18. Применение в морской нефтедобыче капсулированных компрессорных агрегатов

Данные агрегаты принци­пиально новой конструкции (без системы уп­лотнений и систем смазки) предназначены для надежного компримирования обычных, агрессивных и сильно загрязненных газов на удаленных месторождениях, морских платфор­мах и на подводных промыслах.

Конструкция агрегата представляет собой пространственную раму, внутри которой разме­щаются модули систем обеспечения, единый герметичный корпус компрессора и электропри­вода с единым ротором на магнитных опорах.

Такая конструкция позволяет исключить систему смазочного масла и торцевые уплотне­ния, что повышает надежность работы агрегата, увеличивает период технического обслуживания до 5 лет, а также обеспечивает соответствие самым жестким требованиям эксплуатации.

При наличии четырех различных классов мощности (от 7,5 до 20 МВт) компрессорный агрегат может быть адаптирован по давлению и номинальной мощности под требования стан­дартных процессов компримирования неочи­щенного газа, применяемых при добыче, транспортировке и переработке газа. Области применения - истощенные место­рождения, повторное сжатие попутного газа, сепарация газонефтяной смеси, газлифт, сбор газа, создание подпора и др., где традиционно существовали проблемы, связанные с низкой надежностью уплотнений.

19. Технология переработки газа в жидкое сырье (gtl)

Химическая переработка природного и нефтяного газа в жидкие энерго­носители по­лучила наименование — GTL-технологии (Gas То Liquid technology).

В настоящее время наиболее отработанной и по существу традиционной является переработка газа в метанол по известной технологии через так называемый синтез-газ (Н₂ и СО) — процесс Фишера—Тропша.

Принципиально все разновидности GTL-технологии основаны на двухстадийном процессе:

• первая стадия — производство синтез-газа;

• вторая стадия — производство жидких углеводородов, практически лишенных серы и способных при «мягкой» гидрообработке превращаться в насыщенное синтетическое топливо.

Это топливо значительно экологичнее обычного дизельного, выраба­тываемого из нефти.

Одна из GTL-технологий, «Синтролеум», состоит из сочетания газообразного неполного окисления и паровой метановой конверсии в единой ста­дии — автотермическом риформинге, благодаря чему конверсия происходит при более низких температурах реакции (200—300 °С) и потреблении кислорода (причем для реакции достаточно воздуха взамен чистого кислорода). Обязательным является предварительное извлечение серы — для предотвращения дезактивации ка­тализатора.

GTL-технология особенно привлекательна для наших арктических газовых место­рождений: необходимость переработки газа в жидкие энергоносители здесь становится оче­видной, поскольку только танкерный вывоз жидкой продукции на большие рассто­яния может быть осуществим в наших условиях.

20. Сбор и подготовка к транспорту газа и конденсата, добываемого на месторождениях Баренцева моря.

В связи с тем, что затраты на оснащение морской ледостойкой технологической платформы (МЛТП) необходимым технологическим оборудованием, включая газоперекачивающие агрегаты и насосы, существенно больше соответствующих расходов на установку того же оборудования на берегу, то на платформе осуществляется минимальный объем операций, необходимых для нормального функционирования морских трубопроводов, транспортирующих добываемую продукцию (газ + конденсат) на береговые сооружения. Применительно к условиям освоения морских газоконденсатных месторождений, минимально необходимыми операциями на газодобывающей платформе являются: разделение газоконденсатной смеси на газовую и жидкостную фазы; осушка газа и конденсата от влаги до кондиций, исключающих образование газовых гидратов в подводном трубопроводе; сжатие конденсата и газа перед совместной подачей в трубопровод.

Подобные технические решения рассматривались при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ). Добываемая газоконденсатная смесь разделяется на газ и конденсат при давлении 8,0…10,0 МПа. Уровень рабочего давления определяется возможностью осушки газа до требуемой глубины при использовании абсорбционной технологии, характеризующейся достаточно низким значением удельной металлоемкости оборудования на обработку единицы массы природного газа, а также возможностью одноступенчатого компримирования газа до рабочего давления в подводном магистральном трубопроводе (применена двухниточная система подводных трубопроводов диаметром 36 дюймов)

В блоке осушки, в целях обеспечения эффективной работы гликолевого абсорбера на его приеме предусматривается установка скруббера и фильтра-сепаратора. Это позволяет минимизировать объем остаточной жидкости в колонне абсорбера. В качестве абсорбента выбран триэтиленгликоль (ТЭГ), обеспечивающий требуемую глубину осушки газа. Осушенный газ из абсорбера подается в компрессорный цех, где сжимается до давления, обеспечивающего нормальную эксплуатацию подводного газопровода в режиме перекачки двухфазной газо-конденсатной смеси.

