Отправить ссылку
  Сайт Группы ГМС     Сайт бизнес-единицы «ГМС Компрессоры»  

Компрессорные установки с газотурбинным приводом для нефте- и газодобывающих скважин

В статье рассмотрены методы построения центробежных компрессорных установок для длительной эксплуатации с постоянно меняющимися параметрами: давление и температура на входе и выходе, расход, состав газа. Показано, что решение этой задачи возможно только при наличии современных программ газодинамических расчетов с большой базой данных.

В последние годы от заказчиков все чаще поступают запросы на создание центробежных компрессорных установок (ЦКУ) с газотурбинным приводом для компримирования попутного нефтяного или природного газа. Такие запросы включают требования по изменению в широких пределах основных параметров ЦКУ в процессе эксплуатации: давления и температуры на всасывании и нагнетании, а также расхода и состава газа.

Основным критерием при выборе компрессорного оборудования должна быть как надежная и длительная его работоспособность, так и обеспечение всех заданных режимов эксплуатации с минимальными эксплуатационными и энергетическими затратами.

Для примера на рис. 1–4 приведены наиболее характерные графики изменения расхода и давления газа по годам эксплуатации.

Динамика характеристик для месторождения «Х» (34 года эксплуатации) на рис. 1 имеет «классический» вид, характерный для большинства месторождений: расход и давление по годам плавно падают.

Рис. 1. График изменения расхода и давления природного газа по годам эксплуатации на месторождении «Х»

График месторождения «Ч» (9 лет эксплуатации) на рис. 2 отличается от первого увеличением расхода по годам, при этом давление газа остается постоянным.

Рис. 2. График изменения расхода и давления газа по годам эксплуатации на месторождении «Ч»

Третий график месторождения «П» (30 лет эксплуатации) имеет вначале подъем расхода и с восьмого года приобретает «классический» вид. При этом давление падает относительно незначительно: от 4,0 до 2,5 МПа (рис. 3).

Рис. 3. График изменения расхода и давления газа по годам эксплуатации на месторождении «П»

На четвертом графике месторождения «С» (10 лет эксплуатации) дополнительно приведен характер изменения температуры газа на входе в компрессорную станцию, а характер изменения расхода и давления имеют «классический» вид (рис. 4). Довольно часто заказчики вместо температуры газа на входе в компрессорную станцию приводят значения по давлению и расходу в режимах «зима» и «лето».

Рис. 4. График изменения температуры газа по годам эксплуатации на месторождении «С»

Проведенный анализ исходных данных еще раз свидетельствует о том, что требуется создание компрессорных установок с изменяющимися параметрами (расходом, отношением давлений и другими техническими характеристиками) по годам, а иногда и по месяцам эксплуатации.

Эффективную работу центробежного компрессора при изменении расхода сжимаемого газа при одновременном изменении отношения давлений, как правило, бывает трудно реализовать без специальных мероприятий.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) для таких условий содержат один, два и даже три корпуса сжатия, причем в корпусе может быть до десяти ступеней (рабочих колес), расположенных последовательно (цугом) или «спина-к-спине» в двух секциях сжатия.

В зависимости от периода эксплуатации корпуса или секции сжатия подключаются параллельно, последовательно или смешанно. При необходимости можно использовать сменные проточные части (СПЧ), а при наличии мультипликатора могут также поставляться дополнительные зубчатые пары, что позволяет значительно расширить диапазон высокоэффективной работы центробежного компрессора. Для повышения надежности технологического процесса устанавливаются резервные ГПА.

Рассмотрим в качестве примера агрегат на базе компрессора типа 3ГЦ2 на конечное давление 106 кгс/см2 и с достаточно продолжительным периодом эксплуатации: с 2017 по 2030 гг. (рис. 5). Первые шесть лет работает корпус с поставленной проточной частью. Следующие четыре года агрегат эксплуатируется с замененной на СПЧ-1 проточной частью, затем четыре года работают два ГПА, корпуса которых соединены параллельно (по газу), и проточные части заменены СПЧ-2.

Рис. 5. Схема работы двух ГПА 3ГЦ2

Проточная часть корпуса сжатия, поставляемая первоначально, содержит 4 рабочих колеса, СПЧ-1 – 6 рабочих колес, а СПЧ-2 – 7 колес (рис. 6).

Рис. 6. Поставленное оборудование:
а) корпус сжатия 3ГЦ2 на 2017-2022 гг.;
б) СПЧ-1 для работы 3ГЦ2 на 2023-2026 гг.;
в) СПЧ-2 для работы 3ГЦ2 на 2027-2030 гг.

На рис.7 приведены газодинамические характеристики компрессора 3ГЦ2 на один из периодов эксплуатации (с 2023 по 2026 гг.): зависимости давления на входе – расход и потребляемая мощность – расход при различных частотах вращения ротора, где крестиками отмечены рабочие точки в разные годы эксплуатации.

