Полнокомплектный ГПА для утилизации ПНГ

В настоящее время в России разрабатывается более 1250 нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Помимо добычи нефти добывается также и попутный нефтяной газ (ПНГ) – ценнейшее сырьё для производства продуктов нефтегазохимии. Попутный газ, как правило, растворён в нефти, но также может скапливаться в виде шапки над нефтью. Сразу после извлечения пластового флюида из скважины на месторождении происходит обработка и подготовка нефтегазовой жидкости до товарной нефти, которая затем поступает в трубопровод и транспортируется потребителю. По-другому обстоит дело с нефтяным газом.

В российском ТЭК около 98 % попутного газа обеспечивают нефтедобывающие компании. Стоит отметить, что промышленная инфраструктура российских нефтяных компаний исторически ориентировалась на добычу нефти. По этой причине газ, выделившийся в результате подготовки товарной нефти, на большинстве нефтегазодобывающих предприятий сжигался в факелах. Согласно имеющимся оценкам уровень использования попутного нефтяного газа в целом по России за 2006 год не превышал 66 % (добыто 41,5 млрд. м3), из которых 38 % (15,5 млрд. м3) поставляется на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), а 28 % (11,8 млрд. м3) – на собственные нужды промысла (самообеспечение электроэнергией, теплом и т.д.).

По итогам 2011 года на полезное использование пришлось 75,5 % от общего объема ПНГ, в 2012 г. – 76,2 %, в 2013 году планировалось выйти на уровень 79 %. Показателен опыт Норвегии, которая смогла добиться практически 100 % полезного использования данного ресурса.

Таким образом, более 20 % попутного нефтяного газа сжигалось в факелах, что оказывало значительный экологический ущерб, не говоря уже об упущенной экономической выгоде.

В связи с экологическими требованиями и в целях повышения рентабельности производства добычи нефти в настоящее время большое внимание уделяется переработке и утилизации попутного нефтяного газа. Для этих целей в ОАО «СибурТюменьГаз» на базе Вынгапуровской компрессорной станции (КС) предусмотрено создание ГПЗ по переработке попутного нефтяного газа.

В 2011 г. ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» выполнило проект, а в 2012 г. ОАО «Казанькомпрессормаш» изготовило и поставило полнокомплектный газоперекачивающий агрегат (ГПА) на базе компрессорной установки с газотурбинным приводом (ГТП) 6ГЦ2-375/4- 77 ГТУ на Вынгапуровскую компрессорную станцию Ноябрьского ГПК (ОАО «СибурТюменьГаз»). («НИИтурбокомпрессор» и «Казанькомпрессормаш» входят в машиностроительный холдинг ОАО «Группа ГМС») ГПА предназначен для компримирования попутного нефтяного газа, поступающего с месторождений ООО «Газпромнефть» до давления 7,6 МПа для дальнейшей его переработки на установке низкотемпературной конденсации и ректификации. Агрегат выполнен в блочно-контейнерном исполнении.

Основные параметры ГПА на базе компрессорной установки 6ГЦ2- 375/4-77 ГТУ:

• производительность, приведенная к нормальным условиям (20°С и 0,101 МПа), нм3/час (м3/мин.) – 90000 (364,06);
• давление в ГПА, МПа (абс.) – 0,4;
• давление из ГПА, МПа (абс.) – 7,6.

При создании агрегата приняты наиболее прогрессивные технические решения, используемые в настоящее время в мировой практике создания газоперекачивающих агрегатов, среди которых:

• компоновка компрессора в легкосборном укрытии;
• применение высокоэффективной проточной части компрессора, размещенной в одном корпусе;
• использование газодинамических «сухих» уплотнений (СГДУ) ротора компрессора (разработка и производство ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. Б.Б.Шнеппа», Группа ГМС);
• применение современной системы автоматического управления, обеспечивающей функции управления и регулирования всеми системами агрегата, в т.ч. газотурбинным двигателем ();
• применение газовой углекислотной системы автоматического пожаротушения;
• комплектация компрессора байпасным клапаном с использованием совершенной системы антипомпажного регулирования и защиты;
• поставка агрегата в полной заводской готовности, с проведением контрольной сборки на предприятии – генеральном поставщике.

Агрегат состоит из функционально завершенных транспортабельных блоков полной заводской готовности, стыкуемых на объекте. Оборудование агрегата располагается в легкосборном укрытии и за его пределами.

