В статье рассматриваются технологические схемы насосно-эжекторных систем для утилизации выхлопных газов от электрогенерирующих установок в условиях арктического региона, произведен расчет параметров насосно-эжекторной системы и определены характеристики проточных частей эжекторов.
Арктика с огромными запасами углеводородов, которые исчисляются миллиардами тонн нефти и десятками триллионов кубометров газа, является стратегическим потенциалом отечественной нефтегазовой отрасли на ближайшие десятилетия. Российский сектор Арктики самый большой не только по протяженности, но также и по концентрации запасов углеводородов. Ежегодно доля производства нефти в Арктике от общероссийской добычи продолжает расти [8]. По оценкам экспертов, объем добываемых нефти и газа вырастет в ближайшие пять лет на 20%.
При этом отмечается значительных вклад нефтяной промышленности в изменение климата за счет энергии необходимой для процесса добычи, выбросов от сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) на факелах, утечек метана, и т. д. В течение последних пяти лет утилизация ПНГ остается на среднем уровне – 80% [1] , что ещё значительно ниже целевого показателя в 95% .
Переработка попутного нефтяного газа, добытого на месторождениях, расположенных на шельфе и суше Арктики осложняется его транспортировкой. Поэтому возможность рационального использования ПНГ на месторождениях Арктики видится в его закачке в пласт, например, посредством технологии водогазового воздействия [10], а также в использовании для выработки электроэнергии для собственных нужд промыслов и морских платформ.
В современном мире, настроенном на уменьшение вредных выбросов в атмосферу и декарбонизацию промышленности, актуально не только снижение количества сгораемого на факелах ПНГ, но и уменьшение выбросов от его сжигания при утилизации, т. е. сокращение выбросов СО2 в виде выхлопных газов. Источником выхлопных газов являются газотурбинные и газопоршневые электрогенерирующие установки, работающие на ПНГ и/или природном газе. В таблице 1 приведены построенные российскими нефтегазодобывающими компаниями газотурбинные и газопоршневые электрогенерирующие установки для нужд ближайших месторождений.
Газопоршневая электростанция (ГПЭС) Новопортовского и газотурбинная электростанция (ГТЭС) Восточно-Мессояхского месторождений, расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе в арктической климатической зоне, являются одними из самых северных электростанций в России.
С целью унификации и удобства обслуживания на Новопортовском работают: первая очередь 8 единиц ГПУ Cummins 1540GQNA, вторая очередь — 5 единиц ГПУ Cummins 1750GQNB и 4 единицы ГПУ Cummins 1370GQMA.
Исходя характеристик установленных на месторождении электрогенерирующих установок, приведенных в таблице 2, и их количества был определен средний суточный расход выхлопных газов: на Новопортовском месторождении для группы газопоршнеых установок (ГПУ) Cummins первой и второй очереди (мощностью 26,5 МВт) – 8,5 млн. м3/сут (~354 тыс.м3/ч), на Восточно-Месояхском месторождении для 6 единиц ГТУ Titan 130 (мощностью 90 МВт) – 23,1 млн.м3/сут (~963 тыс.м3/ч).
Учитывая опыт разработки схем насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи на месторождениях России [3, 5-7, 9], а также предложений по реализации ВГВ на Уренгойском месторождении [2, 10] определена технологическая схема, подходящая для утилизации выхлопных газов, поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи путем закачки при помощи насосно-эжекторной системы водогазовой смеси в нагнетательные скважины месторождения.
Принципиальная технологическая схема представлена на рисунке 1.
По данной технологической схеме собранные от электрогенерирующих установок выхлопные газы после увеличения давления на компрессоре до значения не менее 1 МПа по трубам, изготовленным из коррозионностойкой стали групп высокой прочности, поступают в приемные камеры нескольких параллельно установленных эжекторов. Система из первичных и промежуточных силовых насосов нагнетает воду в сопло струйных аппаратов.
Вода после смешения с газом в эжекторе поступает на прием мультифазных насосов, которые в свою очередь являются основными силовыми элементами для нагнетания воды в скважины с необходимым давлением закачки. Верный подбор насосного оборудования позволит работать насосно-эжекторной системе с учетом изменяющегося расхода выхлопных газов, вызванных за счет изменения режима работы электрогенерирующих установок.
Количество таких насосно-эжекторных систем регулируется в зависимости от необходимого объема газа для утилизации и условий системы поддержания пластового давления конкретного участка месторождения.
Для электрогенерирующих установок меньшей мощности, например, для установки с газовой турбиной «Таурус-603-7001» с номинальной мощностью 5,2 кВт возможна утилизация выхлопных газов по представленной на рисунке 2 схеме насосно-эжекторной системы [4].
