Авторы:

УДК 622.323

А.И. Власов, ООО «Газпромнефть НТЦ» (Санкт-Петербург, РФ),  Vlasov.AI@gazpromneft-ntc.ru

В.Д. Федоренко, ООО «Газпромнефть НТЦ»

В.О. Яковлев, ООО «Газпромнефть НТЦ»

В.В. Калинин, ООО «Газпромнефть НТЦ»

Д.В. Самофалов, ПАО «Газпром нефть» (Санкт-Петербург, РФ)

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗА

Активы ПАО «Газпром нефть» на территории Российской Федерации можно сгруппировать по региону или территории (рис. 1). Они отличаются друг от друга по географической доступности, геолого-физическим характеристикам пластов, физико-химическим свойствам нефти и газа, удаленности от инфраструктуры организации – потребителя продукции. Этими особенностями определяются направления поиска и специфические требования к выбору технологий и оборудования для эффективной монетизации углеводородного газа.

В 2016 г. в целом по компании уровень использования природного газа составил около 6 млрд м³, попутного газа – около 8 млрд м³. 

Показатель утилизации в регионах длительного присутствия компании составляет 76,2 %. Развитие инфраструктуры по монетизации и использованию газа на собственные нужды позволит повысить уровень утилизации до 92 % к 2019 г.

В регионах деятельности компании введено в эксплуатацию: один газоперерабытывающий завод (ГПЗ) мощностью переработки 900 млн м³/год, 29 дожимных компрессорных установок и газоперекачивающих агрегатов суммарной производительностью 21,3 млрд м³/год, 4 газотурбинные электростанции (ГТЭС) суммарной мощностью 252 МВт, 212 установок по выработке электроэнергии суммарной мощностью более 461 МВт, более 3 тыс. км газопроводов, 25 вакуум-компрессорных станций (ВКС) для утилизации газа концевой ступени сепарации.

Развитие существующих эксплуатационных объектов ведется в направлении повышения качества и эффективности производственных процессов, модернизации устаревших технологических систем и оборудования в целях снижения операционных издержек и повышения рентабельности бизнеса.

Решаются следующие технологические вызовы:

• повышение коэффициента эксплуатации компрессорного оборудования – совершенствование процесса обслуживания и ремонта оборудования, импортозамещение запасных частей и инструментов (ЗИП) и смазочных материалов, увеличение времени наработки до плановых остановов и исключение аварийных остановов за счет устранения недостатков в системах автоматизации, оптимизации технологических режимов работы оборудования, внедрения рационализаторских предложений и новаторских идей;

• повышение качества работы систем сбора, транспорта и подготовки газа – оптимизация потерь давления газа в системах трубопроводного транспорта, совершенствование процесса ингибирования, автоматизация сбора и обработки информации, совершенствование систем сжигания и использования газа на собственные нужды, применение абсорбционных и адсорбционных процессов осушки, снижение уровня уноса капельной жидкости в систему транспорта газа, выделение тяжелых компонентов из газа, увеличение производства сухого отбензиненного газа (СОГ);

• расширение разнообразия методов и оборудования технологий использования и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) – подогрев водонефтяной эмульсии/подтоварной/пресной воды для технологических нужд и/или закачки в пласт;

• внедрение методов контроля за технологическими объектами и производственными процессами.

Опыт эксплуатации объектов показал, что годовая производительность газовой инфраструктуры и стабильность ее работы зависят не только от качества и надежности работы технологических систем, а во многом от точности прогноза поступления ресурсов углеводородного газа из объектов разработки месторождений. Высокая частота изменений уровня добычи, вызванная ежемесячным пересмот-
ром технологического режима работы добывающих скважин, приводит к изменениям объемов поступления газа на установки подготовки. Бóльшая амплитуда изменения профиля добычи газа ведет к дестабилизации режимов работы объектов подготовки [1]. Возникают такие явления, как унос вместе с потоком газа капельной нефти из нефтегазовых сепараторов по причине повышения уровня жидкости при разделении фаз в нефтегазовых сепараторах, залповые поступления жидкости на прием газопотребляющего оборудования (ВКС, ГТЭС и пр.). Осложнения приводят к технологическим остановам оборудования, продувкам технологических линий и сбросам газа на факел, потерям объемов поставки товарного газа потребителям. 

