Экологические и экономические проблемы сжигания нефтяного

Экологические и экономические проблемы сжигания нефтяного
попутного газа (ПНГ) в России
Нефтяной газ – смесь лѐгких углеводородов, сопутствующих нефти как
в свободном состоянии в виде пузырьков, так и в растворѐнном виде. Состоит
из предельных углеводородов – метана, этана, пропана, бутана, изобутана.
Иногда попутный газ содержит азот, углекислый газ и сероводород.
Ежегодно в России добывается около 30 млрд. м3 нефтяного
попутного газа. Примерно 40 % этого объѐма нефтяные компании продают
на газоперерабатывающие заводы, где из нефтяного газа получают
осушенный газ (аналогичный по свойствам природному), ценное сырьѐ для
нефтехимии – широкую фракцию лѐгких углеводородов (ШФЛУ), газовый
бензин и сжиженный газ. Ещѐ около 40 % расходуется на собственные
нужды нефтегазодобывающих предприятий, сжигаются на электростанциях
или закачиваются в нефтеносные пласты для увеличения добычи нефти.
Оставшиеся 20 % (что составляет примерно 6 млрд. м3) сгорает в
промысловых факелах. Существуют расчѐты, показывающие, что сжигая
1 млрд. м3 попутного газа, теряется товарная масса на сумму 270 млн.
долларов США. Если это перевести в год, получится, что теряется 1 млрд.
620 млн. долларов США.
Степень утилизации ПНГ на основных месторождениях, где есть
компрессорные станции, системы очистки и сеть газопроводов, составляет
80-95 %, а на новых месторождениях – 30 % и менее. Очень развита
практика обустройства месторождений по временной схеме – без
строительства объектов сбора, подготовки и транспортировки ПНГ, ведь на
это нужно истратить денег гораздо больше, чем заплатить штрафы, которые
составляют 30 копеек за нормативное сжигание 1000 м3 ПНГ, а за
сверхнормативное – 7 рублей.
Источник информации: http://eco-mnepu.narod.ru/bkonf7.htm
Сжигание попутного газа в Узбекистане значительно сократилось
За последнее время в Узбекистане достигнут значительный прогресс в
отношении утилизации попутных газов. Объемы утилизации попутных
газов на месторождении «Кокдумалак» (Кашкадарьинская область)
достигли приблизительно 4,7 млрд. м3 в год. В рамках другого
реализованного проекта на месторождениях «Северный Шуртан» и
«Шакарбулак» объемы утилизации попутных нефтяных газов достигли
0,35 млрд. м3 в год.
3
Завершены переговоры по привлечению кредита Всемирного банка
для реализации проектов по утилизации попутных газов на месторождениях
«Северный Шуртан», «Гармистон», «Кумчи» и «Шакарбулак».
Источник информации: www.igazovik.ru/news/21.09.2012.
Норвежский опыт утилизации попутных нефтяных газов
Первая добыча нефти в Норвегии была в 1971г. Несмотря на такой
короткий промежуток времени Норвегия достигла значительных
результатов в области эффективного использования нефти. Этому
способствовало объединение сил нескольких крупных компаний и
принятый правительством «Закон о нефти».
Закон о нефти требует от обладателей лицензии решения вопроса по
утилизации попутного газа (План по разработке и эксплуатации (ПРЭ) и План
по установке и эксплуатации (ПУЭ). Зачастую ПРЭ/ПУЭ утверждаются лишь
после существенных инвестиций во избежание факельного сжигания.
Контролирующим органом является Норвежское управление нефти.
Недостаточная возможность для экспорта газа и запрет на факельное
сжигание привели к распространению метода обратной закачки в пласт
нефтяного газа. Закачка газа давала повышенную отдачу нефти и имела
высокое промышленное значение, чем закачка воды.
Суммарная эффективность:
дополнительная нефть 0,43-0,48 млн. м3 нефти/ млрд. м3 газа;
Несколько крупных промыслов в Норвегии с закачкой газа имеют
коэффициент отдачи нефти в пределах 53-66 %.
Источник информации: Доклад Стейнара Нья (Норвежский Департамент
Нефти) на конференции «Опыт Узбекистана по утилизации попутного газа и
реализации проектов Механизма чистого развития в нефтегазовой отрасли»
Опыт утилизации ПНГ в компании ЛУКОЙЛ
Добыча попутного нефтяного газа в компании ЛУКОЙЛ в 2012г. по
сравнению с 2011г. выросла на 2,6 % и составила 10276 млн. м3, в том числе
использование газа возросло на 13,3 % и составило 9001 млн. м3 товарного
попутного газа. Попутный газ используется ОАО «ЛУКОЙЛ» для
выработки электроэнергии на газовых электростанциях, в качестве рабочего
агента при закачке в пласт для поддержания пластового давления и для
других производственных нужд. Товарный попутный газ поставляется на
газоперерабатывающие заводы и местным потребителям.
4
ОАО «ЛУКОЙЛ» ежегодно повышает уровень утилизации попутного
нефтяного газа, который в 2012г. составил 87,6 %, в 2011г. - 79,3 %, в 2010г. 77,5 % и в 2009г. - 71,1 %. Рост показателя связан с развитием систем
утилизации ПНГ на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» – строительством
компрессорных станций и газопроводов. Для увеличения уровня утилизации
попутного нефтяного газа ОАО «ЛУКОЙЛ», в рамках развития малой
энергетики, ведет строительство газовых электростанций на месторождениях.