Данная схема работает следующим образом. Вода под давлением от кустовой насосной станции (КНС) поступает в сопло эжектора первой ступени сжатия 1, который откачивает часть выхлопных газов низкого давления. Водогазовая смесь с повышенным давлением направляется в водогазовый сепаратор 3, где происходит её разделение.
Далее часть воды из сепаратора 3 идет на прием насоса 4, приводящего в действие второй эжектор 2 первой ступени сжатия, откачивающий остальной выхлопной газ низкого давления. После эжектора 2 водогазовая смесь направляется в водогазовый сепаратор 3. Два эжектора в первой ступени сжатия необходимы для того, чтобы обеспечить откачку газа при большом значении расхода.
Другая часть воды из сепаратора 3 поступает на вход насоса 5. Насос 5 нагнетает воду, в которую при необходимости подается пенообразующий ПАВ для поддержания стабильности мелкодисперсной водогазовой смеси, в сопло эжектора 6 второй ступени сжатия. Эжектор 6 откачивает выхлопной газ из водогазового сепаратора 3 и подает водогазовую смесь на прием насоса 7 третьей ступени системы. Насос 7 дожимает смесь до необходимого давления нагнетания и далее нагнетает смесь по водоводу на водораспределительный пункт и в нагнетательные скважины.
Суточный расход выхлопных газов от установки с газовой турбиной «Таурус-603-7001» составляет около 78,4 тыс. м3/сут. Приняв начальное давление выхлопных газов равным 0,4 МПа, расход воды 5625 м3/сут, плотностью выхлопных газов 0,982 кг/м3 был произведен расчет параметров насосно-эжекторной системы и определены характеристики проточных частей эжекторов на основе методики описанной в [4]. Для газо-водяного фактора при данном расходе выхлопных газов 43,56 м3/м3 необходимое давление нагнетания на выходе из насосно-эжекторной системы составляет 17,9 МПа. Краткая характеристика многоступенчатых электроцентробежных насосов приведена в таблице 3.
Для выбора проточной части струйного аппарата и расчета работы системы были определены коэффициенты инжекции в условиях входа в струйный аппарат. По номограммам [7] определялись относительные безразмерные перепады давлений ΔРс/ΔРр, создаваемые эжекторами, и оптимальные отношения диаметра камеры смешения dкc к диаметру сопла dc жидкостно-газового эжектора. Краткая характеристика эжекторов приведена в таблице 4.
Таким образом, была предложена технологическая схема насосно-эжекторной системы для создания водогазовой смеси совместно с выхлопными газами от электрогенерирующей установки. Данная технология водогазового воздействия рассматривается как метод повышения эффективности разработки месторождения за счет поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи, а также как метод улучшения экологической обстановки в районе Арктики, за счет снижения вредных выбросов.
Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 20-35-90115.
Литература
1. Декарбонизация нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России / Отчет Центра энергетики Московской школы управления Сколково [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/
Research/SKOLKOVO_EneC_Decarbonization_of_oil_and_gas_RU_22032021.pdf . – Дата обращения: 30.12.2021.
2. Дроздов А.Н. Принципиальные предложения по технической реализации водогазового воздействия на Уренгойском месторождении / А. Н. Дроздов, Н. А. Дроздов // Территория Нефтегаз. – 2017. – № 10. – С. 56-60.
3. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения / Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100-104.
4. Дроздов А.Н. Технология водогазового воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи / А.Н. Дроздов, Н.А. Дроздов / М.: РУДН. – 2019. – 160 с.
5. Дроздов А.Н. Утилизация ПНГ на Самодуровском месторождении: долгая и извилистая дорога к внедрению / Нефтегазовая вертикаль. – 2015. – № 6. – С. 52-55.
6. Дроздов Н.А. Насосно-эжекторные системы для водогазового воздействия на пласт. – Lambert Academic Publishing. – 2014. – 172 с.
7. Красильников И.А. Разработка методики расчета характеристик жидкостно-газовых эжекторов для эксплуатации скважин и водогазового воздействия на пласт с использованием насосно-эжекторных систем. Дис….к.т.н., Москва, 2010. – 140 с.
8. Нефтегазовый Клондайк Арктики / Информационный ресурс Центральное диспетчерское управление Топливно-энергетического комплекса [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2018/12/545/ . – Дата обращения: 30.12.2021.
9. Телков В.П. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путем насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ: Автореф. дисс. … к. т. н. М., 2009. – 24 с.
10. Drozdov A.N. Perspectives of application of simultaneous water and gas injection for utilizing associated petroleum gas and enhancing oil recovery in the Arctic fields / A.N. Drozdov, Ya.A. Gorbyleva, N.A. Drozdov, E.I. Gorelkina / IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. – 2021. – № 678 (012039). – 9 с. – DOI:10.1088/1755-1315/678/1/012039
