Метка «газ»

06.04.13 02:53 ИССЛЕДОВАНИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД.

 ИССЛЕДОВАНИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД.

 

Разработана методика расчета и экономического обоснования надежности электростанций собственных нужд, изолированно работающих на газовых месторождениях. Исследования выполнены применительно к условиям Заполярного ГНКМ.

 

В энергетике России отчетливо прослеживается тенденция снижения надежности централизованного электроснабжения, чему в значительной степени способствуют старение и выработка ресурса оборудования в сочетании со снижением объемов инвестиций в электроэнергетику. Для обеспечения надежного электроснабжения объектов добычи, транспорта, хранения и переработки газа ОАО "Газпром" признало перспективным строительство электростанций собственных нужд (ЭСН) [1]. Создаются ЭСН на базе современных отечественных энергогенерирующих газотурбинных установок (ГТУ) мощностью до 25 МВт и поршневых агрегатов мощностью до 5 МВт, работающих на природном газе.

 

При технико-экономическом обосновании сооружения таких электростанций необходим анализ их надежности. Это особенно важно в случае изолированно работающих электростанций, снабжающих электроэнергией газовые промыслы, у которых большая часть потребителей электроэнергии относится к особой и первой категории электроприемников. В части надежности на такие электростанции распространяются требования, предъявляемые к электроэнергетическим системам.

 

Проблема учета надежности при проектировании электроэнергетических систем отражена в ряде нормативных документов [2-4]. Основным и нормируемым показателем надежности в электроэнергетике является интегральная вероятность бездефицитной работы энергосистемы. В соответствии с нормативом допустимое значение вероятности работы энергосистемы в условиях дефицита электроэнергии в России составляет 0,4 %. В западных странах (США, Канада, Италия и др.) допустимое значение вероятности работы энергосистемы в условиях дефицита электроэнергии -0,03-0,05 %, т. е. требования к надежности энергоснабжения существенно более жесткие.

 

Применительно к электроснабжению объектов ОАО "Газпром" требования к допустимой вероятности работы энергосистемы (в данном случае изолированно работающей электростанции) в условиях дефицита электроэнергии должны быть выше, чем в среднем по России. К настоящему времени их нормативные значения не установлены.

 

Общепринятый подход к оптимизации надежности электростанций предусматривает определение таких значений показателей надежности, которые экономически невыгодно как улучшать (из-за больших капиталовложений), так и ухудшать (из-за увеличения ущерба от недостаточной надежности).

 

Для изолированно работающих ЭСН существуют отраслевые руководящие документы [5], в которых заложены методические основы разработки и эксплуатации высоконадежных электростанций. Вместе с тем не все факторы, влияющие на надежность изолированно работающих электростанций, находят достаточное отражение.

 

При исследовании надежности ЭСН необходимо учитывать случайный (вероятностный) характер ряда величин, определяющих надежность электростанции (момент отказа, наработка между отказами, время восстановления); возможность ее работы на частичных (меньше номинального) уровнях мощности при отказе части оборудования; влияние вероятности включения аварийных и резервных агрегатов и времени набора нагрузки на надежность электростанции в целом; возможность наложения отказов двух и более элементов ее структурной схемы; зависимость ряда показателей надежности (в частности, вероятности бездефицитного покрытия нагрузки и др.) и среднегодового ущерба от перерывов в электроснабжении в зависимости от вида графика нагрузки потребителей. Анализ надежности электростанции с учетом этих факторов позволит максимально полно учесть время и глубину недоотпуска электроэнергии, а значит, и среднегодового ущерба от ее недостаточной надежности.

 

Наиболее полно указанные факторы могут быть учтены при расчете показателей надежности ЭСН на основании численного моделирования методом статистических испытаний. Суть метода состоит в многократном последовательном воспроизведении событий (отказы, восстановление структурных элементов, вывод их в плановый простой и ввод в работу) и изменения нагрузки [6]. Разработанный метод позволяет определить любой показатель надежности, приведенный в основном ГОСТе по надежности в технике [7], руководящих документах ОАО "Газпром" [5] и в общеэнергетических нормативных документах [2-4].

 

С использованием указанного метода проведено исследование надежности газотурбинной ЭСН ГГЭС-24, имеющей при полном развитии два рабочих и два резервных агрегата ЭГ-6000 мощностью 6 МВт. Электростанция сооружается для электроснабжения Заполярного ГНКМ. Расчеты показали, что надежность функционирования ГТЭС-24 при соблюдении требований РД [5] о числе агрегатов, находящихся в работе и резерве, достаточно высока: показатель вероятности работы энергосистемы в условиях дефицита электроэнергии составляет 0,00-0,03 % (табл. 1). Однако если в процессе роста электрической нагрузки на месторождении один из резервных агрегатов переходит в состав работающих, то надежность ЭСН существенно снижается. Так, вероятность работы в условиях дефицита электроэнергии возрастает до 0,11-0,23 %, что, согласно международным нормативам, нельзя считать удовлетворительным.

 

При создании ГТЭС-24 используется новый тип основного агрегата, поэтому можно ожидать, что на первом этапе функционирования в процессе приработки оборудования аварийность ЭСН будет выше, чем в период нормальной эксплуатации. Имеющийся опыт функционирования ГТЭС малой и средней мощности позволил оценить возможный диапазон значений показателей надежности оборудования и рассчитать показатели надежности ГТЭС в период приработки ее оборудования. Основной показатель надежности - вероятность работы в условиях дефицита электроэнергии в некоторые годы достигает значения 0,96 %, что во много раз больше (хуже) международного норматива.

 

Вместе с тем выводы о достаточности резервирования ГТЭС, приемлемости уровня ее надежности и об эффективности энергоснабжения объектов ГНКМ могут быть сделаны только после экономического анализа возможных вариантов создания и развития ГТЭС с учетом ущербов от недоотпуска электроэнергии потребителям.

 

Повышение надежности ЭСН связано с дополнительными затратами на обеспечение резерва. При этом чем выше надежность, тем меньше ущерб от перебоев в электроснабжении. Выбор числа резервных агрегатов, оптимального в отношении соотношения затрат на повышение надежности и снижения ущерба от недоотпуска электроэнергии, и есть цель технико-экономической оптимизации надежности ЭСН.

 

Процесс оптимизации надежности ЭСН заключается в рассмотрении возможных вариантов структуры ЭСН с целью поиска варианта, наилучшего по критерию эффективности с учетом требования РД [5] по числу резервных агрегатов.

Дополнительно к приведенным в РД [5] возможным последствиям перерывов электроснабжения промышленных объектов газовой промышленности в зависимости от времени нарушения электроснабжения учтены последствия зависимых отказов (отказы по общей причине) электроприемников потребителей, возникающих при аварийных сбросах мощности ЭСН и увеличивающих недоотпуск газа и соответственно ущерб.

 

 

 

Применительно к электроснабжению промыслов Заполярного ГНКМ произведено технико-экономическое сравнение вариантов состава основного оборудования изолированно работающей ЭСН. Рассмотрены два альтернативных варианта: первый - установка дополнительно одной и второй - двух ГТУ (табл. 2).

 

Значения показателей даны в виде прироста (снижения) относительно исходного варианта.

 

Как видно из табл. 2, при надежности ГТУ на уровне нормативных требований дополнительная установка одного резервного агрегата является эффективной. При пониженном уровне надежности ГТУ, что для новых ГТУ, к сожалению, наблюдается очень часто, ущербы от недоотпуска электроэнергии, выражающиеся в недопоставках газа, оказываются более высокими, чем затраты на резервирование. В таком случае оптимальным оказывается второй альтернативный вариант.

читать далее »
06.04.13 02:53 СИСТЕМА "ПРОЧНОСТЬ" ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗОПРОВОДОВ.

 СИСТЕМА "ПРОЧНОСТЬ" ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗОПРОВОДОВ.

 

В результате оригинальных исследований стыкового сварного соединения, выполненных с помощью электронно-компьютерной системы "Прочность", не имеющей аналога в мировой практике, были изучены механические характеристики его материала при упругопластическом деформировании и сварочные остаточные напряжения. Данные исследований позволят обеспечить прочностную надежность газопроводов нового поколения при минимальных затратах.

 

ИЗМЕНЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МАТЕРИАЛА СТЫКОВОГО СВАРНОГО СОЕДИНЕНИЯ ПРИ УПРУГОПЛАСТИЧЕСКОМ ДЕФОРМИРОВАНИИ

 

В процессе сварочно-монтажных работ при строительстве МГ проводится сплошной рентгенографический контроль, в результате которого исключается наличие микротрещин в сварочном шве. Однако его прочность остается неизвестной, вследствие чего проводятся дорогостоящие гидравлические испытания смонтированного участка МГ давлением, при котором напряжения в нем составляют 95 % нормативного предела текучести материала трубы (его фактическое значение неизвестно). Как показала многолетняя практика, эти испытания не гарантируют безотказной работы МГ в начальный период их эксплуатации. Поэтому встал вопрос о безусловном обеспечении прочности путем гидравлических испытаний с давлением, превышающим предел текучести трубы. В Германии уже проводятся испытания трубопроводов давлением, превышающим предел текучести на 10 % (стресс-тест) [1]. Таким образом, для предотвращения охрупчивания отдельных участков сварной конструкции при действии непредвиденных напряжений, превышающих предел текучести основного металла, и физических испытаниях ее на прочность необходимо знать, как изменяются механические характеристики материала стыкового сварного соединения при упругопластическом деформировании.

 

Для решения этой задачи необходимо располагать безобразцовым методом измерения механических характеристик на локальном участке металла. Такой метод одновременного определения механических характеристик на локальном участке был реализован в электронно-компьютерной системе "Прочность". Это позволило провести экспериментальные исследования механических характеристик стыкового сварного соединения МГ. Для этого из сваренной ручной дуговой сваркой обечайки (сталь марки 09Г2С) вырезали 10 образцов размером 95х20х9 мм вдоль образующей трубы. Сварка проводилась в соответствии с техническими условиями на производство строительно-монтажных работ в Южтрубопроводстрое.

 

Образцы сварного соединения были подвергнуты шлифованию, после чего на их локальных участках проводились измерения механических характеристик с помощью электронно-компьютерной системы "Прочность". Эти измерения выполнялись на одних образцах поперек сварного соединения (вдоль образца) через 1,5-2,0 мм по трем параллельным линиям со смещением каждой из них относительно другой на 1-2 мм; сдвиг линий вдоль шва параллельно друг другу составлял 5 мм. На других образцах вектор механических характеристик (ВМХ) измерялся полинейно параллельно сварному шву (поперек образца) через 2-3 мм в пяти точках со сдвигом между ними 1,5-2,0 мм.

 

По результатам измерений (около 100 на каждом образце) проводилось усреднение полученных механических характеристик по каждой линии по длине образца (поперек сварного соединения). Затем они были аппроксимированы полиномом 5-й степени. Все кривые у исследованных образцов для каждой механической характеристики были близки друг к другу и имели одинаковое распределение по длине образца, что подтвердило достоверность проведенных измерений.

 

1. Пределы текучести и прочности, а также твердость постепенно увеличиваются на участке основной металл - зона термического влияния - вершина сварного шва и затем в той же закономерности уменьшаются.

 

металл - зона термического влияния - вершина сварного шва, а затем увеличиваются. При этом материал сварного шва имеет достаточную пластичность и вязкость.

 

Затем образцы подвергались растяжению на разрывной машине ИР-200 следующим образом: первый образец растягивался до напряжения, равного пределу текучести зоны основного металла Gт мет, условное значение которого было получено с помощью электронно-компьютерной системы "Прочность", второй и последующие образцы нагружались до появления напряжений, превышающих предел текучести основного металла в определенное число раз, а именно: 1,05; 1,12; 1,14; 1,18; 1,21; 1,24. Растянутые образцы шлифовались, и на них с помощью системы "Прочность" измерялись механические характеристики в локальных точках поперек образца полинейно в пяти точках.

 

Результаты измерений механических характеристик на растянутых образцах при семи уровнях напряжений от 1,0 до 1,23 Gт мет, экспериментальные зависимости значений механических характеристик в вершине сварного шва, в середине зоны термического влияния и основного металла материала от коэффициента упрочнения kу (отношение напряжения в сечении образца к пределу текучести основного металла) приведены на рис. 3. Их анализ позволяет сделать следующие выводы.

 

1. Зависимость предела текучести основного металла описывается прямой Gт мет kу, что соответствует известным положениям и указывает на точность измерений, проведенных с помощью системы "Прочность". Зависимости пределов текучести материала сварного шва и зоны термического влияния приблизительно пропорциональны прямой Gт мет kу При этом предел текучести шва выше, а предел текучести материала зоны термического влияния ниже, чем основного металла.

 

2. Пределы прочности материала металла, сварного шва и зоны термического влияния существенно повышаются с увеличением растягивающего напряжения. Зависимости этих характеристик несколько искривляются при повышении коэффициента упрочнения; наиболее заметно - для предела текучести материала зоны термического влияния.

 

3. С повышением коэффициента упрочнения заметно увеличивается твердость основного металла, сварного шва и материала зоны термического влияния. Особенно существенно повышение предела трещиностойкости Iс (ГОСТ 25.506-85), который [2] является величиной, пропорциональной сопротивлению квазихрупкому разрушению в период перехода от докритического к критическому и опасному росту трещин.

 

4. Увеличение коэффициента упрочнения существенно уменьшает относительное удлинение и резко снижает ударную вязкость (особенно шва).

 

Пусть условием перехода от склонности к вязкому разрушению к склонности к хрупкому разрушению будет равенство ударной вязкости KCU 2 10(5)Дж/м2 Тогда коэффициент упрочнения следует ограничить величиной 1,07. Поэтому если учесть, что в качестве предела текучести основного металла (сталь марки 09Г2С) принимается его нормативное значение, которое выше его самого минимального значения приблизительно на 10-20 %, то для исследуемого сварного соединения и основного металла напряжения, превышающие нормативное значение предела текучести основного металла, недопустимы.

 

Результаты исследований говорят о том, что увеличение напряжений в сварной конструкции выше предела текучести при гидравлических испытаниях и эксплуатации возможно только при выполнении целого ряда условий. Первым таким условием является точное определение минимального значения случайной величины предела текучести основного металла. Вторым условием является подбор основного металла сварной конструкции таким образом, чтобы при напряжениях выше предела текучести на 20-25 % ударная вязкость не была ниже допустимой величины. И, наконец, третьим условием является выбор электродов, режима сварки и сварочного оборудования таким образом, чтобы обеспечить достаточную вязкость шва и зон термического влияния при повышенных напряжениях. Полученные данные должны в обязательном порядке использоваться при проектировании и строительстве новых МГ.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ В СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЯХ

 

Как известно, при сварке образуется сварной шов, механические свойства которого анизотропны, а соседние участки основного металла подвергаются термическому воздействию в так называемых зонах термического влияния, что также вызывает неравномерность механических характеристик. Неравномерный нагрев и последующее неравномерное охлаждение участков металла определяют термические напряжения, которые после окончательного охлаждения металла создают на участке сварного соединения и в зонах термического влияния сложное остаточное напряженно-деформированное состояние, получившее в научной литературе упрощенное название остаточных напряжений.

