ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СРОКОВ ЗАМЕНЫ СМЕННЫХ ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЕЙ В ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРАХ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

АННОТАЦИЯ

Основными факторами, определяющими негативное воздействие на добычу газа — это газоперекачивающие агрегаты для системной работы добычи все агрегаты должны работать без перебойно и в заданных режимах в целях достижения таких параметров необходимо модернизировать и усовершенствовать ГПА это и создаёт необходимость замены проточной части агрегатов. В данной работе на основе данных нефтегазодобывающих предприятий и заводов производителей выполнена комплексная оцен­ка влияния замены СПЧ на коэффициент полезного действия ГПА. Проведена оценка значимости воздействия давления и температуры на поток газа, выявлены наиболее оптимальные размеры лабиринтов СПЧ при котором пропадает мёртвая точка и ситуация помпажа. Получены коэффициенты, учитывающие линейную ско­рость газа, использование которых позволит вычислять как минимальный расход топливного газа, так и выработку среди трущихся деталей компрессора.

ABSTRACT

The main factors determining the negative impact on gas production are gas pumping units. For systematic production, all units must operate without interruption and within specified operating modes. To achieve these parameters, it is necessary to modernize and improve the gas compressor units, which necessitates replacing the flow paths of the units. In this study, using data from oil and gas producing companies and manufacturers, a comprehensive assessment of the impact of replacing the flow path on the efficiency of the gas compressor units was performed. The significance of pressure and temperature effects on gas flow was assessed, and the most optimal dimensions of the flow path labyrinths were identified, eliminating dead spots and surge conditions. Coefficients were obtained that take into account the linear velocity of the gas, the use of which will allow calculating both the minimum fuel gas consumption and the production among the rubbing parts of the compressor.

Ключевые слова: Негативное воздействия, сменная проточная часть, газоперекачивающий агрегат, компрессорный цех, магистральный газопровод, газодинамические характеристики.

Keywords:  Negative impact, replaceable flow path, gas pumping unit, compressor shop, main gas pipeline, gas-dynamic characteristics

Введение

Необходимость замены сменных проточных частей (СПЧ) центробежных компрессоров (ЦБК) газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на дожимных компрессорных станциях (ДКС) газовых и газоконденсатных месторождений, вызвана снижением пластово­го давления газа вследствие выработки месторождения. Для обеспечения плановых объемов добычи газа, эффективной работы установки комплексной подготовки газа (УКПГ), техноло­гически необходимого давления газа при подаче его в систему магистральных газопроводов (МГ), требуется повышение отношения давлений сжатия. Причем, если ДКС включает в себя два и более компрессорных цеха (КЦ), работающих последовательно, то целью является ус­тановление рациональных сроков замены СПЧ на каждом из КЦ, обоснованных с учетом технологических режимов добычи и компримирования газа, а также, с учетом сроков изго­товления, поставки, демонтажа, монтажа оборудования и пуско-наладочных работ [1, c 87].

Методика и результаты, представленные в работе, получены на примере ДКС, состоя­щей из двух КЦ. В настоящее время на ДКС в корпусах базовых модификаций ЦБК установ­лены СПЧ с отношением давлений:

• для КЦ-2 (1-я ступень сжатия) - 498-23-1ЛСМ (СПЧ 498-1,7/45-16/5300);
• для КЦ-1 (2-я ступень сжатия) - 498-21-1Л (СПЧ 498-1,7/76-16/5300).

Технико-экономическое обоснование модернизации ГПА и получение рекомендаций по срокам замены СПЧ с отношения давлений 1,7 на 2,2 и с отношения давлений 2,2 на 3,0 для обеспечения технологических режимов подачи газа в систему МГ, оценки возможности работы ДКС в связи со сдвигом сроков поставки и замены СПЧ, выполняется для двух вари­антов:

- с заменой СПЧ на ДКС КЦ-1 и КЦ-2;

- без замены (задержки замены) СПЧ на ДКС КЦ-1 и КЦ-2.

При выполнении расчетов необходимо вводить учет взаимосвязи работы ЦБК (газоди­намических характеристик (ГДХ) ЦБК и количества включенных в работу ГПА) с характе­ристикой сети, расположенной перед всасыванием, и за нагнетанием ЦБК т.е. всей системы газодобывающего комплекса, включающего кусты газовых скважин, газопроводы-шлейфы газосборных сетей, установки сепарации газа, установки охлаждения, осушки газа. В качест­ве исходных данных используются данные геологических изысканий по прогнозу добычи газа и изменения пластового давления газа (рис. 1).

Факторами, определяющим выбор режимов работы ДКС являются: давление на выходе ДКС (номинальное конечное давление, рекомендуемое конечное давление, минимально воз­можное конечное давление); располагаемая мощность ГТУ, определяемая по [2, c 29].

