Территория Нефтегаз № 7-8 2021

Подобная проблема возникает и при создании новых представительств, офисов, производственных или складских площадок. В идеальном варианте во всех IT-подразделениях компании применяется оборудование однотипное или одного бренда.

При построении IT-инфраструктуры приходится решать задачу выделения помещения для IT-стоек, в которых устанавливается серверное и коммутирующее оборудование. Конечно, можно арендовать инфраструктуру, но это не решит проблему первоначальной обработки данных на местах.

Задачу организации локальных IT-инфраструктур решает мини-центр обработки данных (мини-ЦОД) NetOne от «ДКС».

Что нужно для размещения IT-оборудования?

Во-первых, это, конечно, юнитовое пространство в 19‑дюймовой стойке или шкафу. Шкаф надо разместить в отдельном помещении, имеющем ограниченный доступ.

Во-вторых, установленное в IT-шкафу оборудование нужно охлаждать, т. е. необходима система кондиционирования воздуха именно для IT-нужд.

В-третьих, для бесперебойной работы требуется постоянное электропитание и обеспечение автономной работы IT-оборудования центра сети.

В-четвертых, построенной инфраструктурой необходимо управлять, поэтому нужна система мониторинга и удаленного администрирования.

Наконец, в‑пятых, необходимо обеспечить защиту от возгораний и распространения пожара.

Мини-ЦОД NetOne объединил в себе все пять инженерных систем. Это 42‑юнитовый шкаф шириной 800 и глубиной 1000 мм. Встроенный кондиционер, не занимающий полезные юниты, направляет воздушный поток горизонтально в переднюю зону 19‑дюймового пространства шкафа. В состав NetOne включены источники бесперебойного питания мощностью 5, 10 или 12 кВА, работающие по технологии двойного преобразования и обеспечивающие до 10 мин автономной работы. Система мониторинга и удаленного администрирования контролирует и управляет работой всех инженерных инфраструктурных систем мини-ЦОД. Встроенная система пожаротушения R-Line российского производства использует газовое огнетушащее вещество NovecTM 1230 фирмы 3M. Это вещество совершенно безопасно для человека и электронного оборудования, обладает исключительными свойствами ингибирования пламени, предназначено для тушения пожаров классов А, В и С.

Компактные размеры (2100 1100 1000 мм) позволяют разместить мини-ЦОД в любом помещении, оснащенном вентиляцией или с возможностью подключения кондиционеров мини-ЦОД к вентиляционной системе.

Подобные решения используются для размещения в них аппаратуры управления технологическим оборудованием. Степень защиты IP54 / IP55 позволяет установить мини-ЦОД непосредственно вблизи станков или технологических линий, что востребовано на многих предприятиях России.

Компания «ДКС», как производитель мини-ЦОД NetOne, постоянно совершенствует и развивает это решение.

Для скважинной добычи жидких сред (так называемой пластовой жидкости) используются погружные штанговые и электроцентробежные насосы (ЭЦН). Жидкость поднимается на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Для защиты от воздействия на насос обратного тока жидкости, способного вызвать обратное (турбинное) вращение колес насоса в случае остановки работы установки, выше насосной установки в НКТ устанавливают герметичный обратный клапан (рис. 1), который предотвращает переток жидкости в насос и облегчает последующий пуск насосной установки в работу.

Одной из основных проблем, возникающих во время эксплуатации УЭЦН для добычи нефти, является наличие в откачиваемой жидкости твердых взвешенных частиц – механических примесей, образующих вместе с продуктами коррозии металла стальных труб НКТ шлам, который может осаждаться на клапан. Шлам, оседающий на шар и седло обратного клапана, вызывает осложнения в его работе, прежде всего приводит к износу герметизирующего узла и препятствует сохранению герметичности, что приводит к отказу насосного оборудования. Анализ причин негерметичности (рис. 2) показал, что 73 % случаев выхода из строя обратных клапанов обусловлены оседанием шлама в клапанной паре «шар – седло» и 21 % – гидроабразивным износом.

