Таблицы Оглавление Навигация по таблицам Тип компрессора Диапазон давлений Производительность Основное применение Винтовые маслозаполненные 0,15-2,5 МПа До 50 нм³/мин Топливный газ, низкое и среднее давление Поршневые оппозитные До 40 МПа До 30 нм³/мин Высокое давление, газлифт, закачка в пласт Центробежные 10+ МПа От 50 нм³/мин Магистральный транспорт, крупные объемы Диапазон давления Целевое применение Тип компрессора Рабочие параметры 1,5-2,7 МПа Топливный газ для ГТУ Винтовой одноступенчатый Температура нагнетания до 120°C 4-10 МПа Подача в магистральный газопровод Винтовой двухступенчатый или поршневой Промежуточное охлаждение обязательно 15-40 МПа Газлифт, закачка в пласт Поршневой многоступенчатый До 5 ступеней сжатия Метод осушки Точка росы Основной адсорбент/абсорбент Особенности процесса Абсорбция гликолями От -8 до -40°C ДЭГ, ТЭГ Непрерывная работа, регенерация при 190-205°C Адсорбция цеолитами От -40 до -100°C Молекулярные сита NaA, CaA Циклический процесс, регенерация при 300-350°C Адсорбция силикагелями От -40 до -80°C Силикагель КСКГ, ШСМГ Регенерация при 200-250°C, меньшие энергозатраты Холодильная осушка От +3 до -25°C Хладагент R-134a, R-404A Низкие эксплуатационные расходы Содержание статьи Назначение и функции дожимных компрессорных станций Технологическая схема дожимной компрессорной станции Типы компрессоров и критерии выбора оборудования Системы очистки и осушки попутного газа Режимы эксплуатации и системы автоматизации Нормативная база и требования стандартов Назначение и функции дожимных компрессорных станций Попутный нефтяной газ, выделяющийся на последних ступенях сепарации нефти, характеризуется низким давлением от 0,001 до 0,5 МПа, что не позволяет транспортировать его без предварительного компримирования. Дожимная компрессорная станция представляет собой технологический комплекс для повышения давления низконапорного газа до значений, необходимых для его дальнейшего использования в качестве топлива или сырья либо для подачи в магистральный газопровод. Основные направления использования компримированного попутного газа включают приготовление топливного газа для газотурбинных электростанций с давлением от 1,5 до 2,7 МПа, подачу в магистральный газопровод с давлением от 4 до 10 МПа, закачку в пласт для поддержания пластового давления или газлифтной эксплуатации скважин с давлением до 40 МПа. Утилизация низконапорного попутного газа позволяет выполнять требования по сокращению факельного сжигания до целевого показателя не более пяти процентов от объема добычи. Экономическая эффективность Компримирование газа с давлением 0,1-0,4 МПа с последующим использованием в энергетических установках обеспечивает снижение расходов на дизельное топливо до восьмидесяти процентов при работе в двухтопливном режиме. Применение вакуумных компрессорных установок позволяет утилизировать газ последних ступеней сепарации с давлением до 0,001 МПа, ранее направлявшийся на факел. Технологическая схема дожимной компрессорной станции Технологический процесс компримирования попутного газа включает несколько последовательных этапов. На входе станции устанавливаются сепараторы жидкости для отделения капельной влаги, конденсата углеводородов и механических примесей. Двухступенчатые фильтры-скрубберы с автоматической системой дренирования конденсата предотвращают попадание жидкой фазы в компрессорные агрегаты. Компрессорные агрегаты объединяются в технологические линии с общими коллекторами всасывания и нагнетания. Количество одновременно работающих компрессоров определяется объемом поступающего газа и требуемым давлением. Система автоматического управления обеспечивает плавное регулирование производительности путем изменения числа оборотов привода через частотные преобразователи или дросселированием на всасывании. Блок осушки газа располагается после компримирования и обеспечивает снижение точки росы для предотвращения гидратообразования в трубопроводах. Выбор между абсорбционной и адсорбционной технологией осушки определяется требуемой глубиной осушки и конкретными условиями эксплуатации. Осушенный газ направляется через узел учета расхода к потребителям или в магистральный газопровод. Типы компрессоров и критерии выбора оборудования Винтовые компрессоры Винтовые маслозаполненные компрессоры являются наиболее распространенным типом оборудования для дожимных станций благодаря сочетанию высокой надежности и относительно простой конструкции. Принцип действия основан на объемном сжатии газа в рабочей камере, образованной двумя взаимодействующими винтовыми роторами. Ведущий ротор с выпуклыми зубьями приводится во вращение электродвигателем или газовым двигателем, передавая крутящий момент на ведомый ротор с вогнутыми впадинами. Впрыск масла в рабочую камеру выполняет несколько критически важных функций: уплотнение зазоров между роторами и корпусом для минимизации перетечек газа, отвод тепла сжатия для снижения температуры нагнетания, смазку подшипников и уплотнений для обеспечения длительного межремонтного пробега. Коэффициент