Жидкая фаза смеси (конденсат, вода, ингибитор гидратообразования) из сепараторов первой и второй ступени разделения смеси проходит последовательно две ступени обработки, после чего осушенный конденсат подается насосом в магистральный газопровод для совместной транспортировки на береговые сооружения. На одну установку осушки рекомендуется одна установка регенерации ТЭГ для упрощения процесса контроля всей системы и обеспечения максимальной операционной гибкости.

На основании проекта разработки месторождения, в соответствии с динамикой изменения устьевого давления предполагается, что ввод дополнительных мощностей компримирования не потребуется примерно до 23–25-го года эксплуатации месторождения. После этого потребуется дополнительное оборудование для компримирования газа на морской добычной платформе или отдельная платформа с дожимной компрессорной станцией. Другой возможностью может быть использование системы подводного компримирования, если к этому времени указанная технология будет достаточно отработана и сертифицирована.

Для подготовки конденсата предполагается одна технологическая линия. Из-за присутствия пластовой воды на платформе требуется установка солевой регенерации и восстановления МЭГ, используемого в качестве ингибитора гидратообразования.

В качестве альтернативного варианта рассматривалась схема полной подготовки газа на платформе с применением технологии низкотемпературной сепарации (НТС), обеспечивающая снижение точки росы по воде до минус 25°С, а по жидким углеводородам до минус 18°С…минус 20°С, и однофазный транспорт кондиционного газа по подводному газопроводу диаметром 46 дюймов, с рабочим давлением около 14 МПа. Это реализуется двухвариантной технологией подготовки газа: на начальном этапе низких температур входного газа – технология низкотемпературной сепарации (НТС) с дросселем и, начиная примерно с 5–7-го года, – технология НТС с турбодетандерным агрегатом (ТДА).

Преимуществом данного варианта полной подготовки газа на платформе является возможность использования однореагентой схемы осушки и предотвращения гидратообразования. В то время как при абсорбционной схеме для подготовки газа требуется три различных реагента: ТЭГ для абсобционной осушки, МЭГ – в качестве антигидратного реагента, азиатропный реагент (например, бензол, гексан) – для регенерации ТЭГ, что, безусловно, усложняет технологию подготовки. Вместе с тем, реализация технологии подготовки газа с использованием НТС потребует увеличения веса верхнего строения платформы, главным образом за счет необходимости размещения на платформе установки стабилизации конденсата и турбодетандерных агрегатов. С другой стороны, снижение рабочего давления в установках НТС и уменьшение числа ГПА приводит к снижению массы оборудования на платформе. Сравнительный анализ массогабаритных характеристик основного оборудования для вариантов частичной и полной подготовке газа на платформе показал, что общее увеличение веса верхнего строения платформы вследствие использования технологии НТС и установки стабилизации конденсата составит приблизительно 2 500 тонн, в т.ч. собственно основное оборудование – 635 тонн. В настоящее время для первой Фазы приято решение об использовании в качестве морской платформы специального судна (FPU) по добыче и подготовке продукции Штокмановского ГКМ к транспорту. По предварительным оценкам, указанное увеличение веса верхнего строения платформы не является критичным и вполне реализуется для судовых вариантов платформ типа FPU и FPSO.

Реализация полной подготовки газа на платформе (судне) по схеме НТС с ТДА создаст условия для эксплуатации технологической системы «пласт–газосборная сеть–УКПГ–головная КС–подводный газопровод» на поздней стадии без строительства специальной платформы с ДКС. Технологическая система может эксплуатироваться в режиме постоянно снижающегося давления по всем элементам перечисленной цепочки вплоть до устьевого давления примерно 5,5 МПа (30-е годы эксплуатации), после чего необходима реконструкция головной КС с целью использования оборудования и машин для частичного компримирования входного газа. Реализацию такого сценария можно предусмотреть на стадии проектирования, тогда реконструкции не потребуется.

Предлагаемые технические решения позволяют существенно повысить надёжность и устойчивость работы всей технологической цепочки «ПДК – подводный трубопровод – береговые сооружения» за счёт:

• полной обработки газа и конденсата на платформе и их раздельного (однофазного) транспорта;

• стабилизации и хранения конденсата на платформе типа FPSO, либо на удаленном от платформы судне типа FSO, либо транспорт по подводному конденсатопроводу;

• оптимизации технологических параметров по подготовке газа на платформе в условиях регулируемого отбора газа из пластов.

Для технологии подготовки газа с использованием НТС ключевыми параметрами, определяющими технологические и конструктивные характеристики оборудования, являются давление и температура сепарации, обеспечивающие однофазный режим транспорта газа по всей длине трубопровода.

По предварительным оценкам, оптимальное давление в низкотемпературном сепараторе должно находится в интервале 0,60–0,70 МПа в первые 25 лет эксплуатации месторождения. При этом температура сепарации находится в диапазоне минус 18 ⁰С–25 ⁰С.

В последующий период разработки месторождения (этап «падающей добычи») эксплуатация установки осуществляется на режимах постоянно изменяющегося рабочего давления, уровень которого определяется давлением газа на входе в МЛТП.