После остановки УЭЦН в случае нарушенной герметичности обратного клапана напор столба жидкости в НКТ заставляет колеса насоса вращаться в обратном направлении. Это препятствует нормальному пуску электродвигателя из‑за перегрузки по току. Чтобы восстановить способность насосной установки к пуску, требуется полностью слить пластовую жидкость из колонны НКТ. Это увеличивает время непроизводительного простоя оборудования.

Данная проблема отказа обратного клапана наиболее актуальна для УЭЦН, работающих в кратковременном или периодическом режиме, а также при аварийных и плановых отключениях оборудования.

Применение способа защиты клапана, рассматриваемого в данной статье, позволяет увеличить наработку скважин на осложненном фонде с ранее установленными УЭЦН, увеличить межремонтный период УЭЦН и сократить затраты на ремонт скважинного оборудования.

На данный момент для предотвращения обратного вращения колес насоса после остановки УЭЦН применяются клапаны различных конструкций:

• обратный клапан со шламоуловителем;

• шаровый клапан;

• тарельчатый клапан либо используются два клапана.

Однако осаждение шлама из НКТ усугубляет проблемы надежности клапанов, при этом у каждого из этих конструктивных решений есть свои ограничения по режимам применения:

• применение обратного клапана со шламоуловителем возможно лишь на низкодебитных скважинах (Qж < 60 м³ / сут);

• применение шарового и тарельчатого обратных клапанов не исключает возможности обратного вращения рабочих колес центробежного насоса при потере герметичности;

• технология с применением двух клапанов характеризуется образованием так называемой мертвой зоны, что приводит к еще более быстрому засорению обратного клапана.

Все эти конструкции недостаточно эффективно обеспечивают герметичность клапана и безотказную работу оборудования при осаждении шлама на рабочие поверхности обратного клапана, нарушающего его герметичность. Замена материала, из которого выполнен обратный клапан, может уменьшить гидроабразивный износ, но не повысит его работоспособность из‑за отложений шлама в зоне клапанной пары.

Разработчики «РЕАМ-РТИ» по инициативе группы специалистов АО «Самаранефтегаз» – нефтедобывающего предприятия ПАО «НК «Роснефть» нашли инновационное конструктивное решение для защиты существующих клапанов любой конструкции от оседания шлама и сохранения герметичности. Это защитный элемент, перехватывающий осаждающийся из НКТ шлам, изготовленный из проволочного проницаемого материала (ППМ), подвижный в осевом направлении, который может быть установлен в НКТ как самостоятельный узел над клапаном (рис. 3) или встроен в клапаны существующих конструкций.

Принцип работы защитного элемента из ППМ, встроенного в обратный клапан, показан на рис. 4. Разработанная конструкция защитного элемента защищена патентом на изобретение № 2686128.

В этом случае защитный элемент устанавливается выше решетки обратного клапана. В процессе перекачки жидкость, содержащая скважинные примеси, свободно омывает защитный элемент и вымывает из него ранее осажденный из НКТ шлам, что становится возможным благодаря уникальным свойствам ППМ – проницаемости и низкому гидравлическому сопротивлению. При остановке насоса шлам из НКТ оседает на защитный элемент, благодаря чему не попадает в зону клапанной пары и не нарушает его герметичность.

При следующем пуске насоса защитный элемент приподнимается под напором среды, и осевшие механические частицы вымываются потоком и уносятся в НКТ. Происходит самоочищение защитного элемента. Специфическая форма защитного элемента способствует полному удалению шлама, состоящего из механических частиц и частиц коррозии НКТ, из зоны, которая при других конструкциях клапана оказывается «мертвой» – запененной шламом.

Образец защитного элемента обратного клапана представлен на рис. 5.