Рис. 7. Характеристика компрессора 3ГЦ2 на 2023-2026 гг. эксплуатации
Р вых= 106,56 кгс/см2 абс; Твх= 283К (10оС); R=51,72 кгм/кг/К

Рассмотрим еще один пример создания ГПА для реализации графиков изменения расхода и давления за 2016–2040 гг. на месторождении «Ю» (рис. 8).

Рис. 8. Графики изменения расхода и давления природного газа по годам эксплуатации на месторождении «Ю»

В соответствии с проведенными газодинамическими расчетами и конструкторскими работами, для выполнения требований заказчика необходимо было изготовить три двухкорпусных агрегата с газотурбинным двигателем мощностью 16 МВт типа 53ГЦ2 (без учета резервного ГПА) и два типа проточной части: СПЧ1/1 для КНД и СПЧ2/1 для КВД. В табл. приведены газодинамические характеристики корпусов сжатия ГПА.

Табл. Газодинамические характеристики корпусов сжатия ГПА

Наименование параметра Значение
Производительность, приведенная к нормальным  условиям, *
млн. м3 /сутки
12,47-0,49
Производительность по условиям всасывания, м3/мин 212,98-8,52
Давление нагнетания КНД,  МПа (кгс/см2),не менее 3,42 (34,818)
Давление всасывания КВД, МПа (кгс/см2),не менее 3,31 (33,773)
Давление нагнетания КВД, МПа (кгс/см2),не менее 7,5 (76,478)
Температура газа на нагнетании КНД,0С, не более 64,2
Температура газа на входе КВД, 0С, не более 26
Температура газа на нагнетании КВД, 0С, не более 103,5
Мощность, потребляемая агрегатом, МВт 13,722+7,97
Политропный КПД агрегата на номинальном режиме, % 80
Мощность привода, МВт 18
Частота вращения ротора КНД, об/мин 7723±115,84
Частота вращения ротора КВД, об/мин 11584±173,76
Диапазон изменения рабочих частот вращения роторов агрегата от номинальной частоты, % от 70 до 105

*температура 293К (200С), давление 0,101 Мпа (1,0333 кгс/см2) КНД/КВД – корпус низкого/высокого давления

На рис. 9 приведены схемы и последовательность подключения корпусов и сменных проточных частей в разные периоды эксплуатации для обеспечения максимальной эффективности ГПА в условиях постоянно меняющихся давлений и расходов.

Рис. 9. Схемы и последовательность подключения корпусов и СПЧ в разные периоды эксплуатации

Первые три года (2016–2018 гг.) работает один корпус низкого давления (рис. 9а) с поставленной проточной частью. Следующий, 2019 год работают два КНД, соединенные параллельно также с поставленными проточными частями (рис. 9б). Следующие четыре года (2020–2023 гг.) работают КНД последовательно с КВД с поставленными проточными частями, образуя две параллельные «нитки» компримирования (рис. 9в). Затем четыре года (2024–2027 гг.) работают уже три параллельные «нитки» последовательно соединенных корпусов КНД и КВД, но с заменой проточных частей на СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 соответственно (рис. 9г). Следующие пять лет (2028–2032 гг.) работают две параллельные «нитки» последовательно соединенных корпусов КНД и КВД с замененными СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 соответственно (рис. 9д). И, наконец, последние восемь лет (2033–2040 гг.) работает одна «нитка» последовательно соединенных корпусов КНД и КВД с замененными с 2024 г. СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 (рис. 9е).

Газодинамические (дроссельные) характеристики последовательно соединенных КНД и КВД с замененными проточными частями на СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 соответственно на один из периодов эксплуатации (2024–2040 гг.) приведены на рис. 10.

Рис. 10. Дроссельные характеристики КНД (с СПЧ-1/1)- КВД (с СПЧ-2/1) (2024-2040 гг.)
Рвых=6,85 МПа (абс), Т=285,1 К (12,1 0С), R=52,38 кгм/кг/К
Частоты вращения, об/мин: 1-9495, 2-9043, 3-8591, 4-8139, 5-7686, 6-7234, 7-6782, 8-6330

Корпус КНД представляет собой трехступенчатую односекционную центробежную машину (первоначально поставленная проточная часть) и пятиступенчатую центробежную машину (проточная часть СПЧ 1/1).

Корпус КВД – пятиступенчатая односекционная центробежная машина (первоначально поставленная проточная часть) и также пятиступенчатая центробежная машина, но с другими типами ступеней (сменная проточная часть СПЧ 2/1).

При проектировании компрессорного оборудования для месторождений на длительный период эксплуатации нужно учитывать, что давление на входе КС изменяется в значительном диапазоне, и компрессорные агрегаты должны работать на изменяющихся отношениях давлений (степенях сжатия).