Это позволяет сократить сжигание газа на факелах, снизить расходы на
электроэнергию, снизить выброс продуктов сжигания газа в атмосферу,
улучшить экологическую ситуацию в районах нефтедобычи. В рамках
Программы ОАО «ЛУКОЙЛ» по рациональному использованию нефтяного
(попутного) газа в 2012г. в строительство и реконструкцию объектов
утилизации попутного нефтяного газа было инвестировано 9,7 млрд. руб. На
основных месторождениях Группы ЛУКОЙЛ в Западной Сибири уровень
утилизации попутного газа составляет 95 %.
Источник информации: http://www.lukoil.ru/static.asp?id=656
«Роснефть» довела уровень утилизации попутного газа
в ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» до 95 %
Ввод ДКС Одопту-море позволил с июля 2011г. поднять уровень
использования попутного нефтяного газа на месторождении Одопту-море и
в целом по ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» до 95 %.
Газ подается через промысловый газопровод «Одопту-море-Тунгор» в
систему газоснабжения севера Сахалинской области. Работы проводились в
рамках Целевой газовой программы ОАО «НК Роснефть». Общая стоимость
работ со строительством промысловых газопроводов составила свыше
2,3 млрд. рублей.
До 2014г. в рамках целевой газовой программы, которая
предусматривает достижение уровня утилизации попутного газа до 95 %,
будут построены более 1000 км газопроводов, а также компрессорные
станции на Комсомольском, Харампурском, Приобском и Ванкорском и
других месторождениях. Общие инвестиции «Роснефти» в газовую
программу, которая реализуется с 2006 года, составят более 120 млрд. руб.
Источник информации: http://www.rosneft.ru/news/pressrelease/06072011.html
5
Утилизация попутных газов на основе современных технологий
В Ташкенте прошла региональная конференция стран Европы и
Центральной Азии «Опыт Узбекистана по утилизации попутного газа и
реализации проектов Механизма чистого развития в нефтегазовой отрасли»,
организованная Национальной холдинговой компанией «Узбекнефтегаз»,
представительством Всемирного банка в Узбекистане совместно с
Глобальным партнерством по сокращению сжигания попутных газов (GGFR).
На конференции обсуждались возможные способы сокращения
сжигания выбросов газа в атмосферу. Как отмечалось на конференции,
воздействие глобального изменения климата сегодня становится большой
проблемой. Международное сообщество исследует пути снижения выбросов
парниковых газов и переход к развитию экономик, потребляющих низкое
количество углеродосодержащих видов топлива, но несмотря на это, ежегодно
на нефтяных месторождениях все еще имеет место сжигание млрд. м3
нефтяного газа.
Согласно оценкам, каждый год сжигается или растрачивается
понапрасну около 140 млрд. м3 попутного газа – этого хватило бы
покрыть третью часть потребления газа всего Европейского Союза. Если
сократить объем выбросов двуокиси углерода, получаемых от сжигания,
то это было бы равноценно удалению с дорог почти 70 миллионов
автомобилей – что могло бы значительно снизить негативное воздействие
на окружающую среду.
По предварительным оценкам, на действующих месторождениях
компании «Узнефтегаздобыча» НХК «Узбекнефтегаз» сжигается около 1,2 –
1,5 млрд. м3 попутного газа в год.
На сегодняшний день компанией «Узнефтегаздобыча» достигнуты
определенные результаты в направлении утилизации попутных нефтяных
газов нефтяных месторождений Бухаро-Хивинского нефтегазоносного
региона:
• компрессорным способом осуществляется утилизация попутных газов на
месторождении Кокдумалак. Объем утилизируемого газа составляет
около 11,5 млн. м3 в сутки;
• путем изменения схемы разработки и состава технологического
оборудования на месторождениях Северный Шуртан, Шакарбулак
утилизируется около 850 тыс. м3 в сутки нефтяного газа.
6
Расчетные объемы сжигания ПНГ
на основе спутниковых данных, 2006-2010гг.