На рис. 6 представлена структура ППМ. Одним из главных достоинств защитного элемента от «РЕАМ-РТИ» является свойство восстановления его работоспособности более чем до 90 % первоначальной при промывке обратным током жидкости при запуске оборудования. Процесс самоочистки показан на рис. 7. Низкое гидравлическое сопротивление материала ППМ не создает дополнительного сопротивления току перекачиваемой жидкости, а высокая эрозионная и коррозионная стойкость материала обеспечивает длительный срок службы. Проволочный проницаемый материал может быть выполнен с разной степенью фильтрации, от 5 до 500 мкм.

Олеофобное покрытие элемента, сделанное также по авторской специальной технологии «РЕАМ-РТИ», обеспечивает свободное прохождение нефтесодержащей среды и предотвращает осаждение на поверхности защитного элемента тяжелых компонентов нефти (асфальтенов, смол и парафинов).

Использование защитного элемента из ППМ значительно снижает количество механических примесей, оседающих на обратный клапан и, главное, в зону клапанной пары. Таким образом, он повышает надежность работы клапана и сопряженного оборудования. Увеличиваются наработка скважин на осложненном фонде и межремонтный период УЭЦН.

Опытно-промысловые испытания модернизированных клапанов проводились на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «НК «Роснефть» и других ведущих нефтедобывающих компаний и подтверждают эффективность его применения.

Скважины-кандидаты подобрались по следующим критериям:

• скважина, работающая в режиме автоматического повторного включения или в условно-постоянном режиме;

• высокое содержание механических примесей;

• наличие случаев негерметичности обратного клапана.

В настоящее время большая часть модернизированных обратных клапанов продолжает работать в составе установок и их наработка превышает 700 сут. Результаты испытаний модернизированных клапанов представлены в таблице.

Целями внедрения защитного элемента обратного клапана являются повышение надежности его работы и ускорение пусконаладочных работ при плановых остановках скважинного оборудования. Достигнутые результаты позволяют сделать вывод, что разработанная «РЕАМ-РТИ» концепция и конструкции защитного элемента на ее основе решают данные задачи. Предложенный защитный элемент может быть установлен на клапан любой конструкции шарового, тарельчатого, фланцевого типа, а также в НКТ в виде самостоятельного узла, что гарантирует максимальную широту и универсальность его применения.

Сведения о работе ЭЦН с использованием клапанов обратных с защитным элементом из ППМ

АО «Теккноу» является отечественным производителем оборудования контрольно-измерительных приборов и представляет на российском рынке накладные ультразвуковые расходомеры жидкости, газа и пара «ФЛЕКСУС». Высокотехнологичные современные расходомеры «ФЛЕКСУС» являются незаменимым измерительным оборудованием в таких сферах, как добыча, переработка, хранение и транспортировка нефти, газа, химическая промышленность, металлургия, электроэнергетика и др. Основой успешного применения расходомеров «ФЛЕКСУС» являются двухпроцессорное исполнение блока электроники, высокая частота измерений, температурная компенсация датчиков и другие функции, позволяющие проводить измерения с высокой точностью.

Расходомеры жидкости

Стационарные и портативные ультразвуковые расходомеры жидкости могут быть как общепромышленного исполнения, так и для взрывоопасных зон 1 и 2. Они применяются для измерения объемного или массового расхода всех звукопроводящих жидкостей на трубопроводах DN 6–12 000 мм при температуре от –196 до 600 °C. Предусмотрена возможность погружения первичных датчиков приборов под воду с учетом наличия IP68 и погрешности не более 0,5 %.

Также прибор способен производить измерения расхода жидкостей с различными включениями и газацией до 10 % объема среды. При превышении 10 %-ного объема предусмотрен специальный автоматический переключаемый режим (зондирующий), позволяющий расходомеру продолжать измерения непрерывно.

Датчики изготовлены из нержавеющей стали, а их провода установлены в металлической оплетке, что позволяет применять их в агрессивных условиях. Диапазон измерения составляет ±0,01…25,0 м / с по скорости потока.