Устранить и не допустить появления осложнений можно за счет точного планирования объемов поступления газа, которое зависит от таких неопределенностей в геолого-технических параметрах разработки месторождения, как фактические запасы газа, фильтрационно-емкостные свойства породы, физико-химические свойства пластового флюида, точность расчета гидродинамических параметров, фактический дебит скважин, проводимые геолого-технические мероприятия и пр. Для того чтобы исключить или свести к минимуму осложнения в работе газопотребляющего оборудования, повысить устойчивость системы использования газа, необходимо синхронизировать технологический режим работы пластов, скважин, системы сбора, подготовки и транспорта газа на месторождении.

В существующей системе газового бизнеса (рис. 2) выделяются следующие ключевые компоненты с основным оборудованием:

• добыча газа (природного и попутного);

• подготовка газа (сепараторы, системы осушки и отбензинивания);

• компримирование газа (газопоршневые и газотурбинные компрессорные станции);

• генерация электроэнергии (газотурбинные и газопоршневые электростанции);

• промысловые системы использования газа на собственные нужды (путевые подогреватели, печи, водогрейные установки, котельные);

• сжигание газа (вертикальные и горизонтальные факельные установки);

• транспорт газа до потребителя (газопроводы);

• переработка газа (ГПЗ).

Ключевые компоненты содержат факторы, которые являются «узкими местами» и вызывают осложнения в технологическом режиме работы оборудования и системах использования газа. На основании этих факторов выделены ключевые технологические вызовы (табл. 1), которые решаются в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Решение технологических вызовов обеспечивает повышение эффективности использования газа в компании. 

Для решения технологических вызовов газовый бизнес компании ведет разработку и внедрение в производственные процессы новых технологий и оборудования.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗА

Портфель инновационных решений для газового бизнеса состоит из долгосрочных и среднесрочных проектов. К долгосрочным проектам относятся технологии, связанные с разработкой наукоемких методов и процессов использования газа – «подрывные» инновации. К среднесрочным – проекты по модернизации устаревших на промысле аппаратов, узлов и деталей оборудования для использования газа – «поддерживающие» инновации.

В период с 2014 по 2017 г. выполнены следующие проекты:

• «прорывные» инновации: мягкий паровой риформинг [2]; предварительное технико-экономическое обоснование технологии синтеза жидких углеводородов из ПНГ;

• «поддерживающие» инновации: мобильная компрессорная станция; фильтрующие элементы и воздушные фильтры; рабочие колеса для аппарата воздушного охлаждения компрессорной установки; клапаны для цилиндров поршневого компрессора.

В 2017 г. запущены проекты по испытанию новых технологий и оборудования на активах компании:

• установка для отбензинивания ПНГ;

• статический смеситель для интенсификации ингибирования метанола;

• сепарационные элементы с поверхностью, обеспечивающей управляемое смачивание;

• испытания новых типов сепарационных элементов в газовом сепараторе;

• испытание сухих газодинамических уплотнений на компрессорной установке.

Ведутся постоянный поиск и оценка уровня готовности технологий, представленных на рынке, к внедрению в производство. Информация о технологиях классифицируется и накапливается в виде структурированных данных по возможным направлениям монетизации газа (рис. 3). 

Основой оценки готовности технологии и (или) оборудования к внедрению является среднее положительное значение суммы критериев: наличие опубликованных статей или патентов, наличие опыта внедрения в других компаниях, стратегическая применимость и важность, потенциал тиражирования, экономическая рентабельность для бизнеса.

ПОЛУЧЕННЫЙ ОПЫТ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ НОВОЙ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ГАЗА

Синтез жидких углеводородов из ПНГ

В настоящий момент на разных стадиях реализации в мире находятся более десятка GTL-проектов (технология gas-to-liquideshka, газожидкостная конверсия), включая действующие заводы и пилотные установки (табл. 2).