Основными компоновочными единицами установки являются:

1. Блок двигателя с ГТП, к которому на объекте подсоединяются комплексное воздухоочистительное устройство, система выхлопа, блок маслообеспечения двигателя, блок топливного газа.

2. Блок компрессорного агрегата в виде готового блок-бокса (укрытия) с центробежным компрессором, мультипликатором, агрегатом смазки, блоком маслоохлаждения, системой газовых трубопроводов с аппаратами воздушного охлаждения газа и сепараторами.

В объем поставки также входят система автоматики, система электроснабжения, система пожаротушения и вентиляции, а также комплект лестниц и площадок обслуживания.

Размещение промежуточного аппарата воздушного охлаждения газа (АВОГ), концевого АВОГ, блоков сепараторов и трубопроводов подвода и отвода газа к ним вне укрытия на территории компрессорной станции разработано проектантом компрессорной станции ЗАО «ЛЕННИИХИММАШ».

Базовой сборочной единицей агрегата является компрессор с мультипликатором на раме. Компрессор центробежный, десятиступенчатый, с вертикальным разъемом корпуса, двухсекционный с промежуточным охлаждением сжимаемого газа в промежуточном АВОГ. Расположение ступеней – «спина к спине», что снизило величину суммарной осевой силы и позволило разместить все десять ступеней в одном корпусе. Такая компоновка требует тщательных газодинамических расчетов каждой ступени, согласование с предыдущей и последующей ступенями на различных частотах вращения и режимах работы, расчете секций и центрального думмиса с учетом возможного проявления автоколебаний газа при высоком отношении давлений. Также необходимо учитывать влияние сухих газодинамических уплотнений. При проектировании были проведены расчеты динамики роторной системы с учетом газовых сил.

Регулирование производительности компрессора производится изменением частоты вращения турбины ГТП в пределах от 70 до 105 % от номинальной.

В блоке двигателя установлен газотурбинный привод НК-16-18 СТ с силовой турбиной, которая соединяется с мультипликатором компрессорного агрегата.

Рамы блока двигателя и компрессора имеют стыковочный узел, который позволяет при сборке обеспечить предварительную центровку двигателя и компрессора.

Для обеспечения демонтажа ГТП в целях проведения ремонта у изготовителя предусмотрена выкатка ГТП по рельсовому пути из блока двигателя через воздуховод и камеру всасывания.

В контейнер блока двигателя подается охлаждающий воздух, который для блока двигателя является одновременно защитным газом, обеспечивающим взрывозащиту.

Система пожаротушения агрегата обеспечивает:

• обнаружение, сигнализацию и тушение пожара в блоке двигателя и в отсеке блока маслообеспечения двигателя;
• обнаружение и сигнализацию о пожаре в укрытии агрегата, блоке электроснабжения и в блоке вентиляции;
• обнаружение и сигнализацию о загазованности в блоке двигателя и укрытии агрегата с автоматическим включением аварийной вентиляции при достижении концентрации газа 20 % от нижнего концентрационного предела воспламенении (НКПВ) и отключением технологического оборудования агрегата при достижении концентрации газа 50 % от НКПВ.

ГПА на базе компрессорной установки 6ГЦ2-375/4-77 ГТУ для Вынгапуровской КС изготовлен и поставлен в достаточно сжатые сроки (менее, чем за один год). Осенью 2012 г. компрессорная линия была принята в промышленную эксплуатацию.

Благодаря успешному сотрудничеству тандема входящих в Группу ГМС казанских компрессоростроителей ЗАО «НИИТурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» и ОАО «Казаньком-прессормаш» промысловики и переработчики Сибири получили качественное и надежное отечественное компрессорное оборудование, не уступающее и даже превосходящее по ряду показателей лучшие зарубежные аналоги. Сбор попутного газа, применение нового компрессорного оборудования открывают возможности эффективного использования природных ресурсов и снижения факторов загрязнения окружающей среды, что позволяет газоперерабатывающим предприятиям улучшать экологическую ситуацию в Сибирском регионе.

А.М. Ахметзянов, заместитель генерального директора по научной работе
Ф.К. Сарманаев, главный инженер проекта ЗАО «НИИтурбокомпрессор им.В.Б.Шнеппа» (Группа ГМС)
А.Г. Бикетов, технический директор ОАО «СибурТюменьГаз» (ОАО «СИБУР холдинг»)