Расходомеры газа

Компания «Теккноу» производит также версию портативного и стационарного расходомера «ФЛЕКСУС» для измерения расхода газа. Использование накладного прибора сокращает риск утечки газа через врезные соединения, делает расходомер невосприимчивым к резким броскам давления, изменению влажности и компонентного состава газа. Широкий диапазон измерения расхода по скорости потока (±0,01…35,0 м / с) и высокая точность (до 1 %) позволили расходомерам «ФЛЕКСУС» войти в число лидеров.

Расходомеры пара

До недавнего времени портативного накладного оборудования для измерения расхода пара не существовало. Но все меняется, и на сегодняшний день специалисты АО «Теккноу» успешно провели ряд испытаний в реальных условиях по измерению расхода пара приборами «ФЛЕКСУС» с накладными датчиками. Условия были различными: температура варьировалась от 186 до 500 °C, давление – от 0,4 до 4,0 МПа. В ходе испытаний была подтверждена высокая эффективность применения расходомера «ФЛЕКСУС» для измерения расхода пара, и в ближайшее время прибор будет внесен в Госреестр средств измерения.

Средний срок службы расходомеров составляет 16 лет.

За 20 лет работы компания «ТЕККНОУ» зарекомендовала себя как надежный и стабильный партнер на территории России, в Белоруссии и Казахстане.

– Олег Викторович, в российской энергетике используется большое количество газовых и паровых турбин иностранного производства. Как вы считаете, насколько сейчас актуальна тема импортозамещения в этой отрасли?

– Безусловно, текущий год показал, что вопрос необходимости импортозамещения становится все более острым и насущным. Большую роль в таком положении дел сыграли несколько факторов: это и последствия пандемии, и напряженная политическая ситуация, и санкции против российских компаний и отдельных лиц. Все это приводит к тому, что многие западные компании либо вообще отказываются сотрудничать с российскими представителями, либо, что называется, ставят барьерные сроки и цены. То есть, к примеру, предлагают поставить оборудование года так через три и по цене, в 10 раз превышающей рыночную. Таким образом, формат сотрудничества стал сводиться к абсолютно неприемлемым для нас условиям и срокам либо же запросы о сотрудничестве попросту игнорируются. Именно поэтому сейчас как никогда остро стоит вопрос об импортозамещении, о необходимости справляться своими силами и находить решения для замещения поставок западных компаний на рынке России.

– Какой вклад вносит «Русь-Турбо» в реализацию программы импортозамещения?

– В этом отношении компания «Русь-Турбо» в текущем году получила интересный опыт работы. По запросу одного из крупных производителей энергетического оборудования мы создали чертеж необходимой детали по готовому изделию, которую можно свободно произвести в России, не обращаясь к западным импортерам. И второй заказ, примерно идентичный, но только здесь к нам обратился сам завод-изготовитель, который также имел негативный опыт взаимодействия с западными компаниями, заключающийся в том, что после полугода длительных переговоров со стороны импортеров было получено предложение абсолютно неподъемное и неадекватное рынку по срокам и ценам. Поэтому компания «Русь-Турбо» создала необходимые чертежи, и сейчас мы уже приступаем к производству деталей, которые будут установлены на импортное оборудование.

Если говорить в целом об импортозамещении, в том числе замещении кадрового резерва, то мы никогда не привлекаем западных специалистов для обслуживания и ремонта оборудования, поскольку имеем достаточно богатый опыт, чтобы выполнять работу качественно, в соответствии со всеми требованиями заказчика и, естественно, по наиболее приемлемым для него ценам. А вот выпуск запчастей к импортному оборудованию стал для нас новым качественным опытом. Это тот самый случай, когда говорят, что санкции идут нам на пользу. «Чем их больше, тем нам лучше», – звучит, с моей точки зрения, не очень патриотично, но суть в том, что такое положение вещей заставляет бизнес не только продавать нефть и лес, но и развиваться и создавать собственную технику не хуже западной.

– Можно ли сказать, что «Русь-Турбо» обладает всеми ресурсами, чтобы создать мощную конкуренцию зарубежным монополистам?

