- Главная
- | Пресс-центр
- | Статьи
- | Статьи
Использование ПНГ из затрубного пространства скважины в качестве топлива для ГПЭС
Проблематика
Использование нефтяного попутного газа для выработки электроэнергии с использованием газопоршневых или газотурбинных электростанций является одним из основных способов его утилизации. Эти технологии применяются повсеместно на большинстве удаленных нефтегазовых промыслах в России. Несколько лет назад «ЭнергоТехСервис» выступил пионером полезного использования ПНГ в энергообеспечении буровых работ. Тогда ОПИ на Северо-Комсомольском месторождении показали, что ГПЭС производства «ЭнергоТехСервис» могут выступать альтернативой дизельным электростанциям при бурении.Уникальность новых ОПИ на Восточно-Мессояхском месторождении состояла прежде всего в том, что для энергоснабжения потребителей заказчика использовался ПНГ, собираемый из затрубного пространства скважины. Кустовая площадка еще не обустроена, нет никакой инфраструктуры, а потребители уже получают электроэнергию от ГПЭС. По сути — замкнутая система. Ранее для этих целей использовались дизельные электростанции, которые требовали периодического завоза дизельного топлива и создания инфраструктуры для его хранения.
Оборудование для генерации на затрубном газе
При проведении испытаний использовалось оборудование собственного парка «ЭнергоТехСервис»:- газопоршневая электростанция на базе газопоршневого агрегата Waukesha VGF48GSID;
- блок подготовки топливного газа БПТГ-365/1-1000-6,0/1,6-Б(п)-ХЛ1 производительностью 1000 нм³/ч;
- вспомогательное оборудование инфраструктуры ГПЭС, в т.ч: ДГУ 100 кВт, нагрузочное устройство, блок РП 0,4 кВ, операторная и модули с ЗИП и ГСМ.
Все модули устанавливались на дорожные плиты, уложенные на предварительно организованную кустовую площадку, отсыпанную песком или супесью на 1,5-2,0 м.
Полигоном для испытаний стали нефтедобывающие скважины №1362 и №362 кустовой площадки КП-29. Затрубный газ именно этих скважин после редуцирования, подогрева, осушки и фильтрации от механических примесей в БПТГ подавался в топливную систему ГПЭС.
рис.1 Схема газоснабжения
Анализ газа из затрубного пространства скважин №362 и №390 показал высокое содержание метана — на уровне 99,5 %.
ПНГ после отбора из затрубного пространства нефтедобывающих скважин кустовой площадки подавался на универсальный автономный блок подготовки топливного газа (БПТГ), где он доводился до состояния топливного. Проектная документация была подготовлена проектным офисом «ЭнергоТехСервис». Производство БПТГ нескольких модификаций различной производительности уже освоено на собственной производственной площадке «ЭнергоТехСервис» — Тюменском заводе энергетического оборудования.
В состав универсального блока БПТГ-365/1-1000-6,0/1,6-Б(п)-ХЛ1 на открытой раме входят:
- входной сепаратор;
- электронагреватель проточный газовый
- регулятор давления газа, рассчитанный на давление газа до 12,5 МПа;
- фильтрующие элементы типа «коалесцер»;
- емкость для сбора конденсата.
- давление газа от превышения допустимого на входе и выходе БПТГ;
- температуру нагрева ТЭНов свыше допустимой нормы (защита от перегрева);
- температуру газа свыше допустимой на выходе из электронагревателя;
- верхний и нижний уровень жидкости во входном сепараторе (автоматический слив);
- технический учет подготовленного газа;
- автоматический аварийный останов работы БПТГ с последующим сбросом давления газа до атмосферного.
| № | Показатель | Целевое значение | Факт |
|---|---|---|---|
| 1 | Содержание метана, % | Не менее 93 | 99,4925 |
| 2 | Инертные газы (N2, CO2, He), % | Не более 3 | Не более 3 |
| 3 | Фракции неметановых углеводородов, % | Не более 15 | Не более 15 |
| 4 | Жидкие углеводороды, % | Не более 2 | Не более 2 |
| 5 | Кислород, % | Не более 0,2 | 0,0000 |
| 6 | Теплотворная способность, МДж/м3 | ~ 35 | 33,330 – 37,001 |
Опытно-промышленные испытания
ОПИ стартовали 20 декабря 2018 г. и закончились 08.02.2019 г. ГПЭС показала устойчивую работу на ПНГ из затрубного пространства скважины — за весь период ОПИ не было зафиксировано ни одного случая аварийной остановки. Отличные динамические характеристики продемонстрировала ГПЭС и при мгновенных сбросе и набросе нагрузки.
рис. 2 Динамические характеристики изменения частоты и напряжения ГПУ при проведении индивидуальных испытаний на попутном нефтяном газе из затрубного пространства при мгновенном набросе нагрузки 215 кВт
Начальные условия: скорость – 1000 об/мин, нагрузка – 25 кВт, напряжение – 397 В.