1. Россия
50,0
52,3
42,0
46,6
35,2
Динамика
показателей
сжигания в
2010г. по
сравнению с
2009г.,
млрд.м3
-11,4
2. Нигерия
18,6
16,3
15,5
14,9
15,2
0,3
2,0
11,3
3. Иран
12,2
10,7
10,8
10,9
11,3
0,4
3,5
8,4
4. Ирак
7,2
6,7
7,1
8,1
9,1
1,0
11,0
6,8
5. Алжир
6,4
5,6
6,2
4,9
5,4
0,5
9,3
4,0
6. Ангола
4,0
3,5
3,5
3,4
4,1
0,7
17,1
3,1
7. Казахстан
6,2
5,5
5,4
5,0
3,8
-1,2
-31,6
2,8
8. Ливия
4,4
3,8
4,0
3,5
3,8
0,3
7,9
2,8
9. Саудовская
Аравия
4,2
4,2
4,3
3,9
3,7
-0,2
-5,4
2,8
10.Венесуэла
2,17
2,2
2,7
2,8
2,8
0,0
0,0
2,1
11.Мексика
2,1
2,7
3,6
3,0
2,5
-0,5
-20,0
1,9
12.Индонезия
3,2
2,6
2,5
2,9
2,3
-0,6
-26,1
1,7
13.Китай
2,9
2,6
2,5
2,4
2,1
-0,3
-14,3
1,6
14.Канада
1,7
2,0
1,9
1,8
2,1
0,3
14,3
1,6
15.США
2,0
2,1
2,3
2,0
2,1
0,1
4,8
1,6
16.Узбекистан
2,9
2,1
2,1
1,7
1,9
0,2
10,5
1,4
17.Катар
2,3
2,4
2,3
2,2
1,9
-0,3
-15,8
1,4
18.Оман
2,3
2,0
2,0
1,9
1,8
-0,1
-5,6
1,3
20.Малайзия
1,9
1,8
1,9
1,9
1,8
-0,1
-5,6
1,3
21.Египет
1,7
1,5
1,6
1,8
1,5
-0,3
-20,0
1,1
Страна
2006 2007 2008 2009 2010
Динамика
Доля объема
показателей
сжигания
сжигания в ПНГ страны
2010г. по
к уровню
сравнению с сжигания по
2009г.,
миру в
%
2010г., %
-32,4
26,3
Уровень сжигания ПНГ в Европе и Центральной Азии ежегодно
составляет более чем 60 млрд. м3, что эквивалентно выбросам около 120 млн.
тонн углекислого газа в год.
Источник информации: http://uza.uz/ru/business/
7
ТНК-ВР инвестирует в программу по утилизации
попутного нефтяного газа до 62 млрд. руб. к 2015г.
ТНК-ВР сообщает о расширении программы полезного использования
попутного нефтяного газа (ПНГ) к 2015г. Общий объем инвестиций в эти
проекты вырастет на 12,7 % – до 62 млрд. руб.
ТНК-ВР реализует масштабную программу по увеличению объема
полезного использования ПНГ с 2009г. Программа охватывает все
добывающие активы Компании в России и включает в себя более 50 проектов.
Один
из
крупнейших
–
интегрированный
проект
«Оренбург»,
предусматривающий строительство разветвленной инфраструктуры для сбора,
транспортировки, подготовки и переработки ПНГ. В результате его
реализации будут созданы дополнительные возможности для коммерческого
использования ПНГ на Покровской, Бобровской, Западной и Восточной
группах месторождений ОАО «Оренбургнефть».
Источник информации: www.tnk-bp.ru
Узбекистан увеличит утилизацию попутного нефтяного газа с 40 % до 95 %
Национальная холдинговая компания «Узбекнефтегаз» до конца
2015г. доведет уровень утилизации попутного нефтяного газа до 95 %,
реализовав для этой цели ряд проектов общей стоимостью 150 млн.
долларов США. Осуществление четырех проектов позволит довести
уровень утилизации ПНГ в 2015г. до 95 % против 40 % в настоящее время.
Утилизация ПНГ на объектах переработки УП «Мубарекский
газоперерабатывающий завод», а также группе низконапорных нефтяных
месторождений в Кашкадарьинской области связана со строительством
двух ДКС общей мощностью 900 млн. м3 газа в год. Срок строительства –
2013-2014гг.
Финансирование проектов общей стоимостью около 150 млн.
долларов США будет осуществляться за счет собственных средств
«Узбекнефтегаза», а также в рамках программы механизма чистого
развития (МЧР) Киотского протокола.
Источник информации: http://ngsmj.byutmi.uz/?p=132
8
WWF озвучил ситуацию по использованию
попутного нефтяного газа (ПНГ) в России
Данные экологов из Всемирного фонда защиты дикой природы (WWF)
говорят о том, что Российская Федерация сегодня лидирует в мире по
показателям сжигания попутного нефтяного газа; России сжигает примерно
26 % от мирового ПНГ, Нигерия, идущая следом за Россией, - вдвое меньше.
А между тем, отмечают экологи, в мире за последние годы объемы
сжигания ПНГ снизились (с 162 млрд. м3 в 2006г. до 134 млрд. м3 в 2010г.),
и, как ни парадоксально, это во многом заслуга именно России: объемы
сжигания ПНГ удалось сократить на 14,8 млрд. м3 (больше всего в 20092010гг., на 11,4 млрд. м3).
Сегодня в России максимум попутного нефтяного газа - 95%
используют лишь компании Татнефть и Сургутнефтегаз. Самый низкий
показатель использования ПНГ - у Газпромнефти (55,2 %), Роснефти (56,2 %)
и РуссНефти (70 %). Несмотря на это, Газпромнефть прогрессирует в
области эргономичного использования ПНГ: компания достигла
максимального прогресса в том, что касается повышения рационального
использования попутного нефтяного газа за последние пять лет
(использование ПНГ здесь увеличилось больше чем на 10 %). А вот в
Роснефти наоборот - за 2011г. снизили уровень использования ПНГ на 11 %.