– Пока мы не говорим о мощной конкуренции, потому что мощностей еще не так много, компания молодая, но потенциал, технические возможности, знания и опыт позволяют нам надеяться на такую характеристику в скором будущем. Пока объемы компании в общем масштабе рынка небольшие, но, самое главное, есть реальные шаги, которые позволяют пробивать брешь в санкционном заслоне.

– ООО «Русь-Турбо» позиционирует себя как международная компания, поделитесь опытом работ в этой области за последнее время.

– Да, мы активно развиваемся в направлении международного сотрудничества. Так, в текущем году приняли участие в работе международной комиссии по расследованию причины аварии двух японских турбин Mitsubishi в Узбекистане. Кроме того, мы продвинулись дальше в СНГ, реализовали три успешных проекта в Белоруссии, выступили в качестве шеф-инженеров, замещая необходимость привлечения западных специалистов завода-изготовителя. И надо сказать, наши партнеры высоко оценили и качество наших работ, и приемлемую ценовую политику, о чем свидетельствуют благодарственные письма.

– Какие проекты сотрудничества с российскими заказчиками в нефтегазовой отрасли можете отметить?

– В этом году мы заключили контракт с ПАО «Газпром», работаем на ямальских месторождениях. Оказанное доверие глобального энергетического гиганта очень важно для нашей компании, в будущем надеемся укреплять и наращивать это сотрудничество. Кроме того, мы давно и активно работаем с ПАО «НК «Роснефть», в частности, можно отметить благодарность заказчика за проведенный ремонт турбины Siemens на Куйбышевском нефтеперерабатывающем заводе. Сейчас мы заключили долгосрочный контракт на сервисное обслуживание турбин и подали заявку на полную аккредитацию в ПАО «НК «Роснефть». Основные преимущества, которые привлекают наших заказчиков, – это профессионализм, глубокое знание газовых турбин разных производителей, гибкость в решении сложных и нестандартных задач, индивидуальный подход к каждому заказчику, ориентация на результат, мобильность: мы можем приступить к работе в любой точке России в течение 1–3 рабочих дней.

– В преддверии профессионального праздника – Дня работника нефтяной, газовой и топливно-энергетической промышленности что вы можете пожелать своим коллегам и партнерам?

– В сложившихся экономических условиях на отраслевом рынке хочется в первую очередь пожелать российским компаниям максимально взять курс на импортозамещение. Это, безусловно, должно быть стратегическим направлением развития. Мы живем в самодостаточной, великой, богатой ресурсами стране, имеющей громадный научно- технический потенциал. Монопольное существование иностранных компаний-производителей на рынке не может длиться долго. Обрести независимость от Запада – это вполне посильная для нас всех задача.

Установки «ЭНЕРГАЗ» делятся на комплектные и многоблочные.

Компактные комплектные установки состоят из 1–2 модулей с интеграцией оборудования на единой раме. Основные типы таких установок:

• блоки (пункты) подготовки попутного и природного газа;

• системы подготовки топливного и пускового газа;

• газоприемные станции;

• газорегуляторные пункты блочные;

• газораспределительные станции.

Многоблочные установки применяются в сложных и масштабных проектах. Они отличаются высокой пропускной способностью и состоят из нескольких обособленных блок-боксов, которые при монтаже стыкуются в единое здание (фото 1). Эти установки функционируют на генерирующих объектах с газовыми турбинами большой мощности, а также на нефтегазодобывающих площадках, где необходимо одновременно снабжать качественным газом с отличающимися параметрами сразу несколько объектов.

Комплектные и многоблочные установки в автоматическом режиме обеспечивают очистку, осушку, подогрев, редуцирование, определение состава и измерение различных параметров газа, одоризацию, технологический или коммерческий учет, контроль качества газа перед его подачей в газоиспользующее оборудование. 