 

Процесс появления термических напряжений и последующий их переход в остаточное напряженно-деформированное состояние весьма сложен, так как происходит одновременно по законам термодинамики, физики твердого тела и механики сплошных сред. Поэтому мнение о возможности определения так называемых остаточных напряжений методами механики сплошных сред более чем наивно.

 

Термические напряжения, возникающие при неравномерном нагреве и охлаждении при сварке, обусловливают появление остаточных напряжений. Эти напряжения остаются в сварном соединении и затем складываются с напряжениями, возникающими при приложении внешних нагрузок.

 

Подробно рассмотрены аналитические методы оценки сварочных остаточных напряжений, процесс формирования которых сопряжен с особенностями, существенно затрудняющими математическое описание. Эти трудности в принципе можно определить за счет использования современных численных методов вычисления напряжений и деформаций (например, метода конечных элементов) с помощью ЭВМ при достаточном информационном обеспечении математического описания. Однако такое обеспечение невозможно из-за сложности термодинамических процессов при сварке (распределение теплоты в металле, вызывающее сложное и неизмеряемое изменение его температуры в пространстве и времени) и, вследствие этих процессов, неравномерного изменения механических характеристик металла, а также возможности появления разных видов неупругих деформаций.

 

Экспериментальное определение возникающих после сварки напряжений (тензометрирование, рентгеноструктурный метод, голографическая интерферометрия с высверливанием отверстий) представляется весьма сложным и практически возможно лишь на уровне дорогостоящих научных исследований [4,5].

 

В Институте машиноведения РАН группой ученых, возглавляемой Н.А. Махутовым, в 1998 г. проведен комплекс сложных (голографическая интерферометрия с высверливанием отверстий) исследований кинетики полей остаточных сварочных напряжений в неоднородных аустенитных сталях при упругопластическом деформировании [5]. Полученные авторами поля распределений остаточных напряжений в зависимости от приложения к сварному соединению растягивающих напряжений (равных и превышающих предел текучести) позволили получить динамику напряженно-деформированного состояния сварного соединения стали типа 12Х18Н1 ОТ с оценкой предельной внешней нагрузки, при которой остаточные напряжения почти исчезают.

 

При этом они получили универсальные, применимые для любого сварного соединения, расчетно-экспериментальные зависимости, позволяющие определить остаточные напряжения в зависимости от приложенных напряжений и значений предела текучести материала на локальных участках сварного соединения.

 

Основная трудность применения формул (1) - (5) заключается в необходимости получения значения предела текучести Gu, в локальной зоне сварного соединения. Однако ее легко преодолеть, применив электронно-компьютерную систему "Прочность", с помощью которой впервые был измерен вектор механических характеристик сварного соединения. Располагая такой возможностью, авторы попытались применить полученные в [5] расчетно-экспериментальные зависимости для определения возникающих при стыковой сварке МГ остаточных напряжений, а также оценить влияние на них внешних растягивающих напряжений, в разной степени превышающих предел текучести основного металла трубы.

 

Для проведения эксперимента из сваренной в производственных условиях Южтрубопроводстроя ручной дуговой сваркой обечайки трубы диаметром 1220 мм из стали марки 09Г2С были вырезаны, отфрезерованы и отшлифованы 10 образцов сварного соединения. Размеры Образцов в направлениях х, у и z были соответственно 180 х 15х8. Вдоль каждого из образцов (поперек шва) с помощью системы "Прочность" измеряли весь вектор механических характеристик (ВМХ): предел текучести, предел прочности, относительное удлинение, ударную вязкость, твердость и предел трещиностойкости, начиная от области основного непереплавленного металла, далее в зоне термического влияния, собственно сварного шва, вновь в зоне термического влияния и опять в области непереплавленного основного металла. Замеры проводили с шагом 3 мм, каждый раз в шести точках поперек образца, затем данные усредняли с получением соответственного значения (Gп в конкретном сечении.

 

Затем все образцы подвергались нагружению растяжением вдоль оси х на разрывной машине. Напряжение, которому подвергался каждый последующий из 10 образцов, ступенчато увеличивалось относительно предела текучести Gт основного металла так, что первый образец был растянут напряжением 1,07Gт, а последний - напряжением 1,2.6 Gт-,. Таким образом, коэффициент упрочнения (отношение внешнего напряжения к пределу текучести основного металла) в эксперименте изменялся от 1,07 до 1,26. Предел текучести Gт основного металла до испытаний определяли на каждом образце с помощью системы "Прочность".

 

На следующем этапе исследований по длине каждого из растянутых с различным коэффициентом упрочнения образцов с помощью системы "Прочность" вновь определяли ВМХ на локальных участках. После этого по формулам (1) - (5) на ПЭВМ были рассчитаны остаточные напряжения по длине всех образцов до и после нагружения.

 

На рис. 5 приведены данные о длине образцов до и после нагружения с коэффициентами упрочнения соответственно 1,07, 1,13 и 1,26 и рассчитанными остаточными напряжениями. Полученные парадоксальные данные о резком снижении остаточных напряжений от сварки при приложении напряжений выше предела текучести основного металла согласуются с данными [5].

 

Таким образом, впервые получена и реализована возможность оперативной оценки возникающих в процессе сварки поперечных остаточных напряжений, избегая весьма трудоемкого голографического или рентгеновского метода с применением дорогостоящего оборудования, на основе синтеза полученных в [5] расчетно-экспериментальных зависимостей и уникальной возможности оперативного получения ВМХ с помощью электронно-компьютерной системы "Прочность".

 

1. Остаточные послесварочные напряжения на всех образцах составляют 70-80 % Gт. При любом коэффициенте упрочнения больше единицы все остаточные напряжения падают до минимальных значений, причем собственно в шве растягивающие остаточные напряжения доходят до нуля и переходят в область сжимающих напряжений. Следовательно, для снятия поперечных остаточных растягивающих напряжений до практически незначащего уровня вполне достаточно подвергнуть сварное соединение растяжению с напряжением, лишь немногим превышающим предел текучести основного металла.

 

2. По длине образца с максимальным коэффициентом упрочнения 1,26 наблюдается существенное выравнивание предела текучести после нагружения в основном металле, собственно шве и зонах термического влияния.

 

Таким образом, впервые разработан метод определения остаточных напряжений в сварном соединении, который вполне доступен для практического применения.

 

Данные о резком снижении остаточных напряжений при приложении напряжений выше предела текучести основного металла указывают на необходимость организации гидравлических испытаний МГ при напряжениях выше предела текучести, что обеспечивает надежный контроль прочности трубопроводов и одновременно снятие остаточных напряжений.

 

 

читать далее »
06.04.13 02:53 АНАЛИЗАТОР ТОЧКИ РОСЫ ПО ВЛАГЕ И УГЛЕВОДОРОДАМ "КОНГ-ПРИМА - 4".

 АНАЛИЗАТОР ТОЧКИ РОСЫ ПО ВЛАГЕ И УГЛЕВОДОРОДАМ "КОНГ-ПРИМА - 4".

 

Проблема соблюдения показателей качества природного газа в настоящее время приобрела особую актуальность в связи с переходом ряда крупнейших месторождений в период падающей добычи. Для контроля важнейшего показателя - точки росы газа по влаге - разработан ряд отечественных и зарубежных приборов. Новый анализатор точек росы "КОНГ-Прима-4" позволяет одновременно проводить измерения точек росы природного газа как по влаге, так и по тяжелым углеводородам в присутствии технологических примесей в газе и имеет ряд технических преимуществ перед широко применяемым в отрасли преобразователем "КОНГ-Прима-2".

 

Анализатор точек росы по влаге и углеводородам "КОНГ-Прима-4", разработанный фирмой "Вымпел" (Саратов), относится к классу зеркальных гигрометров и реализует конденсационный метод измерения точки росы. Он предназначен для измерения температуры точки росы по водной фазе и тяжелым углеводородам в природном и других газах при давлении до 25 МПа. Анализатор (рисунок) состоит из двух основных блоков: преобразователя точки росы (ПТР) и центрального управляющего блока (ЦУБ).

 

ПТР, входящие в состав анализатора (до 4 шт.), выполнены во взрывозащищенном исполнении, отвечают требованиям ГОСТ 22782.0, ГОСТ 22782.3, ГОСТ 22782.6 и могут устанавливаться во взрывоопасных зонах в соответствии с маркировкой 1ExsdllAT5. ЦУБ предназначен для эксплуатации вне взрывоопасных зон.

 

Анализатор зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под N 21003-01, имеет сертификат об утверждении типа средств измерений N 9746 и свидетельство о взрывозащищенности N А-0928.

 

В таблице приведено сравнение характеристик анализатора "КОНГ-Прима-4" и преобразователя "КОНГ-Прима-2", эксплуатирующегося в газовой отрасли с 1995 г. (метод измерения точки росы для обоих приборов - конденсационный). К наиболее важным для практического использования возможностям анализатора "КОНГ-Прима-4" относятся:

 

автоматическая диагностика всех компонентов анализатора и регенерация чувствительного элемента перед каждым циклом измерения;

 

автоматическая адаптация анализатора к измерению точки росы по влаге в присутствии ранее конденсированных примесей без дополнительных настроек и применения дополнительных фильтрующих элементов;

 

возможность измерения точки росы газа по тяжелым углеводородам;

 

функция визуализации термодинамических процессов испарения-конденсации, протекающих на чувствительном элементе анализатора в режиме on-line;

 

возможность варьирования параметрами измерительного цикла (скорость охлаждения и нагрева, толщина пленки конденсата и др.) в широких пределах;

 

функция сбора и хранения данных об измеренных точках росы по влаге и углеводородам, а также всех параметров измерительного цикла в течение 6 мес;

 

возможность дистанционной диагностики функционирования анализатора и его администрирования;

 

возможность цифровой и аналоговой передачи данных измерений в другие системы;

 

наличие цифровых и аналоговых входов для подключения дополнительных датчиков;

 

выдача сигналов тревоги при выходе контролируемых параметров за установленные пределы и при каких-либо неисправностях анализатора.

 

При необходимости анализатор может быть дополнен другими компонентами (дополнительные первичные датчики, модули аналогового и дискретного ввода-вывода, внешнее регистрирующее устройство и др.). Коммуникационные возможности позволяют создать на его базе глобальную систему мониторинга точки росы для наблюдения и контроля показаний приборов из единого центра в любом месте их установки на любых объектах ОАО "Газпром".

 

Основная конструктивная особенность чувствительного элемента ПТР заключается в наличии сверхминиатюрного конденсационного зеркала (на основе кварцевого оптического волокна площадью не более 0,25 мм2), составляющего с системой регистрации пленки конденсата единое устройство. Примененный волоконно-оптический способ фиксации момента появления конденсата (водной фазы или углеводородов) на зеркале чувствительного элемента, основанный на принципе нарушения полного внутреннего отражения света в оптическом волокне, позволил существенно повысить чувствительность к появлению пленки конденсата.

 

Измерение точки росы может проводиться непосредственно в газовом потоке без искажения пробы газа фильтрующими элементами. Для этого используется пробоотборное устройство погружного типа. Для ускорения процессов массообмена между потоком в трубопроводе и чувствительным элементом ПТР пробоотборное устройство снабжено игольчатым клапаном, настроенным на расход 1 л/мин. Кроме того, наличие в пробоотборном устройстве встроенного шарового крана существенно упрощает процесс монтажа-демонтажа ПТР на трубопроводе без сброса давления в газовой магистрали.

 

При эксплуатации ПТР внутри обогреваемых помещений и обеспечении надежного прогрева пробоотборных линий возможно применение ПТР с проточным газоподводом. Конструкция ПТР обеспечивает возможность проведения профилактических работ без демонтажа чувствительного элемента.

 

Перед началом функционирования анализатора предварительно проводится тестирование пробы газа на наличие тяжелых углеводородов. В зависимости от результатов теста автоматически выбираются параметры рабочих циклов. При обнаружении углеводородов анализатор переходит в режим поочередного измерения точек росы по влаге и по углеводородам. Таким образом, в процессе работы периодически в автоматическом режиме проверяется наличие в исследуемом газе ранее конденсированных углеводородов.

 

ЦУБ имеет возможность в реальном масштабе времени отображать на мониторе процессы конденсации-испарения, происходящие на чувствительном элементе ПТР. Данная функция позволяет контролировать достоверность измерений и при необходимости корректировать алгоритм работы анализатора.

 

Таблица б/н

 

 

При работе в среде природного газа с большим содержанием тяжелых углеводородов процесс измерения точки росы состоит из трех основных фаз: 1 -я - нагрев и стабилизация температуры зеркала; 2-я - охлаждение зеркала и поиск температуры конденсации; 3-я - нагрев зеркала и поиск температуры испарения.

 

На чувствительном элементе анализатора при его охлаждении сначала происходит конденсация тяжелых углеводородов, а затем конденсация влаги. Критерием образования пленки конденсата на чувствительном элементе является уменьшение мощности светового потока, проходящего по оптическому волокну и регистрируемого оптической системой анализатора. При последующем нагреве чувствительного элемента происходит испарение влаги, а затем испарение углеводородов.

 

В процессе стабилизации температуры чувствительного элемента на уровне 50 шС уровень фотосигнала не изменяется. Таким образом, в результате измерения определяется кривая конденсации (кривая изменения фотосигнала) в зависимости от температуры чувствительного элемента, математическая обработка которой позволяет определить температуру точки росы по влаге. Температура точки росы по углеводородам вычисляется как температура начала конденсации (температура, при которой начинается снижение уровня фотосигнала).

 

При работе в среде природного газа с малым содержанием тяжелых углеводородов на чувствительном элементе анализатора при его охлаждении практически сразу происходит конденсация влаги. При этом кривая конденсации имеет такой же вид, как и при работе в среде инертных газов (азот, воздух).

 

Таким образом, в зависимости от количества присутствующих в газе тяжелых углеводородов вид конденсационной кривой существенно различается. Однако математическая обработка кривой конденсации позволяет с высокой степенью достоверности определять температуру точки росы по влаге. Это важно при работе в газах с большим содержанием тяжелых углеводородов, где до появления влаги на чувствительном элементе анализатора происходит конденсация значительного количества углеводородов, что затрудняет достоверное определение точки росы газа по влаге.

 

Для автономной калибровки анализатора по влаге используется поверочный комплекс "КОНГ", в основу работы которого положен метод воспроизведения единицы величины влагосостояния газа над плоской поверхностью раздела фаз при установившемся термодинамическом равновесии между паровой и конденсированной фазами воды. Его можно использовать как в лабораторных, так и в полевых условиях. Поверочный комплекс аттестован органами Госстандарта РФ и внесен в Государственный реестр средств измерений под N 17286-98, Сертификат об утверждении типа средств измерений RU.C.31.004.A N 5195. Калибровка анализатора по углеводородам осуществляется измерением точки росы чистого пропана при фиксированном давлении.

 

Промышленная эксплуатация анализатора проводилась на объектах ООО "Югтрансгаз" (Степновская СПХГ) и ООО "Уренгойгазпром" (УКПГ-5, УКПГ-5В, УКПГ-2).