Источник информации: http://novostienergetiki.ru/wwf-ozvuchil-situaciyu-poispolzovaniyu-poputnogo-neftyanogo-gaza-png-v-rossii/
Казахстан завершает строительство завода
по переработке попутного нефтяного газа
Комплекс будет перерабатывать 400 млн. м3 попутного нефтяного
газа, производить 300 млн. м3 товарного сухого газа, до 45 тыс. тонн
сжиженного газа (пропанобутановой смеси) в год, до 6 тыс. тонн в год
стабильного газового бензина и до 10 тыс. тонн гранулированной серы.
Добывающие предприятия компании
«КазМунайГаз» завершают
реализацию программ по утилизации попутного нефтяного газа на
месторождениях. ТОО «Казахойл-Актобе» в данное время проводит
подготовительные работы для вывода на полную мощность завода по
переработке попутного нефтяного газа.
9
В соответствии с графиком работ, пусконаладочные работы установки
комплексной подготовки газа на месторождении Алибекмола и установки
подготовки газа на месторождении Кожасай должны завершиться в текущем
году. В период строительства завода было создано 1500 рабочих мест, для
эксплуатации объектов привлечено 144 человека.
Данный завод имеет важное значение для экономики Казахстана в
целом. Так, полная переработка сырья на заводе включает производство
300 млн. м3 газа в год, из них 80 % объема планируется транспортировать
по трубопроводу Бейнеу-Бозой-Акбулак для обеспечения южных регионов
республики, 20 % покроют нужды ближайших населенных пунктов.
В рамках реализации проекта планируется полная утилизация
попутного газа, в результате чего объем выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу снизится на 19 тыс. тонн.
Источник информации: http://www.ecoindustry.ru/news/view/32526.html
ЛУКОЙЛ намерен построить установку комплексной подготовки ПНГ
Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) будет спроектирована
инженерами ЛУКОЙЛа в конце 2013г. для Северо-Губкинского
месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе. Объект планируется
подключить к подводящему газопроводу системы ОАО «Газпром». На
других месторождениях также планируется проведение подобных работ –
это повысит качество утилизации попутного нефтяного газа.
По итогам анализа альтернативных поставок ПНГ с СевероГубкинского месторождения установлено, что строительство УКПГ позволит
максимизировать
поставки
газа
для
собственных
нужд
нефтеперерабатывающих предприятий группы «ЛУКОЙЛ» и других
потребителей, имеющих или заинтересованных в создании самостоятельных
подключений к газотранспортной системе «Газпрома», а также более чем на
50% увеличить успешность реализации каждой тысячи кубометров
попутного газа.
Сейчас ПНГ с Северо-Губкинского месторождения ЛУКОЙЛ
поставляет ЗАО «Пургаз», через систему которого выполняется дальнейшая
поставка энергоносителя в газотранспортную систему ОАО «Газпром».
Источник информации: http://novostienergetiki.ru/lukojl-nameren-postroitustanovku-kompleksnoj-podgotovki-png-poputnogo-neftyanogo-gaza/
10
Проект утилизации попутного нефтяного газа
в Югре оценили в $2,5 млрд.
Власти Ханты-Мансийского автономного округа - Югры совместно с
банком реконструкции и развития и ООО «БлюЛайнПроджект»
договорились о сокращении объемов сжигаемого на факелах попутного
нефтяного газа, проект оценивается от 2 до 2,5 млрд. долларов.
Подписан меморандум о совместной работе по улучшению
экологической ситуации в Югре, в частности, о снижении объемов
сжигания попутного нефтяного газа.
«БлюЛайнПроджект» предполагает в ближайшие 3-4 года
утилизировать около 3,5 млрд. м3 попутного нефтяного газа.
Источник информации: http://ria.ru/economy/20130417/933067048.html
Узбекнефтегаз инвестирует $190 млн. в проекты утилизации ПНГ
Национальная холдинговая компания «Узбекнефтегаз» в 2013г.
приступит к утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях в
Кашкадарьинской области, общая стоимость проектов оценивается в 190 млн.
долларов.
Утверждены
предварительные
ТЭО
двух
проектов,
предусматривающих установку технологического оборудования для
утилизации ПНГ общей мощностью 1,14 млрд. м3 газа в год. На проектную
мощность планируется выйти к 2015г.
Финансирование проектов будет осуществляться за счет собственных
средств НХК «Узбекнефтегаз» и зарубежных кредитов.
По данным НХК «Узбекнефтегаз», в настоящее время при объемах
добычи газа на уровне 60 млрд. м3 ежегодно сжигается более 1,5 млрд. м3
ПНГ. За последние четыре года объем сжигаемого ПНГ удалось сократить
на 3,5 млрд. м3 за счет строительства дожимных компрессорных станций
(ДКС) и систем сбора ПНГ.
НХК «Узбекнефтегаз» до конца 2015г. доведет уровень утилизации
ПНГ до 95 % против 40 % в настоящее время за счет строительства ДКС и
систем сбора. Мощности НХК «Узбекнефтегаз» позволяют обеспечивать
добычу природного газа в объеме порядка 70 млрд. м3 и жидких
углеводородов в объеме 8 млн. тонн в год.