Многофункциональные установки «ЭНЕРГАЗ» характеризуются максимальной степенью заводской готовности при поставке (98 %), высокой ремонтопригодностью и сроком службы не менее 25 лет. Коэффициент технического использования составляет 0,92+, подтвержденный показатель надежности в эксплуатации превышает 97 %.

КОМПЛЕКТАЦИЯ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ УСТАНОВОК

Минимальный (базовый) функционал технологических установок «ЭНЕРГАЗ» – это фильтрация и учет газа. Такое оборудование включает пять обязательных элементов:

• систему фильтрации;

• узел дренажа конденсата;

• блок учета газа;

• систему управления;

• системы жизнеобеспечения и безопасности.

Установки в базовой комплектации на практике применяются редко. Как правило, для эффективного решения проектных задач в технологическую схему встраиваются дополнительные узлы и системы:

• сепаратор-пробкоуловитель;

• блок осушки;

• узел подогрева газа;

• блочно-модульная котельная;

• система редуцирования;

• узел одоризации;

• система контроля качества газа.

ПРИМЕРЫ ДЕЙСТВУЮЩИХ УСТАНОВОК

Проекты Группы «ЭНЕРГАЗ» в нефтегазовом комплексе и электроэнергетике дают представление о технологических особенностях и возможностях оборудования газоподготовки. Рассмотрим примеры практического применения установок «ЭНЕРГАЗ» для подготовки природного и попутного нефтяного газа для газоиспользующего оборудования разного типа и назначения.

Блок подготовки попутного нефтяного газа для газотурбинного энергоцентра Усинского месторождения

На Усинском месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») действует энергоцентр установленной электрической мощностью 100 МВт и тепловой 152,1 Гкал / ч. Генерирующее оборудование включает пять энергоблоков ГТЭС-25ПА производства АО «ОДК-Авиадвигатель».

Основное и резервное топливо для энергоцентра – попутный нефтяной газ (ПНГ). Его подготовку и подачу в турбины ГТУ-ТЭЦ выполняет система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» в составе трех компрессорных установок и блока подготовки попутного газа (БППГ).

БППГ (фото 2) осуществляет измерение расхода и фильтрацию газа, укомплектован двухлинейным узлом коммерческого учета, сепаратором-пробкоуловителем и системой фильтрации. Степень очистки газа составляет 100 % для жидкой фракции и 99,8 % для твердых частиц размером более 10 мкм.

Подготавливается также топливо для котельной собственных нужд месторождения: БППГ оснащен узлом подогрева газа и системой редуцирования.

Многоблочный пункт подготовки газа для парогазовых энергоблоков Прегольской теплоэлектростанции

Самый крупный объект новой калининградской генерации – Прегольская теплоэлектростанция (ТЭС) мощностью 455,2 МВт состоит из четырех парогазовых энергоблоков, каждый из которых включает газовую турбину типа 6F.03 (ООО «Русские газовые турбины»), генератор (ПАО «НПО «Элсиб»), паротурбинную установку (АО «Силовые машины»), котел-утилизатор (ПАО «ЗИО «Подольский машиностроительный завод»).

Снабжение топливом энергоблоков ТЭС обеспечивает система комплексной газоподготовки «ЭНЕРГАЗ»: пункт подготовки газа (ППГ), дожимная компрессорная станция (ДКС) и модуль управления.

Многоблочный ППГ производительностью 106 тыс. нм³ / ч изготовлен Группой «ЭНЕРГАЗ» по специальному проекту. Это технологическая установка из нескольких блок-боксов с оборудованием различного назначения, состыкованных в единое здание, за исключением блока предварительной фильтрации и узла дренажа конденсата, имеющих внешнее исполнение на открытой раме.

Помимо внешних элементов ППГ оснащен системой тонкой очистки газа, блоком коммерческого учета с ультразвуковыми расходомерами, узлом подогрева газа, системой редуцирования и блоком контроля качества газа.