Переходный процесс характеризуется следующими параметрами: длительность 7 сек, просадка по частоте до 48,1 Гц, просадка по напряжению до 385 В (3%).
рис. 2 Динамические характеристики изменения частоты и напряжения ГПГУ при проведении индивидуальных испытаний на попутном нефтяном газе из затрубного пространства при мгновенном сбросе нагрузки 215 кВт
Переходный процесс характеризуется следующими параметрами: длительность переходного процесса 4 сек, заброс по частоте до 51,7 Гц, заброс по напряжению до 409 В (3%).
Оценка технологической и экономической эффективности
ГПЭС отработала на месторождении 1023 моточасов (46 суток), выработав при этом 543,249 тыс. кВт*ч. Объем потребления ПНГ из затрубного пространства скважин №362 и №390 КП-29 Восточно-Мессояхского месторождения составил 114 720 м³.Целевые и фактические значения ключевых показателей эффективности (согласно программы ОПИ):
| № | Показатель | Целевое значение | Факт |
|---|---|---|---|
| 1 | Наработка ГПЭС, моточас | Не менее 1000 | 1023 |
| 2 | Выработка эл.энергии, тыс.кВт*ч | Не менее 540 | 543,249 |
| 3 | Работа ГПЭС с единичной мощностью, кВт | 400 - 500 | 300 - 550 |
| 4 | Наработка БПТГ, час | Не менее 1000 | 1023 |
| 5 | Давление газа БПТГ, МПа |
Вход – макс. 5; Выход – 0,3÷1,6 |
3,0-3,2 0,24 |
| 6 | Температура газа БПТГ, °С |
Вход – мин. +5; Выход – не ниже +5 |
+8 - +9 +22 - +25 |
| 7 | Топливный газ на выходе БПТГ: наличие влаги и нефтяных примесей | Отсутствие | Отсутствие |
| 8 | Аварийный останов энергокомплекса, шт. | Не более 2 | Отсутствие |
ОПИ показали, что использование ГПЭС более чем в 2,5 раза эффективнее ДЭС. Экономическая эффективность от применения новой технологии (без учета мобилизации/демобилизации) для выработки 543,249 тыс.кВт*ч составила более 4 млн руб. по сравнению с ДЭС с учетом оплаты налогов. В целом, выработка 1000 кВт*ч на ДЭС с учетом ставки на выработку электроэнергии, платы за мощность и стоимости дизельного топлива на Восточно-Мессояхском месторождении составляет 16,4 млн руб. Такой же объем энергии при выработке от ГПЭС обходится в чуть более 6,5 млн руб. Кроме того, технология генерации электрической энергии из затрубного газа избавляет заказчика от необходимости организации емкостного парка под хранение дизельного топлива, завоз которого возможен только в зимнее время года, а также отсыпки и подготовки площадки для хранения ДТ.
На заседании научно-технического совета в области разведки и добычи секции «Газ и энергетика» ПАО «Газпром нефть» проведенные ОПИ были признаны успешными (протокол № ПТ-100.0004/013/02 от 14.03.2019). Авторитетная комиссия из состава УЭиР ПАО «Газпром нефть» и управления энергоснабжения АО «Мессояханефтегаз» по результатам проведенных ОПИ рекомендовала технологию для внедрения с целью обеспечения энергоснабжения потребителей кустовых площадок Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений, а также допустила тиражирование технологии в других дочерних обществах «Газпром нефти» на объектах с идентичными геолого-геофизическими и технико-технологическими условиями.
Необходимо отметить, что «ЭнергоТехСервис» в проекте использовал исключительно модульное оборудование высокой степени заводской готовности. Это позволяет сократить сроки мобилизации до 4 суток (без учета логистики). Кроме того, при ОПИ отсутствовало вмешательство в грунт. Это позволило предотвратить нарушение земель при освоении территории и исключить необходимость их рекультивации землепользователем по истечении срока пользования.
Несмотря на то, что отбор ПНГ из затрубного пространства скважины слабо повлиял на дебет добычи, специалисты видят потенциал для его увеличения. Так, ГПЭС потребляла всего около четверти доступного к использованию ПНГ из затрубного пространства (среднесуточный расход газа ГПЭС — около 2500 м³ при объеме ПНГ скважины №362 – 10 048,25 м³/сутки). Дальнейшее увеличение мощности и/или количества ГПЭС приведет к увеличению отбираемого ПНГ, что будет способствовать снижению газового фактора. А значит позволит решить основные проблемы, возникающие при эксплуатации добывающих скважин:
- Накопление и повышение давления газа в затрубном пространстве.
- Снижение динамического уровня жидкости в стволе скважины.
- Уменьшение притока жидкости.
- Срыв подачи глубинно насосного оборудования.
- Отказ глубинно насосного оборудования