Источник информации: http://1prime.ru/tags/tag_UZBEKISTAN/
11
ОАО «Казанское моторостроительное производственное объединение»
(КМПО) поставит газоперекачивающие агрегаты в Узбекистан
В 2014 году КМПО поставит в Узбекистан для ДКС-2 «Шуртан» пять
полнокомплектных газоперекачивающих агрегатов с двигателями
НК-16-18СТ. Кроме того, в рамках проекта «под ключ» в объем поставки
будет входить и общестанционное оборудование: сепараторы, аппараты
воздушного охлаждения, различные виды обвязки.
В прошлом году КМПО поставила на Компрессорную станцию
«Шуртан» два агрегата с двигателями НК-16СТ. После этого специалисты
КМПО совместно с представителями эксплуатирующей организации
провели монтажные работы по запуску ГПА в промышленную
эксплуатацию, закончившиеся в июле 2013 года.
На сегодняшний день агрегаты работают «в трассу». На конец августа
их наработка составила 2000 часов.
Источник информации: http://info.tatcenter.ru/news/128552/
Информации о мультифазных компрессорах.
Компрессоры с «квази-изотермическим» циклом – новое
направление в мультифазной перекачке углеводородного сырья
В функции мультифазной установки входит прием мультифазной среды
(несмешивающиеся жидкости разной вязкости, газы, газожидкостные эмульсии,
механические частицы) и повышение давления до значений, позволяющих
транспортировать эту среду от места сбора до пункта переработки.
В связи с нестабильностью свойств перекачиваемой мультифазной
среды, конструкция насосно-компрессорного агрегата должна обеспечивать
эффективную работу и на жидкой, и на газообразной средах. Как правило,
дифференциальное давление, развиваемое в мультифазной установке, от
3,5 МПа до 5,0 МПа.
Для этих целей используются насосы динамического принципа
действия (компании Sulzer) и объемного типа (Bornemann, Leistritz
Corporation, Framo Engineering, Warren Pumps, Inc., Weatherford International.
Ltd., NETZSCH, Moyno, Can-K и другие).
Недостатком этих известных мультифазных насосов является
ограничение времени работы без жидкости на входе в насос.
12
В этой связи вызывает интерес использование концепции
одновальных объемных машин без внутреннего сжатия среды в рабочих
полостях, способных к длительной работе в качестве компрессора, в том
числе на «мокром газе».
В 2004г. российская компания ООО «РЕАМ-РТИ» по техническому
заданию ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» и в соответствии с техническими
требованиями нефтяной компании ТНК-ВР на транспортировку
мультифазной среды разработала проект насосно-компрессорной объемной
ступени героторного типа.
Героторные схемы отличаются от шестеренных механизмов с
внутренним зацеплением тем, что внешний ротор имеет на один выступ
(«зуб») меньше, чем внутренний ротор.
Простота и компактность героторных механизмов, жесткость силовой
схемы, возможность соединения этих механизмов на одном приводном валу
(реализация принципа модульности) делает их наиболее привлекательными
для создания объемных машин без внутреннего сжатия перекачиваемой
среды, т.е. применительно к перекачке газа, позволяет приблизиться к
квази-изотермическому процессу сжатия и, соответственно, снизить
энергозатраты на привод.
Аналогичный подход применительно к сжатию газовой или
парообразной среды в компрессоре осуществлен компанией Star Rotor Corp.
Однако разработчики этой компании не ставили перед собой задачу
перекачки агрессивных мультифазных сред, содержащих несжимаемые
жидкости.
Задача перекачки жидкости, газожидкостной среды и газа решена в
конструкции мультифазного насоса/компрессора героторного типа ООО
«РЕАМ-РТИ» по принципу «два в одном». Проект ориентирован на создание
базового модуля для семейства насосных установок. Это семейство формируется
из унифицированных секций-модулей (до 4-х и более на одном валу).
На основании предварительных расчетов и опыта специалистов ООО
«РЕАМ-РТИ» спроектирован и изготовлен ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь»
полноразмерный стендовый образец мультифазного насоса/компрессора
героторного типа – НПМ 200/600.
При частоте вращения вала n = 3000 об/мин. и при дифференциальном
давлении жидкости 3,5 МПа подача жидкости составила 120 м3/ч.
13
Габаритные размеры блока роторов: диаметр – 204 мм, длина – 198 мм;
длина базового модуля 415 мм. Стендовый образец мультифазного
насоса/компрессора НПМ 200/600 подтвердил правомерность основных
конструкторских решений. Получены ожидаемые показатели по расходам
жидкости, протеканию нагрузочных характеристик (расход жидкости от
дифференциального давления), подтверждена работоспособность на газовой
среде (воздух) без подачи жидкости.
Для героторного насоса характерны низкие внутренние утечки среды,
что обуславливает малую чувствительность героторного насоса к
противодавлению на выкиде по сравнению с двухвинтовым насосом.
Интерпретация этих результатов и прочностные параметры конструкции
односекционного мультифазного насоса/компрессора НПМ 200/600
позволяют ориентироваться на достижение дифференциального давления
более 5,0 МПа. Конструкция основных элементов рассчитана на обеспечение
ресурса не менее, чем на 40000 ч.
По основным техническим решениям, имеющим новизну, выданы
патенты РФ. Ведется патентование за рубежом.