Автоматизированная газораспределительная станция «Александровка»

Автоматизированная газораспределительная станция (АГРС) «Александровка» (фото 3) осуществляет отбор газа из магистрального газопровода, очистку, коммерческий учет, контроль качества, снижение давления, подогрев и одоризацию газа перед его транспортировкой на теплоэлектростанцию.

Комплектация АГРС: две линии фильтрации с фильтрами-коалесцерами, узел дренажа конденсата с резервуаром 3 м³, две измерительные линии с расходомерами ультразвукового типа, узел подогрева газа из двух кожухотрубных теплообменников, две нитки редуцирования, калориметр, анализатор влажности, узел одоризации с емкостью для хранения одоранта объемом 2,1 м³, системы автоматизированного управления, жизнеобеспечения и безопасности, резервный генератор.

Подготовку промежуточного теплоносителя для узла подогрева газа обеспечивает блочно-модульная котельная, укрытие которой пристыковано к модулю АГРС. Основа котельной – два водогрейных котлоагрегата общей (полезной) тепловой мощностью 1 МВт.

Система подготовки топливного и пускового газа для газоперекачивающих агрегатов на месторождении Алан

На месторождении Алан в Узбекистане (НХК «Узбекнефтегаз») действует ДКС для транспортировки природного газа в составе двух газоперекачивающих агрегатов ГПА-16 «Волга» (КМПО). ДКС оснащена системой подготовки топливного и пускового газа «ЭНЕРГАЗ».

Система подготовки топливного и пускового газа – это многофункциональная установка для очистки, нагрева и редуцирования газа. На открытой раме размещено следующее технологическое оборудование: коалесцирующие фильтры-сепараторы (степень фильтрации газа – 99,98 %), блок автоматического дренажа конденсата, электрические подогреватели с устройством плавной регулировки и блокировки нагрева, двухлинейные узлы редуцирования пускового и топливного газа.

Проект реализован в максимально сжатые сроки: проектирование, производство, заводские испытания и поставка были завершены за два месяца.

Многоблочная установка подготовки топливного газа для объектов установки комплексной подготовки газа и конденсата Восточно-Уренгойского лицензионного участка

Установка комплексной подготовки газа и конденсата АО «Роспан Интернешнл» (ПАО «НК «Роснефть») оснащена многоблочной установкой подготовки топливного газа (УПТГ) «ЭНЕРГАЗ».

УПТГ предназначена для фильтрации, учета, подогрева, редуцирования газа и параллельного снабжения им основных и вспомогательных объектов УКПГиК, в числе которых ГТЭС, котельная, установка очистки пропан-бутана технического от метанола, узлы входных шлейфов, установка низкотемпературной сепарации, горелочное устройство для сжигания промстоков, установка регенерации метанола, факельная установка, ДКС низконапорных газов, установка стабилизации конденсата. Для каждого потребителя подаваемый газ имеет индивидуальные параметры по давлению, температуре и расходу.

УПТГ включает восемь блоков различного назначения, объединенных в два модуля (фото 4) – основной (МПТГ-1) и резервный (МПТГ-2). Максимальная производительность МПТГ-1 по газу составляет 90 400 нм³ / ч. Номинальный расход газа МПТГ-2 – 32 612 нм³ / ч.

Установка подготовки попутного нефтяного газа для газопоршневого энергокомплекса Барсуковского месторождения

На Барсуковском месторождении (ООО «РН-Пурнефтегаз») в Ямало-Ненецком автономном округе действует автономный энергоцентр из десяти газопоршневых агрегатов Cummins мощностью по 1,5 МВт. Электростанция, построенная ООО «Альянс Генерация», снабжает электрической энергией инфраструктурные и технологические объекты промысла.

Топливо – ПНГ, проектные параметры которого по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечивает УПТГ «ЭНЕРГАЗ» номинальной производительностью 5000 м³ / ч.