 

На Степновской СПХГ анализаторы эксплуатировались в период отбора газа из газового хранилища в течение трех месяцев (с декабря 2000 г. по февраль 2001 г.). Основная цель использования анализаторов на СПХГ состояла в изучении работы абсорберов. Исследуемая среда: природный газ после гликолевой осушки, прошедший предварительную стадию обработки метанолом и механическую очистку. В газе присутствовали пары метанола, диэтиленгликоля и углеводородов.

 

Система осушки газа включает четыре абсорбера производительностью до 10 млн м3/сут каждый. Два ПТР были установлены на узле замера газа (УЗГ) и определяли усредненную точку росы после смешивания газовых потоков со всех четырех абсорберов. Для детального исследования влияния технологических параметров на глубину осушки природного газа один ПТР был установлен непосредственно после абсорбера. Показания этого ПТР анализировались относительно его реакции на изменение режимов работы установки гликолевой осушки.

 

Проведенные исследования показали, что наиболее значительное влияние на глубину осушки газа оказывают соотношение расход газа - расход ДЭГ и температура контакта внутри абсорбционной колонны. Также было установлено, что при равных условиях (расход газа, ДЭГ и температура контакта) разные конструкции абсорбционных колонн обеспечивают различную глубину осушки (до 3...5 шС). Это позволило сделать вывод о том, что наибольшее влияние на глубину осушки газа оказывает соотношение расхода ДЭГ к расходу газа через абсорбер.

 

Из результатов испытаний следует, что основной задачей системы автоматического регулирования является оптимизация работы осушки за счет перераспределения газовых потоков между абсорберами с учетом оптимального соотношения расход газа - расход ДЭГ для каждого абсорбера. На СПХГ, оборудованных системой АВО газа, к оптимизации параметра расход газа - расход ДЭГ добавится оптимизация еще одного технологического параметра работы осушки - температуры контакта.

 

На Степновской СПХГ был также испытан и введен в опытную эксплуатацию модельный сегмент системы мониторинга влажности природного газа, разработанный на базе анализатора "КОНГ-Прима-4". Система мониторинга (сбора информации) построена на основе региональной системы передачи данных Югтрансгаза и Internet. Получателем информации является фирма "Вымпел". В настоящее время система используется для удаленного диагностирования и администрирования анализаторов точки росы, отладки коммуникационных протоколов и пользовательских интерфейсов.

 

Введенный в эксплуатацию сегмент соответствует централизованной модели глобального мониторинга влажности природного газа. Измерительный многоканальный комплекс "КОНГ-Прима-4" включен в технологическую систему управления станцией осушки природного газа. Результаты работы анализатора поступают в технологический компьютер станции, визуально предоставляются оператору и направляются в единую систему мониторинга для накопления и анализа информации, диагностики работоспособности гигрометров. В пределах Степновской СПХГ информация перемещается по локальной сети и через сервер направляется по выделенной линии на почтовый сервер ВЦ "Югтрансгаз", где расположена учетная запись электронной почты, с которой производится отправка данных по каналам Internet. Почтовая система ВЦ "Югтрансгаз" является каналом, предоставляющим доступ к информационным ресурсам анализатора "КОНГ-Прима-4". По электронной почте данные доставляются на сервер фирмы "Вымпел", где они архивируются и обрабатываются. При круглосуточной работе всех составляющих системы мониторинга обеспечиваются высокая надежность передачи данных (при перерывах в работе служб Internet не более суток) и приемлемое время доставки информации (10-15 мин при беспрерывной работе информационных каналов).

 

По достигнутым показателям надежности и целевому назначению система может быть предложена для использования в качестве информационно-аналитического ресурса ОАО "Газпром", направленного на решение проблемы кондиционности поставляемого природного газа.

 

Совместно с НТЦ Уренгойгазпрома проведена серия экспериментов и испытаний анализатора на объектах этого предприятия. Испытания проводились на УКПГ-5 (сеноманский газ), УКПГ-5В (валанжинский газ после низкотемпературной сепарации, содержащий около 0,3...0,4 г/м3 метанола и 3...5 г/м3 углеводородов С5+высш) и УКПГ-2 (смесь сеноманского и "жирных" газов) в сентябре - октябре 2001 г. В исследуемых газах присутствовали пары метанола, диэтиленгликоля и углеводородов. Показания анализатора сравнивались с результатами измерений точки росы индикатором кондиционности газов "Харьков-1 М" и показаниями преобразователя "КОНГ-Прима-2".

 

По результатам испытаний установлено:

 

анализатор "КОНГ-Прима-4" адекватно реагирует на изменение режимов работы установки осушки, подачи ДЭГ, температуры контакта ДЭГ - газ;

 

анализатор корректно измеряет точку росы по углеводородам;

 

среднее расхождение показаний между анализатором и индикатором кондиционности газов "Харьков-1М" составило 1,5 шС, максимальное - 3,8 шС;

 

среднее расхождение в показаниях точки росы по влаге между "КОНГ-Примой-4" и "КОНГ-Примой-2" за весь период испытаний составило 1,4 шС.

 

При работе на УКПГ-5В (валанжинский газ) эксперименты показали:

 

при температуре НТС -30...-32 С анализатор измерял точку росы по углеводородам -23 шС, при этом точка росы по влаге находилась ниже -30 шС (т. е. вне диапазона измерений анализатора);

 

при повышении температуры НТС до -23 шС анализатор измерял точку росы по углеводородам -15 шС, по воде -24 С, что соответствует реальным технологическим процессам НТС.

 

В настоящее время анализатор успешно эксплуатируется на УКПГ-10 000 "Уренгойгазпром".

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗА ВОДОЙ И ВОДЫ ГАЗОМ.

 ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗА ВОДОЙ И ВОДЫ ГАЗОМ.

 

Исследование процессов попеременного вытеснения одного флюида другим, происходящих, например, при эксплуатации ПХГ и разработке нефтяных месторождений, позволило сделать вывод о прогрессирующем, но затухающем во времени сокращении полезного объема ПХГ [1], а также об увеличении остаточной нефтенасыщенности при повторном нефтенасыщении промытого в условиях заводнения пласта [2,3]. Продолженные исследования по данной теме ставили задачу определения фильтрационных параметров модели для газовой и водяной фаз при изменении направления процессов вытеснения.

 

В предпринятых лабораторных исследованиях модель пласта размещалась вертикально. Это снимало остроту рассмотренной в [4] проблемы расслоения газоводяной смеси в поперечном сечении модели.

 

Для получения искомых параметров и закономерностей была создана лабораторная установка (рисунок).

 

Толстостенная труба длиной 1,346 м и внутренним диаметром 2 см с внутренней стороны была покрыта эпоксидной смолой. Трубу заполняли песком при непрерывной трамбовке и постукивании молотком по ее внешней стенке. Созданная таким образом модель пласта была исследована в условиях однофазной фильтрации для определения его коллекторских свойств. В качестве рабочего агента использовали азот. Коэффициент пористости многократно определяли по методу падения пластового давления.

 

Среднее его значение составило 37,6 %.

 

Затем модель пласта многократно исследовали при установившихся режимах фильтрации азота. Среднее значение коэффициента проницаемости k1 модели пласта оказалось равным 17,4 мкм2 а средний коэффициент B* в двучленном законе сопротивления - 4,5 х 10(5) 1/см.

 

После этого модель насыщали азотом до рабочего давления 1 МПа. Пластовая температура соответствовала комнатной.

 

Лабораторные эксперименты выполнялись поэтапно:

 

Этап 1. Газ из модели пласта вытесняли водой в направлении снизу вверх в течение 3,66 ч. При этом замеряли давление на входе и выходе модели и фиксировали динамику параметров извлекаемого из пласта газа.

 

После появления воды на выходе модели через нее прокачивали воду в количестве 0,4 объема пор модели, что обусловлено количеством оставшейся жидкости в прессе в вытесняющей камере после прорыва воды. На последующих этапах вытеснения газа водой этот объем был увеличен приблизительно до 0,75 объема пор модели.

 

Расход воды замеряли сразу после ее прорыва, причем многократно с небольшим временным интервалом при фиксируемых давлениях на входе и выходе модели, и заканчивали после остановки пресса. Эти замеры позволили определить коэффициент проницаемости по воде kв при наличии остаточной газонасыщенности.

 

Средний коэффициент проницаемости по воде в конце этапа 1 составил 4,08 мкм2. В течение этого этапа из модели пласта извлекали 149,6 см3 газа.

 

Этап 2. Из обводненной модели пласта воду вытесняли газом в направлении сверху вниз в течение 3,68 ч.

 

При вытеснении воды газом давление замеряли на входе и выходе модели (теперь под входом модели понимается место закачки газа), фиксировали также объемы вытесняемой воды до момента прорыва газа на выходе модели. Накопленный объем извлеченной воды Vвнакопл составил 88,7 см3.

 

После прорыва газа модель пласта продували газом. Объем газа, прошедший через пористую среду после прорыва газа, Vгпрокач равнялся 527,4 см3.

 

Затем модель пласта исследовали при установившихся режимах фильтрации азота, в результате чего определяли коэффициент проницаемости по газу и коэффициент B* в двучленном законе сопротивления в присутствии остаточной воды.

 

В результате замеров среднее значение коэффициента проницаемости оказалось равным 9,97 мкм2 а величина B* возросла до 1,2-10(6) 1/см.

 

Этап 3. Газ из модели с остаточной водонасыщенностью вытесняли водой в направлении снизу вверх и т. д.

 

В общей сложности реализовано 10 этапов вытеснения одного флюида другим.

 

Итоговые результаты экспериментов на подготовительном однофазном (нулевом) и 10 основных этапах (таблица) позволяют отметить следующее.

 

Подтвердился вывод А. Л. Хейна [1], полученный в результате экспериментов на горизонтальной модели, о том, что полезная емкость ПХГ (обводняемой и осушаемой модели пласта) уменьшается во времени.

 

Так, после вытеснения газа водой на этапе 1 было суммарно извлечено Vг.вытес = 149,6 см3 газа, на этапе 5 Vг.вытес = = 115,7 см3, а на этапе 9 Vг.вытес = 109,8 см3. Другими словами, за счет перераспределения фаз в поровом пространстве, вследствие проявления капиллярных сил, накопленный объем газа за время этапа 10 составил лишь 73,4 % от добычи газа в течение этапа 1 вытеснения.

 

Следовательно, применительно к эксплуатации ПХГ даже с одинаковыми объемами закачки и отбора газа происходит присоединение все новых и новых поровых объемов водоносного пласта. Это означает, что происходит "растекание" газового пузыря, скорее по площади, чем по объему водонапорного бассейна.

 

В отличие от публикаций по аналогичной нефтяной проблематике в экспериментах не ставили целей определения зависимостей фазовых проницаемостей по газу или воде в конце каждого этапа. С нашей точки зрения, такие определения, требующие изменений коэффициента водонасыщенности, не корректны, ибо нарушается картина насыщения для последующих этапов вытеснения.

 

Поэтому ограничивались лишь нахождением фазовой проницаемости для газа при остаточной водонасыщенности и фазовой проницаемости для воды при остаточной газонасыщенности. Определялись также значения коэффициента B*.

 

Из экспериментов следует, что указанная фазовая проницаемость для газа имеет явную тенденцию к снижению от этапа к этапу. Так, если в конце этапа 1 kг = 9,97 мкм2, то в конце этапа 10 kг= = 5,6 мкм2. Следовательно, фазовая проницаемость для газа в конце последнего этапа уменьшилась в 1,78 раза, а по отношению к проницаемости сухой модели пласта - в 3,1 раза.

 

Фазовая проницаемость для воды kв при остаточной газонасыщенности также имеет тенденцию к уменьшению от этапа к этапу. Например, со значения 4,08 мкм2 в конце этапа 2 она снижается до 2,95 мкм2 в конце этапа 7, или в 1,38 раза.

 

Отмеченные тенденции имеют и некоторые отклонения.

 

Так, до этапа 8 идет непрерывное уменьшение фазовой проницаемости для газа до 5,1 мкм2 В конце этапа 10 она оказывается несколько большей - 5,6 мкм2. Это связано с тем, что при высокой остаточной водонасыщенности модели пласта вода не столь явно удерживается в пористой среде. В результате появляются условия для некоторого ее выноса.

 

Эксперименты свидетельствуют о том, что водонасыщенность модели пласта от этапа к этапу возрастает. Именно этим обстоятельством объясняются факты снижения объемов извлекаемого газа и уменьшения фазовой проницаемости для газа.

 

Схема лабораторной установки

 

Однако, казалось бы, фазовая проницаемость для воды при этом должна бы иметь тенденцию к росту, а не к снижению, как это следует из лабораторных опытов, что объясняется тем, что в пористой среде происходит непрерывное перераспределение фаз. Видимо, пузырьки защемленного газа все в большей мере "оккупируют" крупные поры. Поэтому фильтрация воды по более мелким порам сопровождается снижением фазовой проницаемости. Капиллярные силы также способствуют тому, что вода стремится занять поры меньшего размера.

 

Ухудшение условий для фильтрации газа от этапа к этапу проявляется и в том, что коэффициент B* возрастает от 1,2 х 10(6) 1/ см в конце этапа 1 до 3,6 х 10(6) l/см в конце этапа 10, т. е. в 3 раза. Это означает, что инерционные потери при фильтрации газа соответственно также увеличиваются.

 

Таким образом, лабораторными исследованиями на вертикальной модели пласта подтвержден вывод, полученный на горизонтальной модели, о том, что полезный объем ПХГ (обводняемой и осушаемой модели пласта) имеет тенденцию к уменьшению. Следовательно, функционирование реальных ПХГ в водоносных пластах должно сопровождаться увеличением во времени объемов и размеров водонасыщенного пласта, в которые проникает закачиваемый газ, даже если не происходит нарастания объемов нагнетания газа от цикла к циклу.

 

При отборе и закачке газа наблюдается тенденция роста коэффициентов водонасыщенности коллектора. Кроме того, в пласте происходят процессы перераспределения фаз, что приводит к снижению во времени фазовой проницаемости для газа в присутствии остаточной воды и фазовой проницаемости для воды в присутствии остаточного газа, а также к росту коэффициента B* в двучленном законе сопротивления для газовой фазы.

читать далее »
06.04.13 02:53 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА ГАЗОТУРБИННЫХ КС.

 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА ГАЗОТУРБИННЫХ КС.

 

Для транспортировки природного газа по магистральным газопроводам России в качестве привода газоперекачивающих агрегатов (ГПМ в основном используются газотурбинные установки (ГТУ). Они работают с низким КПД (около 27,5 %) вследствие того, что теплота, содержащаяся в отработанных (выхлопных) газах, не используется и выбрасывается в атмосферу с температурой 400-450 шС. Утилизационный потенциал тепла уходящих газов ГПА с газотурбинным приводом, установлеиных на объектах ОАО "Газпром" оценивается в 836 млн ГДж/год, из которых для нужд теплоснабжения используется только 54,3 млн ГДж/год (или 6,5 %).

 

Исследования показывают, что тепловые вторичные энергоресурсы (ВЭР) на ГТУ могут эффективно использоваться для теплоснабжения компрессорных станций (КС) и внешних потребителей, выработки дополнительной механической и электрической энергии, утилизации теплоты уходящих газов в холодильных установках.