Источник информации: www.oilandgaseurasia.ru/tech_trend/%D0%BA
Одновинтовые мультифазные нефтяные насосы
Винтовые мультифазные насосы NEMO предназначены для перекачивания
сред с содержанием механических примесей до 70 % и температурой до 140 0С
стандартно (200 0С по заказу).
Мультифазные нефтяные насосы могут устанавливаться на улице при
температуре до минус 60 0С. Подача насосов до 500 м3/ч. Создаваемое
давление до 240 бар. Мультифазные насосы применяются для перекачивания:
 пластовой жидкости с содержанием свободного газа в среде до 85-90 %;
 пластовой нефти и товарной нефти;
 пластовой воды с содержанием хлоридов до 550 г/л;
 мазута и нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива и т.д.);
 нефтешлама и бурового раствора;
 сточных вод;
 аварийных розливов;
 сеноманской воды с газом и абразивными частицами;
 реагентов (флокулянтов, коагулянтов).
14
Основные преимущества данных насосов в сравнении с центробежными:
 возможность перекачивать нефть и другие густые и вязкие жидкости без
подогрева;
 насосы
устойчивы
к
абразиву и
чрезвычайно
надежны
и
ремонтопригодны;
 возможность реверсной работы (прямое и обратное вращение).
Мультифазные нефтяные винтовые насосы обладают всасывающей
способностью в 0,8 атм., что позволяет всасывать нефть из резервуаров,
опуская всасывающий трубопровод на глубину до 8 м.
Винтовой насос может перекачивать холодный мазут, нефтешлам и
нефть без специального подогрева в отличии от центробежных насосов,
ограниченных вязкостью в 200 сСт.
Мультифазные нефтяные насосы могут одновременно качать
загазованную нефть, с содержанием газа до 90 % и твердых включений
(песка, кокса, нефтешлама и т.д.) до 70 %.
Способность нефтяного мультифазного насоса перекачивать нефть,
мазут, асфальт, гудрон и другие нефтепродукты с твердыми включениями
позволяет отказаться от дорогих и требующих постоянного обслуживания
фильтров.
Способность мультифазных нефтяных насосов перекачивать нефть
вместе с газом позволяет устанавливать сепараторы для отделения нефти от
газа и компрессоры в удобном месте или вообще отказаться от
дублирования сепараторов и компрессоров, а проводить разделение в одном
месте (например, на установках предварительной подготовки нефти или
ГПЗ). Нефтяные центробежные насосы не могут перекачивать газ вместе с
нефтью и поэтому приходится отделять газ от нефти, сжигать газ на
факелах или тянуть отдельный трубопровод для подачи газа на ГПЗ.
Мультифазный нефтяной насос может качать газ вместе с нефтью по одной
общей трубе и проводить разделение в удобном месте, избежав лишнего
дублирования оборудования.
Насосы могут комплектоваться одинарными и двойными торцевыми
уплотнениями различных изготовителей (Трэм, Анод и др.).
Торцевые уплотнения могут быть выполнены по стандарту API 682, также
камера уплотнения мультифазного насоса может быть сделана по API 610.
15
При перекачивании летучих, взрывоопасных или ядовитых жидкостей,
содержащих твердые включения (бензин с нефтешламом, кокс, ШФЛУ,
СУГ, отработанный МЭА, этилен, метанол и др.), винтовой мультифазный
насос может быть оборудован магнитной муфтой.
Подобная конструкция позволяет решить проблему герметичных
центробежных химических насосов (невозможность перекачивать
загрязненные, опасные, абразивные жидкости). Винтовой мультифазный
насос с магнитной муфтой обладает герметичностью необходимой при
перекачивании опасных жидкостей и стойкостью к воздействию твердых
частиц, благодаря конструкции рабочих органов.
Насос может комплектоваться различными ответными фланцами,
быстросъѐмными резьбовыми соединениями, станциями управления и КИП
с частотным преобразователем, датчиками давлениями, уровня и т.д.
Корпуса насосов могут изготавливаться из различных материалов для
перекачивания агрессивных жидкостей с рН от 0 до 14 углеродистой стали,
нержавеющей стали, Superduplex, титана и других.
Насосы выполняются как в горизонтальном, так и вертикальном
стационарном и мобильном исполнении. Также в комплекте с насосом
может быть поставлен шкаф управления с защитной автоматикой,
частотным преобразователем, что позволяет получить полностью готовую
насосную установку для перекачивания нефти, подачи сырой и товарной
нефти на предварительную подготовку.
Источник информации: http://promhimtech.ru/katalog/oil_pumps?id=9481
Компрессоры для перекачки попутного нефтяного газа.
Компрессорные установки от ООО «Казанькомпрессормаш»
Производственное предприятие ОАО «Казанькомпрессормаш» и
научно-исследовательский институт ЗАО «НИИтурбокомпрессор
им. В.Б. Шнеппа» входят в крупный машиностроительный и
инжиниринговый холдинг «Группа ГМС» и работают как единый научнотехнический комплекс. «Казанькомпрессормаш» имеет 20-летний опыт
производства компрессорного оборудования с приводом от газотурбинных
установок (ГТУ) мощностью от 6 до 25 МВт, а также полнокомплектных
компрессорных станций.
