыс. м3/сут.
При эксплуатации газовых месторождений движение газа приводит к изменению температуры и давления, в результате чего из газообразного потока углеводородов выпадает жидкая фаза, появление которой в стволе скважины создает противодавлене на пласт, снижающее дебит скважин. Кроме снижения фильтрации, это приводит к потере части конденсата. Для предотвращения выпадения конденсата и снижения дебита скважин следует проводить обратную закачку сухого газа в пласт.
Экономические преимущества закачки объясняются стабильным и надежным дебитом скважин большой производительности на продолжительный период эксплуатации, значительной компенсацией теряемой энергии пласта в процессе эксплуатации, что уменьшает опасность обводнения продуктивного месторождения за счет водяных оторочек. Газ-лифтный способ эксплуатации скважин рекомендуется вместо применения электропогружных центробежных насосов (с учетом соответствующих характеристик пласта) со своевременной закачкой излишков попутного нефтяного газа в пласт для поддержания пластового давления.
По исходным данным характеристик разрабатываемых промыслов проведен расчет характеристик основного энерготехнологического оборудования, газотурбинных газоперекачивающих агрегатов (ГГПА), компрессорных станций (КС) газопроводов для подачи газа в газлифтные скважины [1]. Размещение КС предусматривается на центральной установке подготовки нефти (ЦУПН).
ГГПА — самые современные типы агрегатов, отвечающие требованиям научно-технического прогресса и успешно применяемые в мировой практике на протяжении многих лет. Они производятся в блочном, модульном исполнении и полной заводской готовности с унификацией привода и газового компрессора и различными компоновками, автономностью по электроснабжению; с высокими показателями надежности: наработка на отказ 3 — 5 тыс. часов, вынужденный простой — не более 1% от календарного времени, межремонтный период — 20 — 30 тыс. часов; с улучшенными экологическими характеристиками: концентрация оксидов азота на выхлопе ГТУ — не более 150 мг / м3, в перспективе до — 50 мг / м3 при нормальных атмосферных условиях.
Внедрение газотурбинных технологий при разработке месторождений углеводородного сырья позволяет продлить период эксплуатации многодебитных скважин, обеспечить максимальную компенсацию затрачиваемой энергии пласта при работе эксплуатационных скважин, а также в значительной степени способствует изменению структуры энергообеспечения промыслов. Кроме того, появляется необходимость строительства на ЦУПН компрессорных с ГГПА станций по закачке газа в газлифтные и нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Предлагается также применение ГГПА на дожимной КС с двухступенчатым сжатием газа для утилизации газа первой и второй ступеней сепарации,
предотвращения его редуцирования в системе сбора газа на ЦУПН, применение ГТУ на водонапорных станциях для привода центробежных насосов по закачке воды в пласт.
ГГПА в ряде случаев не отвечают требованиям эксплуатационной пригодности. При существующем критерии повышения температуры продуктов сгорания перед газовой турбиной (Те) и наметившейся тенденции к росту соотношения граничных давлений в процессе сжатия по осевому компрессору (С) в турбостроении возникают определенные трудности, связанные в первую очередь с охлаждением лопаток газовой турбины. Рост характеристики С ухудшает эксплуатационную пригодность агрегата, осложняет работу в переменном режиме, значительно снижая КПД компрессора и агрегата, приближает работу к границе помпажа, ужесточает прочностные характеристики, ухудшает технико-экономические показатели.
Таким образом, выбор оптимального значения, исходя из условия максимальной удельной работы двигателя, позволяет проектировать и изготавливать осевой компрессор и ГТУ с меньшим и рабочим давлением и металлозатратами при той же мощности агрегата.
На основании анализа данных по эксплуатации ГГПА, конструктивных особенностей и технических условий на их изготовление, приведенных в [2], предлагаются следующие мероприятия по повышению их качества и надежности.
■ Разработать ГГПА КС для автономного режима работы независимо от внешних источников электроснабжения.
■ Оснастить ГГПА штатными системами автоматического контроля, диагностики для определения технического состояния, неисправностей отдельных деталей и узлов.
■ Разработать модульные конструкции ГГПА, гарантирующие выполнение требований эксплуатационной пригодности, при которых каждый модуль обеспечивает надежную, качественную работу.
■ Разработать ГТУ с выбором оптимального значения соотношения давлений сжатия из условия рентабельности, максимальной удельной работы двигателя, при котором осевой компрессор и ГТУ рассчитаны на меньшее рабочее давление.
■ При разработке ГТУ выбор оптимальных характеристик производить с учетом фактической загрузки мощности.
■ При проектировании
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.