 

Основным направлением повышения эффективности эксплуатации ГТУ в настоящее время является использование ВЭР для удовлетворения теплофикационных нужд, получения горячей воды или пара низких параметров для технологических потребностей, что позволяет в отдельных случаях довести коэффициент использования топлива до 74-78 %.

 

Реально утилизируемое количество вторичной теплоты составляет 65-75 % от теоретически располагаемого и зависит в основном от значения температуры уходящих газов tух из теплоутилизирующих аппаратов. В отечественной практике в утилизационных теплообменниках для нужд горячего водоснабжения tух рекомендуется принимать в пределах 120-140 шС. За рубежом при работе ГТУ на природном газе с низким содержанием H2S допускаются более низкие температуры (105-110 шС).

 

В отрасли установлено около 500 котлов-утилизаторов, которые вырабатывают около половины тепла, необходимого для отопления, горячего водоснабжения и технологических нужд объектов газовой промышленности. Так, в 2000 г. выработка тепловой энергии в ОАО "Газпром" составила 104,1 млн ГДж, в том числе за счет использования ВЭР - 54,8 млн ГДж.

 

Перспективное направление использования теплоты уходящих газов ГТУ -применение парогазовых технологий для выработки электроэнергии.

 

Предварительные расчеты показывают, что при утилизации теплоты выхлопных газов части парка ГПА единичной мощностью 16 (около 850 ед. общей мощностью 13,6 млн кВт) и 25 МВт (около 200 ед. общей мощностью 5,0 млн кВт) с установкой паровых турбин единичной мощностью 6 и 29 МВт общей мощностью около 5,5 млн кВт выработка электроэнергии может составить около 20 млрд кВтч.

 

Учитывая, что собственное потребление электроэнергии по ОАО "Газпром" составляет 16 млрд кВт-ч/год, можно сделать вывод о реальной возможности полностью обеспечить потребности Общества в электрической и тепловой энергии путем внедрения утилизационных энергоустановок.

 

Ежегодная экономия топлива от выработки указанного количества электроэнергии с утилизацией сбросного тепла ГПА оценивается в 6,7 млн т у. т., или около 6 млрд м3 природного газа, и составляет в текущих ценах внутреннего рынка около 3 млрд руб., а экономия затрат на потребление электроэнергии от внешних энергоисточников - еще около 10 млрд руб.

 

Исследования, проведенные в ряде стран, показали, что наиболее эффективно низкопотенциальное тепло можно использовать для выработки электроэнергии на установках с низкокипящими рабочими телами, в том числе фреонами-21, -12, -11.

 

В интервале температур 80-200 шС удельная выработка электроэнергии в низкотемпературных фреоновых циклах в среднем в 1,5 раза выше по сравнению с пароводяным, при этом фреоновые турбины менее металлоемки, более компактны и дешевы.

 

Следует отметить, что в США и Японии в последние годы ведутся интенсивные работы по созданию фреоновых турбогенераторов.

 

Широкое применение на объектах газовой отрасли могут найти энергетические установки, использующие бинарный парогазовый цикл, где в качестве рабочего тела используются органические жидкости с низкой температурой кипения - изобутан, изопентан и др.

 

Теплоносителем для подогрева рабочего тела может служить вода с температурой от 105 шС, что позволяет обеспечивать работу бинарных парогазовых установок в составе систем теплоснабжения объектов (например, газотурбинных компрессорных станций), не прибегая к сооружению отдельного контура горячей воды или пара.

 

Наиболее передовые позиции в разработке и производстве таких установок занимает израильская фирма Ormat, которая изготовила и поставила в различные страны более 3 тыс. бинарных парогазовых установок, использующих местные энергетические ресурсы или ВЭР.

 

Технологическая схема бинарной парогазовой установки мощностью 1,6 МВт, использующей теплоту выхлопных газов ГГД газоперекачивающих агрегатов, приведена на рисунке.

 

Горячая вода из утилизатора тепла (УТО) 5 с температурой от 105 шС подается в подогреватель-испаритель 6, 7, в котором нагревается до температуры кипения и испаряет низкокипящее рабочее тело. Образовавшийся пар поступает в паровую турбину 8, служащую приводом генератора 9. Отработавший в турбине пар направляется в конденсатор 10 с воздушным охлаждением 11. Конденсат стекает в ресиверы, откуда откачивается насосом 12 и подается в подогреватель-испаритель.

 

Таблица 1

 

Предложения по модернизации энергохозяйства пилотных объектов с установкой паровых турбин, оборудованных котлами-утилизаторами

 

 

СХЕМА: Технологическая схема бинарной парогазовой установки: 1 - воздушный компрессор; 2 - газовая турбина; 3 - нагнетатель; 4 - регенератор; 5 -котел-утилизатор; 6, 7 - подогреватель-испаритель; 8 - турбина; 9 - генератор; 10 -воздушный конденсатор; 11 - вентилятор; 12 - питательный насос; А - газ из газопровода; В - газ в газопровод; С - воздух; D - вода; Е- горячая вода в систему теплоснабжения КС; F - выхлопные газы

 

Таблица 2

 

Оценка капитальных затрат по пилотным проектам (в текущих ценах)

 

 

В качестве низкокипящего рабочего тела рекомендуется использовать насыщенный изобутан, позволяющий получать наибольшую мощность энергоустановки при минимальных затратах.

 

Горячая вода из подогревателя-испарителя может быть направлена в систему теплоснабжения КС.

 

Одно из важных направлений использования ВЭР - выработка электроэнергии для обеспечения электроприводных

 

ГПА и продажи ее сторонним потребителям. И здесь определенный интерес для пилотного проектирования представляет Северный регион (Республика Коми, Вологодская, Ярославская и Тверская области), по территории которого параллельно на расстоянии около 10 км проходят магистральные нефте- и газотрубопроводы, а также размещаются подстанции 220 кВ. В этом регионе отмечается дефицит электроэнергии, в связи с чем питание объектов магистральных газо- и нефтепроводов осуществляется ненадежно.

 

В качестве пилотных объектов реконструкции предлагаются три компрессорные станции (Грязовец КС-17, Мышкино КС-18 и Торжок), в состав оборудования которых наряду с газотурбинным входит также электрический привод. Выбранные КС находятся в 50 км от районных центров, и, кроме того, невдалеке от них расположены НПС ОАО "Северные МН". Близость объектов к большим городам облегчает набор квалифицированного персонала для эксплуатации электрогенерирующего оборудования, монтируемого на КС, и выдачу мощности. Перечень оборудования и технико-экономические показатели пилотных проектов для КС Грязовец, Мышкино и Торжок представлены в табл. 1 и 2.

 

Ниже приведены ожидаемые технико-экономические показатели пилотных проектов.

 

При параллельной организации работ пилотные проекты с вводом в эксплуатацию ТГ могли бы быть реализованы за 40 мес со дня заключения договора на выполнение проектных работ.

 

Предварительная оценка показывает исключительно высокую экономическую эффективность проектов оптимизации энергетического хозяйства газоперекачивающих КС в системе магистрального транспорта природного газа. Кроме того, существуют возможности оптимизации структуры финансирования с применением долгосрочного лизинга, что дополнительно увеличит эффективность проекта.

 

Экономические показатели могут стать еще более высокими вследствие тенденции к росту в ближайшие несколько лет цен на топливо и тарифов на покупную электроэнергию. При этом не учитывается значительная прибыль от продажи высвобождающегося количества природного газа за рубеж.

 

Наиболее заинтересованными инвесторами программы помимо ОАО "Газпром" могли бы стать нефтяные компании, окупающие за счет продажи электроэнергии предприятиям ОАО "Транснефть" часть затрат на перекачку нефти.

 

Установленная электрическая мощность турбогенераторов, МВт - 113

 

Использование установленной мощности ч/год - 7000

 

Производство электроэнергни, млн кВч/год - 791

 

Общие затраты на осуществление проекта, млн руб - 896,9

 

Дополнительная численность персонала, чел - 200

 

Дополнительные расходы на зарплату, млн руб/год - 12,0

 

Отчисления на социальное страхование (35,8 %), млн руб/год - 4,3

 

Амортизационные отчисления (3,7 % по нормативу), млн руб/год - 27,9

 

Текущий и капитальный ремонт (5,1 % стоимости активов), млн руб/год - 38,4

 

Прочие эксплуатационные затраты (вода, материалы), млн руб/год - 25,0

 

Общеэксплуатационные издержки (38,7 % фонда оплаты труда), млн руб/год - 4,6

 

Прочие расходы (2 % всех учетных затрат), млн руб/год - 20,0

 

Абсолютная себестоимость электроэнергии, млн руб/год - 132,2

 

Удельная себестоимость злектроэнергии, кол/(кВт-ч) - 16,7

 

Годовая экономия от замещения покупной электроэнергии по действующему тарифу 82 коп/(кВтч) млн руб/год - 516,6

 

Количество высвобождаемого природного газа, млн м3/год - 277,0

 

Дополнительный расход газа на ГТУ из-за противодавления, млн м3/год - 59,3

 

Реальная экономия природного газа на ТЭС АО-энерго, млн м3/год - 217,7

 

Стоимость высвобождаемого количества газа на внутреннем рынке (при цене 480 руб/тыс. м3), млн руб/год - 104,5

 

Окупаемость капитальных затрат на реализацию проекта(*), лет:

 

коммерческая окупаемость- 1,74

 

бюджетная окупаемость за счет высвобождения газа на ТЭС АО-энерго - 8,8

 

с учетом коммерческой и бюджетной составляющей - 1,44

 

(*) Для периода, начинающегося с момента начала эксплуатации объекта.

читать далее »
06.04.13 02:53 ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ТРУБЧАТЫХ РЕГЕНЕРАТОРОВ НА КС.

 ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ТРУБЧАТЫХ РЕГЕНЕРАТОРОВ НА КС.

 

Многолетний опыт эксплуатации агрегатов ПН- 70-4 показал, что одной из главных причин снижения эффективности работы и выхода их из строя является низкая надежность пластинчатых регенераторов. Восстановление работоспособности агрегатов возможно за счет оперативной замены дефектных регенераторов трубчатыми теплообменниками. В связи с этим рассмотрены особенности конструкции, изготовления, монтажа и промышленных испытаний модульного трубчатого рекуперативного воздухоподогревателя, предназначенного для модернизации газоперекачивающих агрегатов (ГПА) типа ГТК-10-4 компрессорных станций ОАО "Газпром".

 

Надежность, экологичность и экономичность единой системы газопроводов во многом зависят от технического состояния компрессорных станций (КС) [1]. Это прежде всего относится к энергоемкому парку ГПА. Их эффективность на КС России невысока. Значительная часть этого парка уже выработала свой назначенный ресурс. КПД таких ГПА составляет 20-21 % при мощности 0,6-0,7 номинального значения. Все это приводит к росту затрат при транспортировке газа. Однако замена существующих агрегатов ГПА нового поколения требует привлечения огромных финансовых ресурсов. Поэтому, учитывая экономическую ситуацию в стране, необходим дифференцированный подход к решению проблемы продления ресурса и восстановления показателей энергооборудования.

 

Известно [2], что ресурс базовых узлов ГПА может реально составлять ISO-180 тыс. ч, а агрегаты ГТК-10-4 могут находиться в эксплуатации еще 12-15 лет. Конструктивные решения, принятые при создании этих газовых турбин, обеспечивают проведение их ремонта в условиях КС, улучшение рабочих характеристик за счет модернизации отдельно взятых узлов ГТУ [3]. Одна из главных причин снижения технических показателей регенеративных ГТУ - разгерметизация воздухоподогревателя (ВПТ). Установлено, что пластинчатые теплообменники, которыми оснащены регенеративные агрегаты (более 30 % газотурбинного парка) не обладают ресурсом, равным ресурсу ГПА. Фактически после 40 тыс. ч наработки они имеют утечки циклового воздуха свыше 5-10 %, делающие агрегат практически неработоспособным. Мощность ГТУ снижается на 30-50 % по сравнению с проектной. Опыт ремонта пластинчатых воздухоподогревателей (ВП) путем заварки трещин показал, что эффект от ремонта сохраняется не более, чем на 1000-1500 ч; причем полностью устранить утечки даже на этот период не удается. В связи с этим основным направлением модернизации ГТК-10-4 с целью восстановления и улучшения паспортных характеристик является замена пластинчатых ВП более надежными трубчатыми [4].

 

Трубчатые ВПТ имеют существенно большие массу и габариты, чем пластинчатые. Однако они менее чувствительны к термическим нагрузкам, возникающим при пуске, останове и переходных режимах работы ГТУ, а также способны обеспечить надежную работу ВПТ при высоких температурах и давлениях рабочих сред. В обзоре [5] различных конструкций воздухоподогревателей ГТУ убедительно показано, что возможности улучшения массогабаритных характеристик трубчатых ВПТ далеко не исчерпаны. За счет применения тонких стальных труб малых диаметров, интенсификации теплообмена в трактах ВПТ его масса может быть снижена более, чем вдвое.

 

Опыт ЗАО "ОРМА" при модернизации ГПА, практически выработавших свой назначенный ресурс, показывает, что при создании ВПТ целесообразно применять только такие технические и технологические решения, которые проверены на практике, отработаны, хорошо зарекомендовали себя при эксплуатации. Основываясь на таком подходе, ЗАО "ОРМА" был создан воздухоподогреватель (регенератор ГТУ) трубчатого типа, реализованный в модульном исполнении. Термоэластичность ВПТ достигается за счет использования U-образных тонкостенных труб, которые формируют плотные трубные пучки.

 

Кроме того, при проектировании ВПТ ЗАО "ОРМА" было учтено, что при замене теплообменного оборудования ГПА на КС должен быть обеспечен минимальный объем монтажно-демонтажных работ, исключено усиление свайного поля, сохранены существующие газовые и воздушные магистрали. При этом жесткое ограничение зоны монтажа ВПТ действующим оборудованием и коммуникациям, не подлежащими модернизации, также было заложено в проект. В этих условиях одно из основных требований, предъявляемых к ВПТ, - это снижение его массы и габаритов при сохранении простоты и высокой надежности, свойственной трубчатым теплообменникам.

 

Решение поставленной задачи - создание компактного, надежного регенератора для ГПА - выполнено в трубчатом ВПТ, где среда высокого давления размещена внутри тонкостенных труб, формирующих теплообменную матрицу. Секция ВПТ набирается из типовых элементов - модулей. Каждый модуль выполнен из двух соединенных последовательно по воздушному тракту плотных пакетов труб. Дистанцирование труб в пучке осуществлено с помощью поперечных перегородок. Модуль содержит также коллекторы подвода (отвода) воздуха, перепускную камеру, соединяющие пакеты по воздушному тракту и покрывные стенки. Последние ограничивают его межтрубное пространство, формируя газоход модуля.

 

Газ подводится к ВПТ с помощью практически симметричного диффузора с направляющими ребрами, что способствует равномерной его раздаче по газовому фронту регенератора. Отвод газа в дымовую трубу выполнен через короткий конфузор и водоподогреватель, использующий теплоту уходящих газов (рис. 2). Воздух движется навстречу потоку газа. Схема движения - четырехходовая перекрестно-противоточная, и в случае замены пластинчатого ВП ГТК-10-4 может быть признана оптимальной, так как по эффективности для степеней регенерации до 0,70- 0,73 она близка к противоточной. Эта схема использована в двух воздухоподогревателях (ВПТ-2000 и ВПТ-1400), отличающихся степенью регенерации и размерами. Техническое решение, реализованное ЗАО "ОРМА" в этих теплообменниках, оказалось настолько удачным применительно к модернизации ГПА ГТК-10-4, что ряд других организаций взяли за основу компоновку и основные размеры модулей регенераторов для своих вновь создаваемых воздухоподогревателей.