16
1. Компрессорная установка 66ГЦ-1162/1,3-38ГТУ:
0
 производительность, приведенная к нормальным условиям (0
С и
3
3
0,101 МПа), нм /час (м /мин.) –83340 (1162);
 давление всасывания, МПа – 0,13;
 давление конечное, МПа – 3,7;
 диапазон изменения давления всасывания, МПа – 0,13–0,17;
3
 диапазон изменения производительности, м /мин. – 1162–859.
Легкосборное здание поставлялось комплектно с системами
отопления, приточно-вытяжной вентиляции (рабочей и аварийной),
освещения, обнаружения загазованности, автоматического пожаротушения.
Для проведения ремонтных работ здание оснащено кран-балкой
грузоподъемностью 16 т во взрывозащищенном исполнении.
Компрессор, входящий в состав компрессорного агрегата, состоит из
двух корпусов сжатия по две секции в каждом. Корпус низкого давления
двухпоточный состоит из параллельно работающих секций по три ступени
сжатия в каждой. Привод компрессора осуществляется через трансмиссию и
мультипликатор с передаточным отношением 1,36 мощностью 16 МВт.
Концевые уплотнения – «сухие» щелевого типа с графитовыми
плавающими кольцами. Такие уплотнения отличаются от других типов
простотой конструкции, а следовательно, высокой надежностью,
небольшим временем на проведение ремонта и замены. В качестве
запорного газа используется очищенный азот.
В обоих корпусах используются подшипники и концевые уплотнения
одного типоразмера, благодаря чему обеспечена их унификация и
взаимозаменяемость.
2. Компрессорная установка с газотурбинным приводом
6ГЦ2-375/4-77 ГТУ:
0
 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.
Тип компрессора – двухсекционный центробежный с масляными
подшипниками и «сухими» газодинамическими уплотнениями. Каждая
секция сжатия имеет по пять колес, расположенных по схеме «спина к
спине». Между секциями выполнено промежуточное охлаждение газа. На
выходе из второй секции имеется концевой газоохладитель.
17
Привод компрессора – газовая турбина НК-16-18СТД
мультипликатор между приводом и корпусами сжатия компрессора.
через
3. Компрессорная установка 4ГЦ2-124/14-79 ГТУ:
0
 производительность, приведенная к нормальным условиям (20 С и
0,101 МПа), нм3/час (м3/мин.) – 100000 (124,05);
 давление начальное, номинальное, МПа – 1,34;
 давление конечное, номинальное, МПа – 7,7.
В агрегате компрессорном применена современная система
автоматического управления, обеспечивающая функции управления и
регулирования всеми системами агрегата, в т. ч. газотурбинным двигателем
(на базе контроллера Yokogawa (Япония) и Allen Bradley (США). Таким
образом, эксплуатация агрегата стала возможной без постоянного
присутствия оперативного персонала.
В холодное время года предусмотрено отопление укрытия и блоков
агрегата, что позволяет осуществлять запуск агрегата менее чем за 1 час,
даже в тяжелых условиях сибирского климата. Противопомпажная система
компрессора обеспечивает автоматическое регулирование и защиту
компрессора от помпажа, а противоаварийная защита (ПАЗ) компрессора
защищает оборудование от любых случайностей и ошибок персонала.
Источник информации: http://www.hms.ru/reference_materials/?SECTION_ID=
476&ELEMENT_ID=8805
Компрессоры для утилизации попутного нефтяного газа
Geo-C2 и Geo-C4 (в колесной базе) от компании KWANGSHI
Данный тип - линейка мощных компрессоров для промышленного
использования и компримирования газов. Поставляется как в рамном, так и
в блочном исполнении.
Особенности моделей:
• небольшая стоимость относительно аналогичного оборудования;
• автоматическая система продувки ступеней;
• возможность установки как воздушного, так и водяного охлаждения;
• возможность установки как электрического привода, так и газового;
• варианты монтажа на колесную базу.
18
Технические характеристики компрессоров
P выход.,
(МПа)
V выход.,
(м3/час)
GEO - С 2 с 0 до 0,1
35
2500
GEO - С 4 с 0 до 0,1
35
3000
Модель
P вход.,
(МПа)
Массогабаритные данные:
высота – 3400 мм;
ширина – 3100 мм;
длина – 4030 мм.
Компрессорная установка (КУ) от «Пензокомпрессормаш»
Компрессорная установка для попутного газа ВГ-30/1,4-17 ХЛ1
Структурная схема условного обозначения:
ВГ – винтовая, газовая;
30 – объемная производительность по условиям всасывания, м3/мин;
1,4 – давление начальное, кгс/см2 (абс.);
17 – давление конечное, кгс/см2 (абс.);
ХЛ1 – климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150.
№
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Основные параметры и технические характеристики:
Единицы
Наименование
Значение
измерения
нефтяной
Сжимаемый газ
попутный газ
Объемная производительность
номинальная, приведенная к условиям
м3/мин
30-1,5
всасывания
Давление газа на всасывании
кгс/см2
0,1–0,5
номинальное
Давление газа на нагнетании,
кгс/см2
16
номинальное
Мощность, потребляемая
компрессором на валу двигателя,
кВт
380
максимальная при Рвс=0,15 кгс/см2,
Рн=16,6 кгс/см2
Исполнение по взрывозащите
IEхdIIВТ3
Примечание: компрессорная установка может использоваться
компримирования других горючих, токсичных, агрессивных газов.