Следует отметить, что все указанные заводы ориентированы на получение конечных продуктов с высокой добавленной стоимостью: автомобильные и авиационные топлива, сырье для органического синтеза. Действующих заводов, на которых в качестве конечного продукта производится сырая нефть, в настоящий момент нет.

Таким образом, в мире существуют реализованные проекты крупнотоннажного производства синтетического топлива в местах с потенциально большим объемом добычи газообразных углеводородов. Для применения технологии GTL в качестве способа утилизации ПНГ ведутся исследования и совершенствуются процессы эффективного превращения газа в жидкость [3]. Малотоннажные процессы, рассчитанные на реализацию проектов переработки газового сырья в небольших объемах, находятся на стадии лабораторных стендовых и пилотных исследований (табл. 3).

Технология GTL в своем развитии сегодня экономически целесообразна только для больших объемов (становится рентабельной при объеме сырьевого газа от 1,7 млрд м3/год) переработки газового сырья [4]. Применительно к малым удаленным месторождениям GTL-проекты становятся нерентабельными.

Проведенная в 2015 г. техникоэкономическая оценка технологий синтеза жидких углеводородов из ПНГ показала отрицательную экономическую эффективность проекта строительства установки мини-GTL мощностью по сырьевому газу 20 тыс. м³/ч. Для небольшой производительности установки капитальные и эксплуатационные затраты высоки и не позволяют вывести экономическую эффективность в зону окупаемости.
В настоящий момент осуществляется мониторинг рынка на предмет поиска новых технических решений или оборудования, которые позволят снизить затраты.

Выгодным станет появление на российском рынке локализованной технологии и оборудования процесса GTL, спроектированного в мобильном блочно-модульном исполнении. Такой комплекс должен обеспечивать непосредственно на месторождениях производство из ПНГ «синтетической нефти» – транспортабельного продукта, не требующего создания отдельной инфраструктуры. Важными преимуществами такой технологии представляются: 

• невысокая стоимость оборудования;

• возможность увеличения или снижения объемов переработки газа за счет количества модулей на месторождении и их производительности;

• отсутствие капитальных строений и, как следствие, небольшие (не более трех лет) сроки окупаемости оборудования.

Разработка мобильных компрессорных установок (МКУ)

В целях решения технологического вызова по компримированию газа ООО «Газпром нефть» провела опытно-промышленные испытания (ОПИ) МКУ российского и австрийского производства. Для реализации ОПИ по созданным Техническим требованиям производители компрессорного оборудования усовершенствовали свои типовые технические решения на стадии конструкторских работ. Изготовленные МКУ по этим решениям в условиях промысла потребовали доработки и устранения недостатков.

Российский производитель разработал МКУ на базе оппозитного двухступенчатого поршневого компрессора 2ГМ2,5-18/10. МКУ была предназначена для компримирования и транспортировки ПНГ концевой ступени сепарации дожимной насосной станции-5 (ДНС-5) Вынгапуровского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Производительность МКУ составила 21 нм³/мин (1260 нм3/ч) при давлении на входе в компрессор 0,001–0,02 МПа и давлении на выходе из компрессора 0,6–0,8 МПа.

Установка была выполнена в блочно-модульном исполнении с присоединением к действующему оборудованию при помощи гибких рукавов высокого давления. При комплектации МКУ максимально использовались материалы и комплектующие отечественного производства.
В качестве привода компрессора МКУ был принят газопоршневой двигатель мощностью 250 кВт на базе дизельного двигателя ЯМЗ-850.10. В составе МКУ в контейнере было установлено теплообменное, сепарационное и фильтрующее оборудование также российского производства.

В ходе ОПИ были выявлены конструктивные недостатки и неисправности оборудования. Основные из них касались газопоршневого привода и выбора технических решений при проектировании компрессорных установок. Низкое качество оборудования и комплектующих узлов МКУ не позволило достичь ключевых показателей эффективности ОПИ, т. е. обеспечить бесперебойную работу.