 

Снижению массы ВПТ способствует не только использование тонкостенных труб и листов обшивки корпуса, находящегося практически под атмосферным давлением, но и применение относительно тонких трубных досок. В целом масса секции ВПТ-1400 (степень регенерации -0,72 %) составила 22 т, что заметно ниже, чем допустимая нагрузка на сваи, установленные под регенератором. Масса типового модуля - около 5 т; это облегчает транспортировку и не требует привлечения тяжелого подъемно-транспортного оборудования при монтаже.

 

Теплогидравлический расчет ВПТ осуществлен с использованием известных уравнений теплового и гидродинамического подобия, а расчет облегченной трубной доски, усиленной ребрами, потребовал дополнительного исследования, выполненного методом конечных элементов. В результате исследования выбраны такие размеры и конфигурация ребер, при которых конструкция трубной доски совместно с обечайкой воздушного коллектора близка к равнопрочной. Оригинальная конструкция типового модуля, ВПТ в целом и способ его монтажа на КС защищены свидетельством на полезную модель и патентом России.

 

Модульность конструкции ВПТ позволила организовать его производство стапельным методом, при котором весь цикл изготовления разбит на отдельные стадии с ограниченной номенклатурой работ. Такой подход обеспечивает высокое качество сборки, так как позволяет использовать на каждой стадии бригады рабочих, задействованных на четко определенных операциях. На особо ответственных участках, например приварке труб к трубным доскам, применяется современное оборудование - аппарат орбитальной сварки (рис. 3), обеспечивающий высокую производительность.

 

Каждый трубчатый ВПТ, производимый ЗАО "ОРМА" и предназначенный для работы в составе ГТУ газоперекачивающего агрегата, подвергается многоступенчатым испытаниям еще на стадии изготовления. Обязательно проводятся пневматические испытания тонкостенных труб после гибки с целью их отбраковки при наличии повреждений, а после устранения дефектов - гидравлические испытания пакетов. Пробное давление гидравлических испытаний существенно выше рабочего, так как учитывает не только коэффициент запаса (1,25) но и соотношение между допускаемыми напряжениями для материала труб при температурах испытаний (t = 20 шС) и эксплуатации теплообменника (t = 414 шС).

 

Контрольная сборка секций регенератора, как завершающий этап перед отправкой заказчику, позволяет не только устранить возможные погрешности в заводских условиях, но и облегчает монтаж на КС в дальнейшем, так как включает в себя целый ряд сварочных операций по герметизации трактов теплоносителей.

 

Отличительная особенность подхода ЗАО "ОРМА" к замене регенераторов -комплексная поставка всех компонентов монтажной линии от выхлопа турбины до дымовой трубы (см. рис. 2), в которую помимо самого регенератора входят опорная рама, компенсатор для выхлопного газохода турбины, диффузор, конфузор, прямоугольный компенсатор, воздуховоды. Модульность регенераторов, разработанных, производимых и поставляемых на компрессорные станции, существенно уменьшает как транспортные, так и монтажные затраты. Учитывая перспективные планы ОАО "Газпром" по освоению удаленных северных месторождений [6], принцип модульности становится еще более выигрышным. Следует сказать, что установка всех регенераторов типа ВПТ-2000 и ВПТ-1400 на КС ОАО "Газпром" выполняется при непосредственном участии представителей ЗАО "ОРМА", что способствует качественному проведению монтажа в сжатые сроки.

 

Важный и ответственный этап сдачи регенератора в эксплуатацию - это теплотехнические испытания ВПТ в составе агрегата ГТК-10-4 на КС с целью установления действительных значений степени регенерации и относительных потерь давления в каждом тракте обеих секций регенератора. Теплотехническим испытаниям предшествует опрессовка отдельно каждой секции ВПТ для контроля его состояния после транспортировки и монтажа.

 

Измерительная схема предполагает дублирование замеров температур и перепадов давлений с целью достоверного определения характерных параметров ВПТ - степени регенерации и потерь давления. Она состоит из стандартных термодатчиков (термометры сопротивления) и датчиков давления (перепада) с аналогово-цифровыми преобразователями, что позволяет организовать компьютерный сбор экспериментальных данных и их обработку в реальном времени.

 

ВПТ-2000 и ВПТ-1400, уже находящиеся в эксплуатации, подтвердили и даже превысили проектные показатели, определяемые техническим заданием. Так, ВПТ-2000, установленный на КС-10 Сосногорского ЛПУ МГ ООО "Севергазпром", в ходе теплотехнических испытаний на установившихся режимах работы ГТУ в диапазоне нагрузок от 4 до 10 МВт дал стабильно высокие показания. Несмотря на существенное расхождение тепловой эффективности правой и левой секций, которое связано с начальной неравномерностью раздачи газового теплоносителя по секциям ВПТ, среднее значение степени регенерации равно 0,76 (рис. 4). Потери давления по трактам воздуха и газа не превысили 2,1 и 2,6 % соответственно.

 

На КС Пангодинского ЛПУ МГ при испытаниях ВПТ-1400, поверхность теплообмена которого почти в 1,5 раза меньше, чем у ВПТ-2000, приведенная степень регенерации зафиксирована на уровне 0,72, а суммарные относительные потери давления составляют (4,2 + 0,2) %. Опрессовка ВПТ-2000 и ВПТ-1400 после теплотехнических испытаний показала, что реальная величина утечек ниже допустимой (0,2 %).

 

Внедрены новые технические решения конструктивного выполнения, а также технологической реализации процессов изготовления, сборки и монтажа модульного трубчатого ВПТ для агрегата ГТК-10-4, обеспечивающие:

 

степень регенерации 0,70-0,75;

 

относительные суммарные потери давления в трактах менее 4,8 %;

 

сравнительно небольшие массу и габариты составных модулей регенератора;

 

удобство транспортировки в удаленные районы;

 

возможность монтажа на фундаменте замещаемого пластинчатого регенератора без демонтажа дымовой трубы и котла-утилизатора;

 

отсутствие потребности в крановом оборудовании высокой грузоподъемности в месте установки на КС.

 

Следует также отметить, что предложенные конструкции имеют резервы для их дальнейшего совершенствования в целях повышения эффективности и (или) снижения массогабаритных характеристик.

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ.

Обустройство газоконденсатных и нефтяных месторождений севера Тюменской обл. (Бованенковское, Харасавэйское, Новопортовское и др.) предусматривает создание крупных резервуарных парков для хранения жидких углеводородов, транспортируемых танкерным флотом. При больших объемах хранения прибыль от реализации продукции потребителям может быть увеличена путем снижения затрат на складские хозяйства.

 

Многолетний опыт подземного хранения дизельного топлива на севере Магаданской обл. показал целесообразность применения пожаробезопасных технологий подземного хранения жидких углеводородов в много-летнемерзлых породах. Суммарный объем шахтных резервуаров, построенных и переоборудованных на базе отработанных золотодобывающих шахт, составляет к настоящему времени более 300 тыс. м куб. Выработки резервуаров пройдены на глубине около 20 м с применением буровзрывного способа разработки многолетнемерзлых пород с температурой -7... -8 шС. Внутренняя поверхность выработок облицована льдом в результате заполнения резервуара водой и ее последующей откачки. Ледяная облицовка не допускает засорение продукта породой и улучшает экранирующую способность массива в приконтурной зоне выработок. Заложение выработок в непроницаемых породах, обладающих высокой несущей способностью, позволило отказаться от применения дорогостоящих герметизирующих элементов и крепления выработок-емкостей, обеспечив конкурентоспособность шахтных резервуаров.

 

На примере предприятия "Ямбурггаздобыча" показано, что переход с наземного хранения на подземное значительно повышает уровень эффективности инвестиционных проектов организации производства и экспорта стабильного газового конденсата морским путем в объеме 1 млн т/год благодаря существенному (в 4-5 раз) снижению затрат на складское хозяйство вместимостью более 200 тыс. м куб. Внутренняя норма доходности при подземном хранении достигает почти 20 %, т. е. уровня, которым характеризуются наиболее эффективные инвестиционные проекты.

 

Результаты изысканий, выполненные к настоящему времени на площадках перспективного строительства подземных хранилищ Бованенковского, Харасавэйского, Ямбургского и Новопортовского месторождений, показали пригодность инженерно-геокриологических условий для заложения выработок и их идентичность. Так, естественная температура многолетнемерзлых пород изменяется в узком диапазоне значений -3 ...-5 шС. Рабочая толща слагается мелкодисперсными породами (пески, супеси, суглинки, глины) и льдом, не содержащими твердых включений (валуны, галька, гравий и т. д.).

 

Естественная температура многолетнемерзлых пород слагающих площадки перспективного строительства на севере Тюменской обл., в 2 раза выше освоенных строительством на севере Магаданской обл., что обусловило необходимость опытно-промышленного освоения технологии строительства устойчивых (сохраняющих полезный объем) резервуаров в новых геокриологических условиях.

 

Отсутствие твердых включений позволяет применить более экономичную, по сравнению с буровзрывной, комбайновую технологию проходки выработок, однако требующую опытного освоения для подбора рациональных параметров отработки забоя в супесчаных и суглинистых отложениях.

 

Опытно-промышленное освоение технологий подземного хранения жидких углеводородов в новых геокриологических условиях возможно только при условии создания крупных экспериментальных комплексов.

 

Обустройство Ямбургского ГКМ позволяет в кратчайшие сроки приступить к проведению крупномасштабного эксперимента, поэтому в 2000 г. были разработаны технические решения по созданию экспериментального комплекса подземного хранения стабильного газового конденсата на Ямбурге и программа опытных работ по освоению технологии строительства и эксплуатации устойчивых и герметичных в условиях атмосферного давления шахтных резервуаров.

 

Подземное хранение высокопарафинистой нефти, теряющей текучесть в условиях отрицательных температур, обусловило необходимость решения ряда дополнительных задач. В связи с этим в 2001 г. разработаны технические решения по созданию экспериментального комплекса подземного хранения нефти на Новопортовском НГКМ и более универсальная программа опытных работ, предусматривающая освоение:

 

* комбайновой технологии проходки выработок в отложениях суглинка и подстилающих супесчаных отложениях;

 

* технологий строительства устойчивых шахтных резервуаров, герметичных в условиях атмосферного и избыточного давления (до 0,5 МПа) хранимого продукта;

 

* рациональной технологии подготовки нефти, улучшающей ее реологические свойства в условиях отрицательных температур путем разбавления конденсатом, дозированного введения депрессаторов и термомеханической обработки (охлаждение движущейся нефти), предложенных ТюменНИИгипрогазом;

 

* технологии локального подогрева нефти при откачке;

 

* рациональной технологии эксплуатации шахтных резервуаров парафинистой нефти.

 

Характерной особенностью геокриологического строения п-ова Ямал являются пластовые залежи льда. Толщина непроницаемого льда на площадке перспективного строительства подземного хранилища Бованенковского ГКМ в районе ГП-1 достигает 27 м. Технология формирования устойчивых полостей методом плавления льда в результате подачи пара и откачек образуемой воды через скважину (рис. 2), прошедшая опытное освоение, позволяет исключить дорогостоящие горнопроходческие работы и имеет экономические преимущества перед применением шахтных резервуаров. Результаты натурных наблюдений за формированием и конвергенцией полости опытного резервуара объемом 300 м куб. показали целесообразность опытно-промышленного освоения данной технологии и ее применения для хранения жидких углеводородов при наличии мощных залежей льда, а также возможность размещения выработок шахтных резервуаров в отложениях непроницаемого льда, что исключает намораживание ледяной облицовки и хладозарядку пород.

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ СРТО - ЦЕНТР.

 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ СРТО - ЦЕНТР.

 

В настоящее время разработана комплексная Программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на 2002 - 2006 гг. Данная Программа охватывает все технологические комплексы газопроводов: линейную часть, компрессорные станции, системы энерготепловодоснабжения, электрохимическую защиту, АСУ и телемеханику, технологическую связь.

 

Анализ использования газотранспортной системы (ГТС) состоит в сопоставлении ее реальной загрузки и технически возможной производительности (ТВП) газопроводов. Динамика добычи газа в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР) и соответственно загрузки ГТС в 1990-2030 гг. (рис. 1) позволяет выделить три периода:

 

разгрузки ГТС в 1992-2001 гг., которая была связана со снижением потребления газа в национальном хозяйстве;

 

увеличения загрузки ГТС в 2002-2010 гг., ожидаемого вследствие наращивания добычи на месторождении Заполярное и других, менее значимых месторождениях НПТР, а также возрастания поставок газа от независимых поставщиков и с п-ова Ямал (начиная с 2007 г.);

 

разгрузки ГТС после 2010 г. в результате уменьшения добычи газа на основных месторождениях НПТР (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское).

 

Таким образом, в настоящее время закончился период неполной загрузки ГТС ОАО "Газпром" и наступает период напряженной ее работы.

 

В результате естественного физического старения объектов транспорта газа и недофинансирования работ по их реконструкции и ремонту в период до 2001 г. ТВП ГТС снижалась. Однако (рис. 2) одновременно происходила вынужденная разгрузка системы, в результате чего это снижение оставалось незаметным. В 1991 г. реальная ТВП системы была ниже проектной на 24 млрд м куб./год, в 2001 г. эта величина составила более 52 млрд м куб./год (см. рис. 2). Таким образом, к началу периода ожидаемого увеличения загрузки система подошла с потерей ТВП, близкой к производительности двух крупных газопроводов.

 

В связи с возрастающими поставками газа с месторождения Заполярное и из других, менее значимых источников уже в конце 2002 г. возникает существенный дефицит газотранспортной мощности в головной части системы. На рис. 3 показано, что "узкие места" на головной части ГТС Тюментрансгаза (пунктир) образуются на участках Уренгой - Ямбург ( перемычка), Ямсовей - Пангоды. Фактически без резерва ТВП остается участок Уренгой - Пуровская - Правохеттинская. Общий дефицит производительности на головной части сети составляет 7-8 млрд м куб./год.

 

Вместе с тем вследствие падения добычи газа на Ямбурге газотранспортные мощности коридора Ямбург - Тула недогружаются на 12 млрд м куб./год. Такая ситуация с потоками складывается из-за того, что нарастающие объемы поступления газа в газотранспортный коридор Уренгой - Надым не могут быть переброшены в коридор Ямбург - Тула, так как газопровод-перемычка Уренгой - Ямбург загружен полностью. Для приема объемов газа, прогнозируемых на 2002 г., необходимо строительство газопровода на участке Ямсовей - Пангоды.

 

Расчеты показывают, что загрузка головной части ГТС останется проблемной и в последующие годы. В 2007 г. "узкие места" останутся теми же, что и в 2002 г.: Уренгой - Ямбург, Уренгой -Надым, Уренгой - Пуровская - Правохеттинская. Однако дефицит производительности по головной части ГТС увеличится до 60 млрд м куб./год. При этом, так же как и в 2002 г., будут недоиспользованы мощности коридора Ямбург - Тула, однако величина этого недоиспользования возрастет до 40 млрд м куб./ год.