19
для
Габаритные размеры и масса основных частей компрессорной
установки для попутного газа
№
Наименование блоков
1. Агрегат компрессорный
Длина, Ширина, Высота, Масса,
мм
мм
мм
кг
3870
1980
2730
8250
2. Агрегат смазки, в том числе:
3560
947
2270
1100
- блок подачи масла
1935
910
1515
830
- блок охлаждения масла
1145
855
2270
128
1225
785
660
254
3. Блок пусковой
Итого
9604
Установка компрессорная винтовая ВГ-30/1,4-17 ХЛ1 предназначена
для сжатия попутного нефтяного газа, для эксплуатации на открытых
площадках под навесом. Установка имеет хладостойкое исполнение,
позволяющее подготовить и запустить компрессор при температуре
окружающей среды до -40 0С. Сжатие попутного газа происходит в одну
ступень до 16 атм. (изб). Примененная конструкция позволяет интегрировать
КУ внутрь открытого или закрытого модуля компрессии, увязывая и
объединяя все сопутствующие системы и аппараты в единый модуль.
Использование в данной установке подшипников скольжения для винтовой
пары увеличивает срок службы подшипников в 3-4 раза (до 4-5 лет) по
сравнению с подшипниками качения, уменьшает габариты и массу машины,
позволяет принимать большую динамическую нагрузку.
Источник информации: apg.globotek.ru/product/compressor_gas_screw
Компрессорные установки Сумского машиностроительного научнопроизводственного объединения имени М.В. Фрунзе
Предназначены для сжатия природного и попутного нефтяного газа.
Смазка механизма движения - циркуляционная под давлением от
шестеренного насоса. Смазка цилиндров и уплотнительных устройств
штоков - принудительная под давлением от многоплунжерного насоса.
Система охлаждения цилиндров - жидкостная, замкнутая, принудительная.
Межступенчатое охлаждение газа водяное, закрытое с напорным сливом.
Автоматизированная система контроля управления и защиты
компрессора обеспечивает контроль основных параметров, предупредительную
и аварийную сигнализацию и блокировку приводного двигателя.
20
Технические характеристики
Производительность
Давление абс.,
Потребляемая
МПа
Сжимаемая
Марка компрессора
мощность,
среда
всасы- нагне3
3
кВт
м /мин нм /мин
вания тания
Попутный
0,16ГМ25-210 /4-60М
209,4
470
5,90
3810
нефтяной газ
0,35
Попутный
6ГМ25-180 /3-75
180,0
400
0,24
7,35
3810
нефтяной газ
Попутный
2ГМ10-4 /40-120С
4
171
4,1-4,6 12,1
375
нефтяной газ
Источник информации: http://www.sumskaya.all.biz/kompressory-porshnevyedlya-szhatiya-prirodnogo-i-g433521%20
Компрессорная станция от МКС
Станция МКС является продуктом промышленной группы «ТЕГАС».
МКС служат для компримирования (сжатия) природного и попутного
нефтяного газа непосредственно на месте эксплуатации.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Предназначение станции МКС
перекачка газа;
создание нужного избыточного давления газа для его транспортировки
или хранения;
подача газа на газопоршневой электрогенератор;
повышение нефтеотдачи пластов путем закачки в скважину попутного
нефтяного газа под высоким давлением;
создание давления для переработки и разделения попутного нефтяного газа.
МКС разработана для применения, в частности, на следующих объектах:
скважины с малым давлением газа на входе;
скважины с малым дебитом по сравнению с работающими из того же
пласта;
скважины, резко снизившие дебит в процессе эксплуатации при
сохранении пластового давления;
скважины с заглинизированной при бурении или капитальном ремонте
призабойной зоной;
долго простаивающие скважины после бурения, капитального и
подземного ремонта.
21
•
•
•
•
Достоинства станции МКС:
станция полностью автоматизирована - не требует постоянного
присутствия обслуживающего персонала;
не требует специального фундамента - для установки контейнера станции
достаточно ровной твѐрдой площадки;
полностью готова к работе - оснащена системами вентиляции, отопления,
освещения, пожарной сигнализации;
взрывобезопасное исполнение - всѐ электрооборудование станции
изготовлено во взрывобезопасном варианте.
Технические характеристики МКС
Станция изготавливается на базе стандартного 20- или 40-футового
контейнера. 20-футовый - 6х2,5х2,5 м, 40-футовый - 12х2,5х2,5 м.
№
п/п
1.
2.
3.
4.
Наименование
Производительность, м³/мин
Давление на входе, атм.
Давление на выходе, атм.
Температурные режимы
эксплуатации, 0C
5. Климатическое исполнение
6. Режим работы
7. Автоматика
8. Привод
9. Исполнение
10. Компрессор
Значение
1-60
0,001-100
3-400
+50 ... -50
УХЛ 1
круглосуточно
релейная или микропроцессорная
электрический, дизельный, газопоршневой
взрывозащищенное
поршневой без смазки цилиндров и сальников
Источник информации: www.techgaz.com
22