В этом случае ОАО «Казанькомпрессормаш» совместно с ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» (Группа ГМС) предлагают оригинальное решение по компоновке агрегатов: использовать параллельную схему расположения корпусов сжатия (фото 1). Для этого использован мультипликатор с двумя выходными валами, который позволяет расположить корпуса КНД и КВД параллельно друг другу, что облегчает смену проточной части и обслуживание.

Фото 1. Агрегат с параллельной схемой расположения корпусов сжатия
(вид со стороны корпусов сжатия)

Основные достоинства предлагаемой схемы:

  • гибкая схема работы (начальные годы работает один корпус, а вал второго отсоединен от мультипликатора, далее – два корпуса могут работать последовательно по газу, с заменой проточной части на сменную при необходимости);
  • высокая эффективность: каждый корпус работает на собственной оптимальной частоте вращения;
  • удобство эксплуатации, обслуживания и замены СПЧ;
  • компактность;
  • возможность использования в технологии подземного хранения газа (схема последо-вательной и параллельной работы).

Общий вид типового компрессорного агрегата с газотурбинным приводом приведен на фото 2.

Фото 2. Компрессорный агрегат с газотурбинным приводом

Основой, фундаментом рассматриваемых работ являются программы расчета газоди-намических характеристик центробежных компрессорных установок. Данные программы создавались поколениями сотрудников со дня основания Специального конструкторского бюро по компрессоростроению – ныне ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа».

Используемые численные методы расчета основаны на базе данных экспериментальных «продувок» большого количества различных по параметрам ступеней сжатия и «обратной связи»: корректировке программ расчета по результатам газодинамических испытаний ЦКУ, созданных на Казанском компрессорном заводе (ныне ОАО «Казанькомпрессормаш»).

Программы позволяют проводить многовариантные газодинамические расчеты и автоматически выбирать оптимальный вариант, что особенно важно для ЦКУ, которые работают при изменяющихся параметрах на входе и выходе в течение нескольких десятков лет.

Необходимо отметить, что новая центробежная компрессорная установка с требуемыми для заказчика параметрами создается и изготавливается на основе принципа унификации, т.е. на основе проверенных и испытанных унифицированных узлов, систем и конструктивов.

Изменения структуры и схемы компримирования по годам эксплуатации требуют изменения параметров, а иногда и состава применяемого оборудования: холодильников, сепараторов, арматуры, системы автоматического управления (САУ), электротехнической части.

В частности, изменение схемы компримирования по годам отражается на структуре как САУ ГПА, так и САУ компрессорной станции: для эффективного управления необходимо изменять в процессе эксплуатации алгоритмы и записанные программы вычислительно-управляющего комплекса.

Кроме того, меняются величины контролируемых параметров (давление, расход, температура), что может потребовать применения либо нового комплекта датчиков – первичных преобразователей, либо специальных средств измерения с перестраиваемой структурой (с переменными диапазонами измерений и т.д.).

При анализе и реализации таких долгосрочных проектов с изменяющимися параметрами хотелось бы также обратить внимание на срок поставки оборудования (СПЧ, холодильников, сепараторов, арматуры, средств автоматики) для обеспечения требуемых параметров через 5, 10 или 20 лет. Например, поставить СПЧ можно сразу со всем комплексом оборудования. Но в год, когда она должна быть заменена, прогнозированные ранее параметры могут измениться, и может потребоваться СПЧ на несколько другие параметры. Поэтому поставку проточных частей необходимо приурочить к сроку их реальной необходимости, с возможностью пересчета их газодинамических характеристик и изменения конструкции.

При определении поставщика оборудования с длительным сроком эксплуатации заказчику необходимо обратить внимание на предприятия с надежной научно-технической базой, где проводится полный цикл проектно-конструкторских работ. Важно также наличие современной производственно-технической базы, позволяющей изготавливать и испытывать высокотехнологичное компрессорное оборудование, которое обеспечит эффективную и длительную эксплуатацию нефте- и газодобывающих скважин.

Сегодня такое оборудование предлагают казанские компрессоростроители.

Литература

  • Шнепп В.Б. Конструкция и расчет центробежных компрессорных машин / В.Б. Шнепп. – М.: Машиностроение, 1995. – 240 с.
  • Хисамеев И.Г., Максимов В.А., Баткис Г.С., Гузельбаев Я.З. Проектирование и эксплуатация промышленных центробежных компрессоров. Учебное пособие. Изд. 2-е, испр. и доп. – Казань: изд-во «Фэн», 2012. – 671 с.
  • Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с англ. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 570 с.
  • Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова.— М.: Недра, 1988. – 302 с.
Авторы: А. М. Ахметзянов, Я. З. Гузельбаев (к.т.н.) – ЗАО «НИИтурбокомпрессор
им. В. Б. Шнеппа», Группа ГМС
Д. В. Пашинкин – ООО «УК «Группа ГМС»

Загрузить (1.9MB)

Все публикации