 

Обеспечение зимних режимов работы системы невозможно без реконструкции объектов транспорта газа, предусмотренной отраслевой Программой на 2002-2006 гг., и требует обязательного поэтапного ввода части мощностей газопровода СРТО - Торжок.

 

Для обеспечения приема объемов газа, прогнозируемых на 2007 г., необходимо проведение следующих мероприятий:

 

развитие и модернизация дожимного комплекса на месторождениях Ямбургское, Уренгойское, Медвежье (ЦДКС);

 

поэтапное сооружение и развитие подводящих газопроводов от месторождений Заполярное, Юбилейное, Ямсовейское;

 

реконструкция ГКС с заменой или модернизацией ГПА(Ям6ургская, Пуровская, Уренгойская);

 

реконструкция ряда компрессорных цехов на линейных КС предприятий "Тюментрансгаз", "Пермтрансгаз", "Волготрансгаз", "Мострансгаз", "Таттрансгаз", "Севергазпром";

 

сооружение межсистемных перемычек между ямбургским и уренгойским коридорами;

 

поэтапное строительство газопровода СРТО - Торжок.

 

Все эти мероприятия учтены в отраслевых документах по проблеме развития ЕСГ, а также в Комплексной программе реконструкции объектов транспорта газа на 2002-2006 гг., в планах развития дожимных КС и в системе мероприятий согласно Протоколу технического совещания по вопросу приема газа месторождения Заполярное, утвержденному руководством "Газпрома". Перечисленные мероприятия обеспечат прием и транспортировку запланированных на 2007 г. объемов добычи газа в. НПТР и газа месторождений п-ова Ямал.

 

Многовариантное потоковое моделирование газотранспортной сети ЕСГ показало, что этот газ может быть выведен по цепочке Пермтрансгаз, Таттрансгаз, Волготрансгаз, Мострансгаз, Лентрансгаз при проведении реконструкции объектов на этих предприятиях, предусмотренной упомянутой отраслевой Программой. После 2010 г. система начнет разгружаться, к 2030 г. станут избыточными девять газопроводов. При этом даже в конце периода наработка этих газопроводов не превысит 45 лет. В принципе возможно использование избыточных газопроводов для организации низконапорных режимов, обеспечивающих энергосберегающую технологию транспорта газа с экономией топливного газа в 3-4 раза. Однако целесообразность такого подхода должна быть подтверждена технико-экономическим анализом с учетом затрат на диагностику, ремонт и реконструкцию остающихся в работе газопроводов, а также эксплуатационных издержек.

 

Не подлежит сомнению, что в условиях падающей добычи газа в НПТР должна быть разработана оптимальная стратегия использования имеющихся газотранспортных мощностей, в том числе за счет подключения новых месторождений газа в районе Обской и Тазовской губ, строительства третьей нитки с п-ова Ямал в район Ямбурга и др.

 

РЕКОНСТРУКЦИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

 

Отечественная ГТС развивается и эксплуатируется примерно 45 лет. За это время она значительно физически и морально устарела. Масштабы экономического и физического износа основных фондов в транспорте газа характеризуются следующими данными. Экономический износ (амортизация) основных фондов составляет 56 %. Свой назначенный ресурс выработали 14 % газопроводов (по протяженности), 31 % газораспределительных станций. Техническое состояние линейной части газопроводов влияет на уровень разрешенного рабочего давления. Часть таких участков общей протяженностью 1700 км являются "узкими местами" и ограничивают производительность газопроводов. Около 40 % газопроводов со сниженным разрешенным давлением сосредоточено в предприятиях "Тюментрансгаз" и "Севергазпром".

 

Прогноз показывает, что до 2010 г. выработают свой ресурс более 1750 газотурбинных ГПА и за этот период необходимо будет заменить 1500 ГПА. Снижение мощности ГПА обусловливает снижение производительности газопроводов на несколько процентов. В связи с этим необходима ежегодная замена около 150 агрегатов. Разработанная Программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на 2002-2006 гг.преследует следующие основные цели: обеспечение планируемых газопотоков; повышение надежности транспорта газа, промышленной и экологической безопасности газотранспортных объектов, а также технологической эффективности транспорта газа, включая энергосбережение.

 

При разработке Программы использовался системный подход, т. е. каждый реконструируемый технологический объект рассматривался в режимно-технологической взаимосвязи с другими объектами ЕСГ. Данная Программа является уже третьей по счету, причем первые две были профинансированы не более чем на 30 %, в результате реконструкция была проведена только по самым изношенным объектам. Недофинансирование программ привело к следующим негативным последствиям:

 

объемы необходимой реконструкции от одной Программы к другой увеличивались в 2,4-2,8 раза. Для Программы, разработанной на период 2002-2006 гг., нужны инвестиции более 237 млрд руб., тогда как по первой Программе (1991-1995 гг.) требовалось в 6,5-7 раз меньше;

 

в период 1991-2001 гг. ТВП ГГС относительно проекта снизилась более чем на 52 млрд м куб./год.

 

До настоящего времени "Газпром" в целом справлялся с плановыми заданиями по транспорту газа, поскольку загрузка газопроводов была пониженной в связи с сокращением потребления газа в национальном хозяйстве, а также за счет имевшихся резервов пропускной способности газопроводов, в том числе благодаря реконструкции объектов, которую удалось провести до 2002 г. Сейчас ситуация меняется: несмотря на падение добычи газа на основных месторождениях региона (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье), в период 2002-2010 гг. ожидается увеличение загрузки ГТС, что предъявляет более жесткие требования к ее реконструкции. Следует иметь в виду, что в 2007 г. заканчивается период подготовки к приему газа п-ова Ямал и ожидается начало поставок этого газа по газопроводу Бованенково - Ямбург в объеме 15 млрд м куб./год. Далее ежегодно поставка ямальского газа будет увеличиваться на 15 млрд м куб./год и в 2010 г. достигнет 60 млрд м куб./год. Для приема ямальского газа в 2007-2010 гг., наряду с довводом необходимых мощностей газопровода СРТО - Торжок, должна быть выполнена реконструкция объектов ГТС (таблица). Учитывая значимость дожимного комплекса для надежной поставки газа впервые в Программе предусмотрена подпрограмма реконструкции ДКС и ГКС.

 

Кроме обеспечения планируемых газопотоков Программа предусматривает работы по повышению надежности, промышленной и экологической безопасности и экономической эффективности транспорта газа.

 

Объемы работ по реконструкции линейной части газопроводов в период 2002-2006 гг.

 

Замена труб: с увеличением диаметра, им 2271

 

с повышением рабочего давления, км 1570

 

Перенос труб из охранных зон км 214

 

Реконструкция:

 

меж- и внутрисистемных перемычек, км 151

 

отводов, км 184

 

переходов всех видов 46

 

ГРС 959

 

пунктов замера расхода газа и газоизмерительных станций 3

 

Всего, км 5000

 

Необходимые капитальные вложения, млрд руб 87,2

 

Объемы работ по реконструкции КС в период 2002-2006 гг.

 

Замена ГПА (мощность, млн кВт) 356 (5,1)

 

Модернизация ГПА (мощность, млн кВт) 450 (5,7)

 

Всего (мощность, млн кВт) 806 (10.8)

 

Необходимые капитальные вложения млрд руб 60

 

Отметим, что на долю реконструкции линейной части и КС, как двух основных технологических комплексов, приходится почти две третьих общих капитальных вложений.

 

Выполнение Программы обеспечит технологический эффект, выражающийся в предотвращении снижения производительности ГТС из-за износа производственных мощностей на 7,5 млрд м куб./год (в том числе на экспортных направлениях на 5 млрд м куб./год); в повышении производительности ГТС на 15 млрд м куб./год; в снижении расхода газа на собственные нужды КС на 5 млрд м куб./год; в увеличении протяженности линейной части, обслуживаемой методом выборочного ремонта на 6 тыс. км; в приведении 5 тыс. км газопроводов к современным требованиям СНиП по надежности и безопасности; в снижении выбросов NОх на 45 тыс. т/год и CO2 на 9,2 тыс. т/год.

 

Объемы работ по реконструкции ГТС в 2002-2006 гг. для поступления ямальского начиная с 2007 г.

читать далее »
06.04.13 02:53 АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

В период падающей добычи эксплуатация скважин газовых месторождений осложняется из-за избыточного количества жидкости (воды), скапливающейся в лифтовых трубах, в интервале продуктивного пласта, а также на забое. Скопление жидкости обусловливает повышение давления на забое, ограничение дебита и самопроизвольную остановку скважины. Для предотвращения этих осложнений необходимо использовать интеллектуальные автоматизированные технологии и процессы эксплуатации скважин [1].

 

На начальной стадии разработки месторождений для обеспечения плановых отборов газа режимы эксплуатации скважин регулируют подбором и заменой сечения штуцеров, изменением давления на входе в КС или пункт местного потребителя. При этом число скважин, режимы эксплуатации которых требуют вмешательства операторов, незначительно. В основном это скважины, в которых накапливается вода. После продувки в атмосферу (часто с использованием вспенивающих ПАВ) скважина некоторое время работает с несколько увеличенным дебитом, а спустя 5-6 ч дебит обычно уменьшается до первоначального. Проводить частые продувки в атмосферу, значит терять значительное количество газа.

 

Более 25 последних лет основное количество газа в России добывается из месторождений, расположенных в суровых климатических условиях Крайнего Севера, из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами диаметром 168 мм. В этих условиях используются только традиционные технологии эксплуатации скважин. Работы по замене лифтовых колонн, удалению песка и механических примесей с забоя скважин сопровождаются резким, на 20-40 %, уменьшением добычных возможностей, необратимыми потерями газа во время продувок в атмосферу, что приводит к финансовым затратам, в отдельных случаях составляющим 5-15 % от стоимости скважины. По мере уменьшения рабочих дебитов скважин трубы лифтовых колонн диаметром 168 мм заменяют трубами меньшего диаметра (114 мм). Это приводит к скачкообразному уменьшению рабочего дебита на 30-35 %, однако позволяет на некоторое время предотвратить самозадавливание скважин и потери газа при продувке скважин в атмосферу. Продление периода эксплуатации скважин по лифтовым колоннам больших диаметров (168 мм) -основной резерв поддержания проектных отборов газа из месторождений, перешедших в период падающей добычи: Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и др. Кроме того, скважины северных месторождений должны эксплуатироваться таким образом, чтобы не требовалось постоянного наблюдения и частого вмешательства операторов.

 

Во ВНИИгазе разрабатывают технологии и средства для эксплуатации скважин в условиях, осложненных водо- и пескопроявлениями, для поддержания предусмотренных проектами отборов газа из месторождений при минимальных трудовых и финансовых вложениях. Для эксплуатации скважин сеноманских залежей предлагаются технологии, учитывающие характерные природные факторы: поглощение жидкости продуктивным пластом, естественную динамическую "осушку" газа в процессе движения в пласте и скважине. Разработанные технологии учитывают локальные гидрогазодинамические особенности фильтрации в пласте и движения в стволе скважины газа и жидкости, а процессы подъема жидкости основаны на уменьшении скорости движения (проскальзывания) газа относительно поднимаемой жидкости.

 

Поддерживая заданное давление на забое работающей скважины, можно: уменьшить или исключить приток жидкости в скважину, удалить жидкость из скважины без подъема к устью, не допустить разрушения породы продуктивного пласта, предотвратить или ограничить вынос песка и воды.

 

Скорость проскальзывания газа относительно жидкости снижают, поддерживая скорости газа выше критической (традиционная технология), вводя ПАВ, размещая в трубах специальный разделитель-плунжер или с помощью диспергаторов, уменьшающих размеры капелек жидкости.

 

Разработанные интеллектуальные технологии эксплуатации скважин в осложненных условиях и автоматизированные средства позволяют управлять забойным давлением путем измерения и поддержания заданного дебита скважины с помощью специальных устьевых комплексов. В составе комплекса имеются средства измерения рабочего дебита скважины, регулятор с задатчиком и регулирующее устройство, устанавливаемое на трубопроводе от скважины (рис.1).

 

Для подъема жидкости из высокодебитных скважин, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, в настоящее время используется традиционная технология "увеличенных скоростей движения газа" за счет поддержания определенных, достаточно больших, перепадов давления между забоем и устьем. Необходимую разность давлений поддерживают с помощью дожимных КС без привлечения операторов. Измерение дебита влажного газа в автоматическом режиме, без выпуска газа в атмосферу, в условиях низких отрицательных температур окружающего воздуха, отсутствия электроэнергии на устье скважины представляет сложнейшую техническую проблему. В соединительных трубопроводах от сужающего устройства к измерителям давления образуются глухие пробки изо льда или газовых гидратов. Первые успешные попытки измерения дебита на устье скважин были предприняты сотрудниками ВНИИгаза в 1966-1968 гг. на Северо-Ставропольском месторождении [1]. Для использовавшихся автоматических комплексов было разработано защитное устройство, устанавливаемое на вертикальных технологических трубопроводах диаметром 114 мм, исключающее образование в соединительных трубопроводах жидкостных или твердых препятствий для движения газа. Впервые защитное устройство было применено в 1968 г. на скв. 29, 70 и 75 Североставропольского месторождения в составе автоматических систем для эксплуатации скважин "Ласточка" (рис. 2).

 

Для Северо-Ставропольского месторождения разработаны технологии эксплуатации скважин по двухрядному лифту, позволяющие поддерживать дебит газа по одной из сдвоенных (концентрических, размещенных одна в другой) лифтовых колонн больше критического (базового). Использование автоматических систем "Ласточка" на 41 скважине Северо-Ставропольского месторождения более 10 лет до момента перевода месторождения в ПХГ позволило дополнительно ежегодно добывать более 10 % газа. Системы "Ласточка" изготавливались Опытным заводом ВНИИгаза. Всего было изготовлено и смонтировано на скважинах месторождений Средней Азии, Украины и Киргизии около 140 таких систем.

 

Опыт, полученный в ходе разработки, испытания и многолетнего использования защитного устройства, учтен при создании комплексов для измерения дебитов скважин северных месторождений. Для применения на горизонтальных трубопроводах разработаны новая технология осушки импульсного газа и специальное устройство. Для измерения дебита, давления и температуры газа на устье скважины в процессе эксплуатации разработаны и испытаны на скважинах Уренгойгаздобычи и Ямбурггаздобычи блочные комплекты "Сокол" и опытные образцы измерительных технологических комплексов для скважин "Пингвин" (рис. 3). Комплексы изготавливались на Опытном заводе ВНИИгаза. Комплекты "Сокол" используются на 230 скважинах Уренгойского и 54 скважинах Ямбургского месторождений. Сотрудниками Ямбурггаздобычи, НПВЦ "АВИСЭН" и Радмиртеха разработаны автономные возобновляемые источники электропитания, радиоэлектронная аппаратура для передачи информации, измеренной на устье скважины, по радиоканалу на УКПГ. Аппаратура телемеханики была размещена в теплоизолированных, обогреваемых естественным теплом газа скважины, контейнерах комплексов "Сокол" или "Пингвин". За счет этого обеспечивается работоспособность всех компонентов системы измерения и передачи информации по радиоканалу на УКПГ.