Рисунок 1. Прогноз параметров добываемого газа

На основании анализа данных эксплуатации последних 3-5 лет, с учетом сезонных ко­лебаний технологических параметров и тенденции их изменения в перспективе, формируют­ся исходные данные, необходимые для расчетов режимов работы на перспективный период. В качестве характерных режимов в годовом цикле работы ДКС могут быть выбраны два (зимний и летний), либо четыре (по кварталам). Давление на устье скважин определяется че­рез пластовое давление по методике [3, 20], а давление газа на входе в 1-ю ступень сжатия ДКС, через потери давления соответственно в газосборных сетях, пункте переключающей арматуры, пункте сепарации газа, определяемые по известным гидравлическим формулам и характеристикам сепараторов.

При выполнении расчетов на отдаленную перспективу коэффициенты технического со­стояния ГТУ по мощности и КПД принимаются неизменными на основании данных техни­ческой диагностики, значения политропного КПД ЦБК принимаются с учетом возможного снижения до 1% (абс.) [4, c 66].

Рабочие точки перспективных режимов работы ДКС с учетом модернизации ГПА КЦ-1 для зимних и летних периодов следует определять, используя ГДХ ЦБК, полученные пере­счетом базовых (паспортных) ГДХ на переменные частоты вращения с учетом рассогласова­ния в работе ступеней ЦБК по методике разработанной [5, c 49] и апробированной для многосту­пенчатых ЦБК ДКС.

По результатам расчета для варианта «с заменой СПЧ» получено, что замена СПЧ на КЦ-1 в 2012 г. и на КЦ-2 в 2013 г. позволит обеспечить плановую добычу газа с соблюдени­ем технологически необходимого уровня давлений в диапазоне 6,5-7,2 МПа для подачи газа в систему МГ до 2017 г. включительно (рис. 2). Поэтому, начиная с 2017 г. необходима рабо­та одного из КЦ с номинальным отношением давлений 3,0, а замену СПЧ 498-2,2 на СПЧ 498-3,0 следует производить в 2016 г. В случае варианта «без замены СПЧ» для поддержания давления на выходе ДКС на уровне не ниже минимального, работа ДКС с СПЧ 498-1,7 воз­можна только до 2015 г. включительно. Причем, с 2013 г. давление на выходе ДКС находит­ся вблизи нижней границы давлений (рис. 2).

Заключение. Поддержание данного гидравлического режима возможно за счет сокращения рабочих ГПА, что приводит к росту устьевого давления, давления на входе в ДКС (рис. 3) и снижению отношения давлений (рис. 4). Однако при этом происходит уменьшение производитель­ности ДКС и снижение объемов добычи газа ниже плановых показателей за период с 2013­2015 гг на 17,8 млрд. м³ (рис. 5). С 2016 г., по причине невозможности достижения давления компримируемого газа, соответствующего давлению в системе МГ, ДКС должна быть остановлена. Обеспечение ряда режимов для варианта «без замены СПЧ» возможно только за счет байпасирования части газа, т.к. рабочая точка на ГДХ СПЧ находится в помпажной зоне.

Для дальнейшего поддержания плановых показателей добычи газа необходимо закончить замену СПЧ на КЦ-2 к концу 2016г., на КЦ-1-к концу 2017г.

Рекомендуемый, на основании выполненных расчетов, график проведения модернизации ГПА с заменой СПЧ представлен в табл. 1.

Таблица 1.

График модернизации ГПА ДКС Юбилейного НГКМ

Список литературы:

1. Ваняшов А.Д., Кустиков Г.Г. Расчет и конструирование центробежных компрессорных машин: Учеб. пособие. – Омск: Изд-во ОмГТУ, 2005. – 208 с.
2. Шамеко С. Л., Любимов А. Н., Гаман Е. В. К пересчету газодинамических характеристик многоступенчатой проточной части ЦКМ на иные условия работы // Компрессорная техника и пневматика. 2010. № 3. С. 28-31.
3. Некоторые результаты поступенчатого пересчета газодинамических характеристик центробежных компрессоров на требуемые условия эксплуатации / А. Д. Ваняшов [и др.] / Компрессорная техника и пневматика. - 2011. - № 7. - С. 18-23.
4. Методика моделирования потока реального газа в ступени центробежного компрессора в составе установки сжижения диоксида углерода//Холодильная техника и биотехнологии. Сб. тезисов 5-й Национальной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Кемерово. 2023. С. 65-67.
5. Боровков А.И., Войнов И.Б., Галеркин Ю.Б. и др. Моделирование газодинамических характеристик на примере модельной ступени центробежного компрессора//Научно-технические ведомости СПбПУ. Естественные и инженерные науки. 2018. Т. 24. №2. С. 44-57.