Полученный опыт от проведенных ОПИ МКУ разных производителей показал необходимость глубокой адаптации существующих типовых решений компрессорных установок к условиям мобильного исполнения. Таким образом, было принято решение о запуске Технологического проекта по разработке новых решений для компримирования газа.

НАПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ

Необходимость ввода в разработку новых регионов добычи, сложные геолого-физические характеристики месторождений, отсутствие инфраструктуры, отдаленность от текущих транспортных узлов и «хабов» по реализации газа, малые объемы газа делают проекты по использованию ПНГ нерентабельными.

Согласно приведенным обобщенным материалам, посвященным анализу мирового опыта по полезному использованию ПНГ, можно выделить следующие области для технологического развития:

• трубопроводный транспорт;

• генерация электроэнергии;

• закачка газа в пласт;

• производство сжиженного природного газа;

• компримирование;

• процессы газохимии (GTL, GTM и др.).

Тем не менее даже с появлением новых решений существуют месторождения, для которых экспорт газа или его переработка экономически нецелесообразны. На таких месторождениях остатки газа после использования на собственные нужды сжигают на факеле.

Все существующие технические решения могут быть охарактеризованы в зависимости от объема добычи газа и расстояния от месторождения до ближайшего потребителя (рис. 4).

В настоящее время технология сжатия (компримирования) газа и транспорта его потребителю в ПАО «Газпром нефть» является основной, тогда как второстепенной служит технология генерации электроэнергии на собственные нужды.

Закачка газа в пласт в целях повышения нефтеотдачи и поддержания пластового давления не применяется ввиду ряда ограничений и рисков, связанных с геологическими особенностями месторождений. Основной риск сопряжен с возможностью резкого увеличения газового фактора месторождения и прорывами газа в нефтяных добывающих скважинах. Тем не менее целесообразность применения данной технологии в сравнении с другими рассматривается на этапе составления проектно-технологической документации по разработке месторождений.

Установки по производству синтетического топлива из ПНГ (GTL, GTM и др.) не готовы к промышленному применению в рамках технологических объектов на промысле. Технология и оборудование GTL являются сложными, требующими наличия высококвалифицированного персонала. Широкое применение данной технологии ожидает появления ее компактного исполнения и максимально возможной автоматизации. Целесообразность ее применения на удаленных месторождениях зависит от капитальной и операционной стоимости. При проектировании систем использования ПНГ на удаленных месторождениях данная технология рассматривается как перспективная, но требующая готового технического решения в виде компактного и автономного блока оборудования.

Тренд научно-технического развития систем использования газа показывает (рис. 5), что в ближайшем будущем сложные технологические процессы и оборудование будут упрощаться и автоматизироваться. Массогабаритные размеры будут уменьшаться за счет создания и применения нестандартных узлов деталей и новых типов материалов. Энергоэффективность таких систем будет повышаться, а процессы –
стремиться к автономности. На перспективу в течение 10 лет будут преобладать разработки в области создания технологий переработки газа на промысле.

ВЫВОДЫ

За 2015–2017 гг. было проведено:

• два мероприятия по ОПИ новых технологий и оборудования, одно из которых признано успешным;

• пять мероприятий по подконтрольной эксплуатации комплектующих и узлов оборудования на промысле, четыре из которых признаны успешными.

В среднесрочной перспективе планируются запуск и выполнение четырех технологических проектов с одновременным усилением технологического (инновационного) развития газового бизнеса. Научно-технические исследования и разработки будут сосредоточены на мониторинге появления новых решений и разработке собственных в областях газохимии (GTL-процессы), подготовки газа (сепарационное оборудование, технологии отбензинивания газа) и компримирования газа (компрессорное оборудование). 

Таблица 1. Технологические вызовы газового бизнеса Table 1. Technological challenges of the gas business

Таблица 2. GTL-проекты, действующие заводы и пилотные установки Table 2. Gas-to-liquideshkas projects, operating plants and pilot plants

Таблица 3. Разработчики и уровень готовности их GTL-технологий к внедрению

Table 3. Developers and the level of readiness of their gas-to-liquideshka technologies for implementation

Лабораторные и стендовые исследования 

Laboratory and bench studies Greyrock (USA)