 

В теплоизолированных контейнерах комплекта "Сокол" и комплекса "Пингвин" могут быть размещены средства пневмогазоавтоматики. Установив в контейнере комплекса "Пингвин" средства пневмогазоавтоматики, скважину можно эксплуатировать с применением автоматизированных интеллектуальных технологий, которые позволят:

 

исключить поступление пластовой воды в лифтовую колонну путем ограничения .рабочего дебита скважины;

 

удалить из скважины жидкость без подъема к устью путем частичного отвода ее с забоя за счет гидростатического поглощения продуктивным пластом, а также созданием условий поглощения жидкости пластом в периоды прекращения или ограничения отборов газа из скважины;

 

предотвратить разрушение продуктивного пласта и вынос песка в ждущем режиме (для скважин, дебит которых не должен превышать определенного значения из-за разрушения призабойной зоны пласта или поступления пластовой воды - режим "сторожа");

 

поддержать заданный дебит газа на период эксплуатации с использованием штуцера.

 

Перечисленные автоматизированные технологии в период 1965-1985 гг. прошли успешную проверку на скважинах Северо-Ставропольско-Пелагиадинского и других месторождений.

 

В 60-80-е гг. на многих газовых месторождениях для удаления из скважин жидкости применяли плунжерный лифт непрерывного и периодического действия - процесс подъема жидкости из скважин с использованием летающих клапанов. Это саморегулирующаяся автоматическая система, режим работы которой зависит от дебита и глубины скважины и от размеров летающего клапана.

 

Более 20 лет летающие клапаны успешно применяли на Нибельском, Седь-Иольском, Верхне-Омринском и других месторождениях Войвожского НГДУ (таблица), где ими было оборудовано 56 скважин из 130 [2, 3].

 

История появления и совершенствования процесса, который в настоящее время называют "плунжерный лифт", насчитывает 95 лет. Впервые он был предложен и испытан в 1917 г. в г. Бориславе немецким горным инженером В. Schweiger [4], который назвал свое изобретение "бесштанговый плунжер". Применение нашел плунжерный лифт [5] (рис. 4), разработанный независимо от В. Schweiger фирмой Hughes (Хьюстон, Техас) в 1927 г. Первоначально плунжерный лифт был предназначен для эксплуатации нефтяных скважин. Только в 1954 г. в США были сделаны первые попытки использования плунжерного лифта для подъема воды из газовых скважин. К этому времени в состав оборудования плунжерного лифта обязательным компонентом кроме плунжера входил контроллер, управляющий клапаном-отсекателем, устанавливаемым на трубопроводе, идущем от скважины.

 

Предложение об использовании летающих клапанов для удаления жидкости из газовых скважин было высказано в 1962 г. во ВНИИгазе М.А. Цайгером и поддержано А.И. Арутюновым, а затем О.Ф. Андреевым, Е.В. Левыкиным, И.Н. Царевым. Проведению промышленных испытаний предшествовали непростые решения: некоторые специалисты ВНИИгаза сомневались в целесообразности использования в скважинах каких-либо посторонних устройств - это тормозило проведение стендовых испытаний и изготовление специального оборудования. Поддержали мнение о целесообразности промышленных испытаний работники Северо-Ставропольского ГПУ В.А. Ногаев, В.И. Ветров, Б.И. Фуки и организованной в те годы Ставропольской лаборатории ВНИИгаза Н.Р. Акопян, Ю.К. Игнатенко и др. Впервые летающие клапаны были испытаны в 1963 г. на скв. 46 Сенгилеевского месторождения. Это была первая автоматизированная технология, примененная для газовой скважины. Благодаря автоматическому периодическому удалению воды дебит скважины увеличился с 6 до 24 тыс. м куб./сут. Спустя месяц летающие клапаны были испытаны на скв. 15 Пелагиадинского месторождения и тоже успешно. В 1964 г. и позднее для управления работой летающих клапанов ВНИИгазом были разработаны комплексы "Ласточка", "Забой" и "Лотос" [1]. Опыт, полученный на газовых месторождениях Ставропольского края, по разработке автоматизированных процессов для скважин до настоящего времени остается полностью не исчерпанным.

 

Конструкция летающего клапана (см. рис. 4) выгодно отличается от известных конструкции плунжеров: цилиндрический корпус клапана имеет минимально возможную массу за счет выполнения перепускного канала прямоточным, так как при падении шар и корпус поочередно достигают трубного ограничителя. При этом улучшаются условия работы трубного ограничителя, потому что сила удара клапана о поверхность ограничителя меньше, чем сила удара плунжера. Летающий клапан и его компоненты обладают специфическими гидравлическими характеристиками. При спуске его составные элементы имеют малое гидравлическое сопротивление, во время падения нижний, отделяемый элемент должен опускаться быстрее корпуса, во время подъема нижний элемент не должен отделяться от корпуса, при подъеме летающего клапана не происходит "отекание" жидкости на забой скважины.

 

Жидкость из скважины поднимается составным летающим клапаном, который помещают в лифтовую колонну. Элементы клапана - шар и корпус опускаются раздельно за счет избыточной массы. Далее шар и корпус, соединившись, поднимаются к устью скважины потоком газа и жидкости. Между корпусом и стенкой лифтовой колонны есть кольцевой зазор. Восходящий поток газа выдувает воду из зазора, поэтому во время подъема летающего клапана исключена утечка жидкости к забою скважины. Клапан поднимает всю жидкость к устью. За цикл работы летающего клапана давление газа на забое скважины изменяется. Во время подъема по лифтовой колонне под ним накапливается газ под избыточным давлением. После перелива жидкости через устье скважины и разделения элементов летающего клапана давление на устье и на забое скважины снижается на 0,01-0,05 МПа. Это приводит к залповому поступлению газа в лифтовую колонну с забоя скважины и из пласта. В течение 10-30 с этот газ движется с большой скоростью по лифтовой колонне. Жидкость, накопившаяся в призабойной зоне продуктивного пласта и кольцевом пространстве снаружи хвостовика лифтовой колонны, увлекается газом во время его залпового выброса, поднимается по хвостовику лифтовой колонны и зависает над трубным ограничителем, поддерживаемая потоком газа. В процессе очередного цикла жидкость выносится из скважины. Летающий клапан перемещается вверх-вниз по лифтовой колонне в режиме саморегулирования.

 

Для скважин с одноразмерными и составными лифтовыми колоннами диаметром 60, 73 и 89 мм в 1962-1975 гг. были разработаны конструкции специального оборудования и летающих клапанов, определены границы области их использования и технология подбора. Возможные конструкции летающих клапанов (см. рис. 4) представлены в описаниях изобретений (SU 171351, SU 176541, SU 182634, SU 188423, SU 596710, SU 791939, SU 802525). Самоуплотняющиеся летающие клапаны состоят из нескольких деталей, соединенных между собой в единую конструкцию. Слабым местом таких клапанов являются резьбовые соединения - корпуса самоуплотняющихся летающих клапанов быстро разрушались. Поэтому в окончательных вариантах конструкции данных клапанов резьбовые соединения уже не используют.

 

Для подъема жидкости из скважин с комбинированной лифтовой колонной разработана конструкция, корпус которой состоит из нескольких, концентрически располагаемых, цилиндрических корпусов по числу ступеней лифтовой колонны [1]. В составе комплекса оборудования используется общепромысловое и специальное оборудование: обычные насосно-компрессорные трубы, модернизированная фонтанная елка, верхний и нижний ограничители. В местах стыковки элементов допускаются расширенные участки протяженностью не более 60 мм. Проведения дополнительных работ, связанных с глушением скважины для перевода ее на эксплуатацию летающими клапанами, не требуется. Нижний ограничитель, обычно используемый в составе установок плунжерного лифта, спускают и устанавливают на заданной глубине с помощью канатной техники. Допускается в качестве нижнего ограничителя использовать выступы торцевых поверхностей пакеров или другого погружного оборудования.

 

Для определения прочностных характеристик оборудования на экспериментальном стенде высотой 33 м испытывали каждую конструкцию летающего клапана при различных скоростях движения при отсутствии жидкости и амортизирующих пружин в конструкциях трубных ограничителей. Разработанные конструкции летающих клапанов выдерживали ударные нагрузки в течение 10 000 циклов при скорости движения перед столкновением о жесткую преграду до 3 м/с. Эти же корпуса разрушались после 10 циклов, если скорость движения перед столкновением превышала 16 м/с.

 

Переводу скважины на эксплуатацию с использованием летающих клапанов предшествуют подготовительные работы. Разработана технология проведения испытаний скважин для оценки технико-экономической целесообразности использования летающих клапанов или настроечных параметров обычного плунжерного лифта - комбигазлифт [6] (патент RU 2067163). На основании имеющейся информации о конструкции оборудования, установленного на скважине, и спуске шаблона на проволоке определяют качество канала, по которому предстоит перемещаться летающему клапану. Наружный диаметр шаблона и его длина должны быть на 4-6 мм меньше внутреннего диаметра труб лифтовой колонны. С использованием комбигазлифта определяют дебит газа, с которым скважина будет работать после перевода на эксплуатацию с летающими клапанами. Для этого в скважину периодически, с помощью обычной канатной техники, спускают, а затем поднимают клапанный разделитель комбигазлифта. Спуски-подъемы разделителя проводят с разными скоростями и на различные глубины. Во время спусков-подъемов измеряют дебит скважины, давление и температуру газа на устье. Такая технология испытаний скважины позволяет определить ее дебит и глубину установки трубного ограничителя хода летающего клапана с минимальными финансовыми и трудовыми затратами. После подъема разделителя с порцией жидкости к устью скважины давление и температура газа на устье увеличиваются. Пример результатов исследований, выполненных с использованием комбигазлифта на скважине Уренгойского месторождения, приведен на рис. 5.

 

Типичная проблема плунжерного лифта - разрушение оборудования в скважинах из-за больших скоростей движения и массы, несмотря на то что масса деталей летающего клапана в 5-10 раз меньше массы плунжера. Поэтому до настоящего времени в газовых скважинах плунжерный лифт известных конструкций не нашел широкого применения из-за отсутствия оборудования, способного длительное время работать без периодических остановок и ремонтов.

 

К началу 2000 г. оставались неразрешенными вопросы обеспечения длительной работоспособности, стойкости к ударам скважинного оборудования и летающих клапанов в газовых скважинах:

 

оборудованных лифтовыми колоннами из труб диаметром более 73 мм;

 

с давлениями на устье менее 1,0-1,5 МПа;

 

с уровнем жидкости над нижним амортизатором менее 10 м, удаляемой за один цикл подъема.

 

В 2000-2002 гг. созданы новые конструкции плунжеров (см. рис. 4, в) - скважинных челноков с использованием эластомерных материалов, длительное время не подверженных истирающему износу о внутреннюю поверхность труб, разрушению из-за ударов и не разрушающих скважинное оборудование. Такие конструкции можно использовать в газовых скважинах с лифтовыми колоннами любых диаметров. Новая технология подъема жидкости с использованием летающих клапанов (скважинных челноков) является логическим продолжением развития плунжерного лифта.

читать далее »
06.04.13 02:53 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГКМ В ПЕРИОД ДОБЫЧИ.

 

 

Сеноманская залежь Ямбургского газоконденсатного месторождения (ГКМ) с 2002 г. эксплуатируется в режиме падающей добычи. Для обеспечения проектных показателей разработки, качественной подготовки газа и магистральному транспорту и устойчивой работы промысловых систем необходимы комплексная реконструкция и техническое перевооружение части объектов, а также новые инженерные решения и подходы и экономической оценке эффективности инвестиций в реконструкцию и функционирование предприятия в период падающей добычи.

 

При освоении Ямбургского ГКМ (разрабатывается с 1986 г.) были приняты и реализованы организационные и технические решения, которые позволили наращивать добычу газа быстрыми темпами с оптимальными экономическими показателями. Многие научно-инженерные разработки до настоящего времени не имеют аналогов ни в отечественной, ни в зарубежной практике обустройства месторождений. На 01.06.02 г. по собственно Ямбургской площади сеномана отбор газа достиг 60 % утвержденных запасов. С 2002 г. в разработке залежи наступил период падающей добычи. Эксплуатация нижнемеловых газоконденсатных залежей характеризуется постепенным наращиванием отборов пластовой продукции. С целью частичной компенсации снижения отборов ведутся работы по освоению Анеръяхинской и Харвутинской площадей сеноманского комплекса, добыча газа на которых составит 35-40 млрд м куб./год.

 

Ограниченность финансирования обусловила существенную задержку ввода в эксплуатацию как первых, так и вторых очередей ДКС, станций охлаждения на ГКС и целого ряда производственных объектов, обеспечивающих стабильную и надежную эксплуатацию месторождения. Однако задержка ввода указанных мощностей не привела к снижению отборов газа, что обусловлено, в первую очередь, наличием определенного резерва пропускной способности головного участка системы МГ. При этом транспортировка газа по промысловым коллекторам и головному участку системы МГ велась при пониженных давлениях.

 

Период падающих отборов характеризуется ухудшением геологических условий разработки залежей, сложностями технологического характера в работе основных промысловых систем, выработкой нормативного ресурса основного оборудования и повышением эксплуатационных затрат. С учетом отсутствия реальных научно-инженерных разработок и рекомендаций по безболезненному вхождению в период падающей добычи газа рассмотрим отдельные аспекты повышения инвестиционной привлекательности и эффективности эксплуатации сеноманского и нижнемелового комплексов Ямбургского ГКМ, которые могут стать составной частью для подготовки концептуальной программы перспективного развития предприятия.

 

СЕНОМАНСКИЙ КОМПЛЕКС

 

Динамика показателей разработки сеноманской залежи при падающей добыче приведена ниже.

 

В течение 1999-2000 гг. ЮжНИИгипрогаз с участием ВНИИгаза, Ямбурггаздобычи и ЦКБН изучил техническое состояние и уточнил основные характеристики промысловых объектов, определив объемы работ по реконструкции. Для обеспечения надежной эксплуатации и качественной подготовки газа в проекте реконструкции предусматриваются:

 

* система телеметрии скважин;

 

* оптимизация режимов работы газосборной системы;

 

* реконструкция сепарационных массообменных секций абсорберов и регенераторов;

 

* реконструкция установок регенерации гликолей;

 

* установка емкостей-пробкоуловителей на входных коллекторах УКПГ;

 

* реконструкция первых очередей ДКС;

 

* внедрение современной системы автоматизации УКПГ и ДКС;

 

* замена части арматуры, насосного и теплообменного оборудования.

 

Следует отметить, что технические решения по обустройству месторождения в концептуальном плане учитывают весь период разработки сеноманской залежи с обеспечением отборов газа на уровне 92-93 % при давлении на устьях эксплуатационных скважин - 0,5-0,7 МПа. Однако неустойчивость параметров разработки и естественное старение основных фондов (в первую очередь, скважин, систем сбора газа, установок осушки газа) предопределяют постоянный поиск оптимальных и экономически приемлемых научно-инженерных решений.

