о компании продукция эксплуатация новости
сервис применение публикации контакты
статья "Особенности компримирования попутного нефтяного газа повышенной плотности компрессорными установками с винтовыми маслозаполненными компрессорами" Версия для печати

 скачать статью в формате PDF

Для сбора и транспортировки попутного нефтяного газа наряду с другими установками широко используются установки с винтовыми маслозаполненными компрессорами. В статье рассматриваются особенности эксплуатации этих установок на тяжёлом газе, при крайне низких значениях входного давления, в холодных климатических условиях. Излагаются инженерные решения, позволяющие предотвращать влияние образования конденсата в рабочих ячейках компрессора на потребляемую мощность и не допускать нарушений циркуляции масла в масляной системе во время запуска компрессорной установки при отрицательных температурах (ниже минус 10°C).

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 месторождении Тюменской области (см. фото вверху).

Станция концевая низких ступеней сепарации (СКНС) Алехинского нефтяного месторождения  была оснащена пятью дожимными компрессорными установками (ДКУ) Enerproject типа EGSI-S-650/1500WA с единичной производительностью до 7000 м3/час (см. фото 1-3). Установки осуществляют очистку и сжатие ПНГ, поступающего с концевой ступени сепарации СКНС при давлении 0,01 МПа, до выходного давления 1,7 МПа.

фото 1                                                                     фото 2                                                                     фото 3

                  

Для того чтобы использовать ДКУ при крайне низких показателях входного давления, была проведена модернизация входных клапанов установок, которая предотвращает выброс масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер при возможном аварийном останове компрессорной установки.

При вводе в эксплуатацию данных установок на Алехинском месторождении инженеры ЭНЕРГАЗа столкнулись с двумя проблемами: (1) образование конденсата при сжатии ПНГ; (2) нарушение циркуляции масла в компрессорных установках при отрицательных температурах (ниже -10°С).

Предотвращение образования конденсата

Газ, который поступает из цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН, см. фото 4), имеет плотность более 1,3 кг/м3, то есть в компрессорных установках сжимается так называемый тяжёлый газ (см. таблицу). Характерной особенностью этого газа является повышенная растворимость в масле.

фото 4. ЦППН и СКНС Алехинского месторождения                                  таблица. Протокол состава газа, отобранного на ДКС

     

В маслоотделителе, который работает при выходном давлении pк=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). Во избежание такой ситуации было разработано инженерное решение по подогреву масла в АВО во время пуска компрессорной установки.

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.

Вывод

Опыт создания данной компрессорной станции 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.

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»

© 2009 «Энергаз».
почта:

info@energas.ru

Адрес:

Москва, Б. Почтовая 55/59, стр. 1
Тел.: +7 (495) 589-36-61,
Факс:+7 (495) 589-36-60