В состав этого многофункционального комплекса входят система фильтрации газа с двухступенчатыми фильтрами-коалесцерами (степень очистки составляет 100 % для жидкой фракции и 99,9 % – для твердых частиц размером свыше 2 мкм), узел дренажа конденсата с подземным резервуаром, блок коммерческого учета газа с ультразвуковыми расходомерами, узел подогрева газа на базе кожухотрубного теплообменника, двухлинейная система редуцирования, блочно-модульная котельная тепловой мощностью 0,19 МВт. 

Во всех проектах полный цикл предпусковых мероприятий (шефмонтаж, наладку, собственные и интегрированные испытания, обучение эксплуатационного персонала) выполнили специалисты компании «СервисЭНЕРГАЗ», входящей в Группу «ЭНЕРГАЗ».

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПРОЕКТЫ

Из числа проектов, реализуемых в настоящее время, наиболее значимыми являются следующие.

Газорегуляторный пункт на установке подготовки нефти «Уса-Тяжелая нефть»

В рамках технического перевооружения установки подготовки нефти Усинского месторождения (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») оснащается газорегуляторным пунктом (ГРП) (фото 5) – модульной технологической установкой для очистки, подогрева и редуцирования газа до стабильных проектных показателей перед его подачей на печи прямого нагрева нефти. ГРП также осуществляет измерение расхода и контроль качества газа.

Эффективность системы фильтрации ГРП – 100 % для жидкой фракции и 99,9 % для твердых частиц крупнее 2 мкм. Система редуцирования снижает давление газа с 1,6–2,5 МПа до 0,6 МПа. Взрывозащищенные электрические подогреватели обеспечивают расчетную температуру газа на уровне 25 °C. Блочный ГРП готовится к монтажу на объекте.

Газоприемные станции для турбин пиково-резервных газотурбинных электростанций в Республике Беларусь

В Республике Беларусь создаются пиково-резервные энергетические источники на базе 16 газотурбинных установок (ГТУ) Siemens SGT-800. На Минской ТЭЦ-5 будет действовать газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 300 МВт из шести ГТУ, на Березовской газораспределительной электростанции (ГРЭС) – ГТЭС-254 МВт (пять турбин), на Лукомльской ГРЭС – ГТЭС-150 МВт (три турбины), на Новополоцкой ТЭЦ – ГТЭС-100 МВт (две турбины).

«ЭНЕРГАЗ» поставит комплект оборудования газоподготовки и топливоснабжения. Это четыре газоприемные станции (по одной на каждую пиковую ГТЭС), которые смонтируют на питающих трубопроводах для фильтрации, подогрева и коммерческого учета топливного газа, поступающего в турбины энергоблоков.

Установка подготовки топливного газа для энергоцентра Харасавэйского месторождения

При обустройстве Харасавэйского месторождения ПАО «Газпром» на Ямале создается энергоцентр для обеспечения электричеством объектов строительства. Здесь применены восемь газопоршневых электростанций MWM мощностью 1,2–2,0 МВт и четыре передвижные автоматизированные газотурбинные электростанции ПАЭС-2500 мощностью по 2,5 МВт.

Топливо для энергоцентра – добываемый здесь природный газ, рабочие параметры которого по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечит установка подготовки топливного газа «ЭНЕРГАЗ», которая уже монтируется на эксплуатационной площадке.

Многофункциональный комплекс состоит из двух отдельных модулей, действующих по каскадной схеме. Модуль № 1 предназначен для предварительной сепарации, фильтрации и снижения давления поступающего газа. После первого этапа подготовки топливный газ направляется в модуль № 2 (рис.), где происходит его доочистка, измерение расхода, подогрев и дополнительное редуцирование.

Максимальная производительность установки – 8000 м³ / ч, в т. ч. расход газа на газопоршневые агрегаты – 5000 м³ / ч, на турбины передвижной атомной электростанции – 3000 м³ / ч.

В заключение констатируем, что многофункциональные установки – это состоявшийся фактор в технологической сфере комплексной газоподготовки. Опираясь на мировой опыт и наращивая собственную практику, Группа «ЭНЕРГАЗ» совершенствует возможности оборудования подготовки газа для проектов различной сложности и масштаба.