 

В течение текущего года должны быть завершены испытания и приняты решения по установкам огневой регенерации. Реализованные на установках динамические методы нагрева гликолей в трубчатых печах, с учетом постоянного усовершенствования этой технологии с участием ВНИИгаза и ЦКБН, могут быть положены в основу нормального ряда типовых установок с целью постепенного исключения технологии паровой регенерации и, тем более, с жаротрубными испарителями, недостатки которых известны. В настоящее время на УКПГ-З проводится реконструкция незадействованной установки огневой регенерации метанола для очистки растворов гликолей методом ректификации при глубоком вакууме. С учетом проектной производительности около 2 м куб./ч в течение одного - двух летних месяцев может быть восстановлена стандартная характеристика технологических растворов осушителей всех УКПГ путем очистки их от легких, нелетучих и малолетучих примесей.

 

Промысловая система сбора газа. Отметим две главные особенности системы сбора газа сеноманских УКПГ, не имеющей по своим масштабам практических аналогов в мировой практике:

 

1) основная часть газопроводов-шлейфов выполнена из труб диаметром 500 мм с общей протяженностью около 700 км;

 

2) надземная прокладка теплоизолированных трубопроводов на низких опорах.

 

Схема подключения большей части кустов - лучевая (один шлейф от каждого куста).

 

Последние годы отмечены также технологическими осложнениями, при которых эксплуатация части трубопроводов характеризуется "задержкой" жидкости, в первую очередь, в пониженных участках, с последующим залповым выбросом жидкостных пробок в систему УКПГ. В проектах ДКС на тупиковых участках коллекторов пункта сепарации предусмотрены емкости-сборники для приема жидкости. Кроме того, в 2003-2004 гг. на всех УКПГ намечена установка сепараторов-пробкоуловителей непосредственно на газопроводах диаметром 1000 мм между узлами входа шлейфов и установкой сепарации газа.Это обеспечит надежную защиту системы УКПГ от залповых проскоков жидкости, более качественную сепарацию газа и снизит трудоемкость обслуживания.

 

Накопленная информация о тепловых и гидравлических режимах работы газосборной системы, полученная при обследовании промысловых объектов и в результате контрольных замеров службами Ямбурггаздобычи, позволяет сделать выводе постепенном повышении гидравлических потерь давления в газосборной системе с переходом отдельных шлейфов в область нерасчетных режимов. Это обусловлено совокупностью факторов, в том числе падением давления и увеличивающейся дифференциацией производительности отдельных скважин и шлейфов.

 

Как в отечественной, так и в зарубежной практике отсутствуют какие-либо нормативно-технологические рекомендации по определению минимальных рабочих скоростей, обеспечивающих относительно устойчивый вынос жидкости. При этом, как минимум, должны учитываться диаметр трубопровода, свойства и параметры газа и жидкости, рельеф трассы. Одним из первопроходцев практического решения этих проблем для конкретных условий был ведущий научный сотрудник ВНИИгаза В.М. Маслов (скоропостижно скончался в 1999 г.), который на промыслах Средней Азии и на Ямбургском ГКМ изучал режимы работы газопроводов, включая динамику накопления в них жидкости. Вместе с тем отметим уникальность условий, имеющихся на Ямбургском ГКМ для изучения указанной проблемы, учитывая надземную прокладку газопроводов диаметром от 200 до 700 мм в диапазоне давлений от 2-10 МПа. Необходимо привлечь ВНИИгаз и ТюменНИИгипрогаз к этой проблеме [1].

 

Определенные ЮжНИИгипрогазом расчетные параметры режимов работы шлейфов на основе имеющихся показателей разработки до 2025 г. в сопоставлении с данными (весьма оценочными) о минимальных скоростях выноса жидкости дают основание полагать, что в первую очередь на УКПГ-1 ,-4,-6 и-7 в ближайшие годы будет увеличиваться количество шлейфов, работающих с задержкой жидкости, что является сопутствующим фактором повышения гидравлических потерь давления, снижения производительности и в конечном счете самозадавливания части скважин.

 

Период падающей добычи, с учетом увеличивающейся дифференциации характеристик эксплуатационных скважин, выдвигает особые требования по оперативной широкомасштабной реализации систем телеметрии скважин (производительность, давление, температура) с автономными источниками питания и устройств для очистки полости шлейфов. Имеются все основания полагать, что в текущем году технические вопросы создания, промышленных испытаний, доработки и передачи проектантам документации по системе телеметрии будут решены в условиях Ямбурггаздобычи.

 

Реализованная на Ямбургском ГКМ система расположения эксплуатационных скважин в пределах изопахиты 50-м с концентрацией их в кустах, в основном из восьми и, частично, из шести и четырех скважин, позволила уменьшить капитальные вложения в обустройство, однако при этом снизились дренируемые запасы газа, что обусловило образование депрессивных воронок и осложнение условий эксплуатации скважин [2]. Действующий эксплуатационный фонд скважин занимает менее 40 % площади газоносности. На части скважин наблюдается разрушение призабойной зоны. Превышение давления периферийной зоны достигает 2,0-3,5 МПа. Ввод дополнительных скважин на слабодренируемых участках (изопахиты 30-40 м) благоприятно скажется на эксплуатации основного фонда скважин и в целом позволит оптимально регулировать процесс разработки. Наряду с приростом добычи газа, подключение этих скважин с повышенным давлением на устьях к действующим шлейфам улучшит теплогидравлические режимы эксплуатации и снизит эффект самозадавливания части действующих скважин.

 

Дожимные КС. Работа ДКС на период до 2012-2015 гг. будет характеризоваться постоянным повышением степени сжатия от 2-2,5 до 6-13, что предопределяет необходимость срочной и оперативной реконструкции первых очередей ДКС на УКПГ-1, -2, -3, -5 и -6, на которых установлены нагнетатели линейной модификации и "холодная" арматура, переход на трехступенчатое сжатие с 2008-2009 гг., а также предельно возможную загрузку компрессорных мощностей, как минимум, до 2008-2012 гг.

 

Отметим особую актуальность проведения реконструкции первых очередей ДКС не позднее 2004 г. с целью исключения недоподачи ощутимых объемов газа при остановке ДКС - для монтажа "горячей" арматуры в обвязке нагнетателей, АВО газа и другого оборудования. Задержка реконструкции на один год и более, при которой давление на входе УКПГ будет равным 2,0-1,5 МПа, обусловит работу КЦ-2 по схеме с последовательным подключением двух ступеней (3 + 3), при которой производительность одной УКПГ снижается на 30-40 % и, в зависимости от продолжительности проведения работ (оценочно 2-3 мес), недоподача газа может составить 1,5-2 млрд м куб.

 

Экспертные расчеты, проведенные на примере ДКС-5, показывают, что, при стоимости работ по 1 этапу реконструкции одной ДКС около 150 млн руб. в текущих ценах, задержка оптимального срока реконструкции на 1-1,5 года приведет к снижению чистой прибыли ОАО "Газпром" (после выплаты налогов всех видов) на 0,45-0,60 млрд руб. Замена линейных нагнетателей компрессорами дожимной модификации может проводиться на II этапе через 2-2,5 года при последовательном отключении каждого ГПА в работающем КЦ. В 2009-2010 гг. при снижении давления газа перед ДКС до 0,7-0,9 МПа потребуется переход на трехступенчатое сжатие (рис. 1).

 

Проектные решения по вторым очередям ДКС предусматривают возможность включения шести установленных агрегатов по схеме с последовательным подключением (3 + 3). На нижней (первой) ступени потребуется установка новых компрессоров, расходные характеристики которых в 2-2,5 раза больше.

 

НИЖНЕМЕЛОВОЙ КОМПЛЕКС

 

Добыча и система сбора газа газоконденсатных нижнемеловых залежей ведется на трех площадках (рис. 2). Промысловая подготовка газа и конденсата производится централизованно на УКПГ-1В. На площадках УППГ-2В и -3В производится сбор газа от кустов эксплуатационных скважин, подогрев для обеспечения безгидратного транспорта до УКПГ-1В и замер расхода. Промысловая подготовка газа и извлечение тяжелых углеводородов на УКПГ-1В осуществляются методом низкотемпературной абсорбции (НТА) с использованием конденсата из первичных сепараторов в качестве абсорбента, поступающего в низкотемпературный абсорбер. Для подготовки газа предусмотрено семь технологических линий единичной производительностью 10 млн м куб./сут.

 

В качестве источника искусственного холода (-30 шС) используются турбодетандерные агрегаты. Осушенный газ с УКПГ-1В поступает в промысловый коллектор (ПК) и смешивается с газом сеноманских УКПГ. Частично выветренный конденсат направляется на Уренгойский завод по стабилизации конденсата (УЗСК), где производится его деэтанизация ( совместно с конденсатом уренгойских и других залежей) и последующая транспортировка в г. Сургут.

 

Нижнемеловые отложения Ямбургского ГКМ характеризуются сложным геологическим строением. Геологические запасы газа составляют около 700 млрд м куб. Согласно имеющимся показателям разработки до 2005 г. добыча пластовой смеси составляет 15 млрд м куб./год. В настоящее время ведется пересчет запасов газа, конденсата и нефти, завершение которого планируется в текущем году. По оценке ТюменНИИгипрогаза действующим фондом скважин дренируется около половины запасов газа. Уменьшение действующего фонда в сравнении с проектными показателями (1998 г.) обусловливает работу скважин с повышенными дебитами, в результате чего темпы снижения устьевых давлений существенно больше положенных в основу проекта ДКС на УКПГ-1В [3].

 

Извлечение ценных компонентов. Массовая доля ценных компонентов, извлекаемых из пластовой смеси в нестабильный конденсат (на выходе УКПГ-1В), составляет,%: этан- 10-11; пропан+бутаны - 45-50; конденсат С5+в - 95-96.

 

Более глубокое извлечение этих компонентов можно рассматривать как важнейший резерв дальнейшего развития газохимии в ОАО "Газпром". Экспертные проработки показывают, что при добыче 15 млрд м куб./год пластовой смеси дополнительное извлечение ценных углеводородов может составить 725 тыс. т/год, в том числе этан - 330; пропан + бутаны - 340; конденсат С5+в - 55.

 

Необходимо отметить, что если содержание в добываемой пластовой смеси конденсатных фракций С5+в постоянно снижается (на 35 % до 2015 г.), то доля легких компонентов - этана, пропана и бутанов - практически остается неизменной в течение всего периода разработки.

 

Компримирование технологических потоков для реализации процесса может решаться за счет установки дополнительной ступени перед блоком НТА (три агрегата единичной мощностью 6 МВт) либо за счет использования имеющегося резерва компрессорных мощностей в КЦ-7 на КС Ямбургская с учетом возможности транспортировки газа от УКПГ-1В до КЦ-7 самостоятельным потоком.

 

Результаты выполненных проработок по технологии глубокого извлечения компонентов С5+в непосредственно на УКПГ-1В за счет строительства дополнительных производственных объектов могут стать основой для последующего выполнения предынвестиционных исследований. Такой концептуальный подход к вопросам глубокого извлечения ценных компонентов более целесообразен и экономичен в сравнении с имеющимися альтернативными предложениями транспортировки товарного газа нижнемеловых залежей Ямбургского ГКМ и других месторождений по отдельному газопроводу для создания нового производства.

 

Эффективность извлечения этана и других ценных компонентов может стать особо весомой при использовании этана на Уренгойском химическом комплексе либо в непосредственной близости [4]. Вопросы получения и отправки потребителям товарных продуктов (пропан, бутан либо их смеси, а также ШФЛУ и стабильный конденсат) могут решаться в нескольких направлениях: 1) речной порт Ямбург или рейдовый причал на мысе Парусный; 2) отправка деметанизированного конденсата на Уренгой; 3) сочетание направлений 1 и 2. Вопросы транспортировки жидких продуктов целесообразно рассматривать с учетом других месторождений региона. Постановка указанных вопросов включает целый ряд составляющих, которые могут решаться только с привлечением специализированных организаций (маркетинговые исследования, хранение товарной продукции, режимы транспортировки водным транспортом, проблемы экологии).

 

Оценочные расчеты показывают высокую эффективность процесса глубокого извлечения ценных компонентов из пластовой смеси непосредственно на УКПГ-1В.

 

Капитальные вложения в строительство объектов на УКПГ-1В составят 900-950 млн руб. в текущих ценах, дополнительные затраты (метанол, электроэнергия, персонал, капитальный ремонт, налоги) - около 60 млн руб/год. Реализация полученной продукции учтена по ценам, руб/т: этан - 2600; пропан + бутаны - 3400. Это позволит выручить 2200 млн руб/год. С учетом затрат на производство, налога на прибыль и альтернативных издержек денежные потоки возрастут на 450 млн руб/год. Таким образом, окупаемость данного решения -около двух лет, а ВНД достигает 50 %.

 

Более детальное исследование можно провести после утверждения показателей проекта разработки на весь период эксплуатации и решения вопросов использования этана в Надым-Пур-Тазовском регионе.

 

Совершенствование подходов к выполнению проектов. В заключение отметим ряд вопросов методического характера, связанных с функционированием объектов на всех этапах разработки месторождений. В отраслевой литературе уже признана ошибочность раздельного подхода к проектированию разработки и обустройства. Одним из первых по важности показателей, влияющих на реализацию нефтегазовых проектов на любой стадии эксплуатации, является величина капитальных вложений. Капитальные вложения в реконструкцию Медвежьего и Ямбургского месторождений, представленные в проектах разработки, занижены, вследствие чего последующее проектирование обустройства месторождений концептуально отличается от рекомендуемых решений. В проектах разработки на поздней стадии эксплуатации практически не рассматриваются варианты с различными сроками и уровнями отборов, не обосновывается давление забрасывания [5].

 

Необходимо также проводить сопоставление с так называемым нулевым вариантом ("ничего не делать"). В этом случае предполагается осуществление минимально возможных затрат, направленных в основном на выполнение обязательных работ, связанных с безопасностью производства и экологическими мероприятиями. При этом необходимо рассматривать, как минимум, два варианта разработки - нулевой и предлагаемый. В некоторых случаях базовый и нулевой варианты могут совпадать. Экономическая эффективность инвестиций определяется лишь для той части средств, которая превышает затраты по нулевому варианту, но и доходную составляющую формирует лишь та часть товарной продукции, которая превышает добычу в нулевом варианте.

 

Вопросы ценообразования оказывают на принятие решения об осуществлении того или иного варианта не меньшее влияние, чем капитальные вложения. Различные подходы в этом вопросе, с учетом многоступенчатой реализации газа, принятой ОАО "Газпром", могут привести к искажению результатов.

 

Таким образом, для поиска путей оптимального функционирования промысла, на наш взгляд, необходима (на всех этапах проектирования) реализация единого подхода, который выражается в комплексном рассмотрении разработки - обустройства - экономического окружения.

читать далее »
 «[1][2][3][4][5][6][7][8][9][10][..]» 
« Список меток

 

  • Узнавать новости по rss

    Подписаться Подписаться на новости
  • Дополнительно о других моторных топливах

    Поиск


    Ключи

    Ваше мнение!

    Защита газопроводов откоррозии

    Какая защита от коррозии газопроводов эффективнее

    активная
    пассивная


    Результаты опроса

    Статистика

    fuel-gas.ru