полезного действия современных винтовых компрессоров достигает 90 процентов и выше при правильно подобранном соотношении давлений. Диапазон рабочих давлений винтовых компрессоров составляет от 0,15 до 2,5 МПа при одноступенчатом или двухступенчатом сжатии. Производительность серийных агрегатов достигает 50 нм³/мин, что соответствует потребностям большинства нефтедобывающих предприятий. Автоматическая система маслоснабжения включает циркуляционный насос, маслоотделитель на нагнетании, фильтры тонкой очистки и охладитель масла. Ограничения винтовых компрессоров Максимальное давление нагнетания ограничено конструктивными особенностями: при давлении выше 2,5 МПа резко возрастают утечки газа через увеличивающиеся зазоры между роторами вследствие их прогиба. Для достижения более высоких давлений применяется двухступенчатое сжатие с промежуточным охлаждением. Поршневые компрессоры Поршневые компрессоры используются на объектах, требующих высоких давлений нагнетания или работы с переменными режимами. Оппозитные восьмицилиндровые установки обеспечивают давление до 40 МПа, что необходимо для закачки газа в пласт при поддержании пластового давления или газлифтной добыче нефти. Компрессионные кольца на поршнях минимизируют перетечки газа, обеспечивая высокую степень сжатия в каждой ступени. Основным недостатком поршневых машин является прерывистый характер подачи газа с пульсациями давления. Для сглаживания пульсаций на нагнетании устанавливаются буферные ресиверы значительного объема. Также поршневые компрессоры характеризуются повышенным уровнем вибрации и шума, что требует размещения в отдельных зданиях с виброизоляцией фундаментов. Центробежные турбокомпрессоры Центробежные компрессоры применяются на крупных КС магистральных газопроводов и в составе газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. Динамический принцип сжатия основан на придании газовому потоку высокой скорости вращающимся рабочим колесом с последующим преобразованием кинетической энергии в давление в диффузоре. Производительность центробежных машин начинается от 50 нм³/мин, что значительно превышает возможности объемных компрессоров. Системы очистки и осушки попутного газа Абсорбционная осушка гликолями Абсорбционный метод с применением гликолей является наиболее распространенной технологией промысловой осушки газа. Установка включает абсорбер колонного типа с насадкой или тарелками, где влажный газ проходит в противотоке через концентрированный раствор диэтиленгликоля или триэтиленгликоля. Молекулы воды связываются с полярными группами гликоля посредством водородных связей, обеспечивая снижение точки росы до минус 40 градусов Цельсия. Насыщенный влагой гликоль направляется в блок регенерации, где в ребойлере при температуре 190-205 градусов Цельсия происходит выпаривание воды с восстановлением концентрации абсорбента. Регенерированный гликоль после охлаждения возвращается в цикл. Система работает непрерывно, обеспечивая стабильные параметры осушки без остановок на регенерацию. Адсорбционная осушка Адсорбционные установки применяются для глубокой осушки газа с достижением точки росы от минус 40 до минус 100 градусов Цельсия. Технологический процесс основан на избирательном поглощении молекул воды порами твердого адсорбента, в качестве которого используются цеолиты молекулярных сит или силикагель высокой удельной поверхности. Установка включает минимум два адсорбера колонного типа, работающие по циклическому алгоритму. Пока один адсорбер находится в режиме осушки газа, второй проходит стадии регенерации адсорбента. Цикл осушки продолжается от шести до восьми часов, после чего адсорбент насыщается влагой. Регенерация осуществляется нагретым газом: для силикагелей и алюмогелей достаточно температуры 200-250 градусов Цельсия, для цеолитов требуется более высокая температура 300-350 градусов Цельсия. Горячий газ циркулирует через слой адсорбента в течение шести-семи часов, извлекая адсорбированную воду. Преимущества адсорбционной осушки Изменение температуры и давления не оказывает существенного влияния на качество осушки. Процесс характеризуется компактностью оборудования и низкими капитальными затратами для установок небольшой производительности. Адсорбционный метод позволяет одновременно извлекать из газа не только воду, но и другие примеси, включая диоксид углерода и тяжелые углеводороды. Фильтры-сепараторы и системы очистки Двухступенчатые фильтры-скрубберы устанавливаются на входе каждого компрессорного агрегата для защиты от механических примесей, жидких углеводородов и капельной влаги. Первая ступень обеспечивает гравитационное отделение крупных капель и твердых частиц, вторая ступень с коалесцирующими элементами улавливает мелкодисперсные аэрозоли размером до одного микрометра. Эффективность сепарации достигает 99,9 процентов, что соответствует требованиям API Std 617 для центробежных компрессоров. Режимы эксплуатации и системы автоматизации Автоматическая система управления дожимной КС интегрирует работу всех технологических блоков, обеспечивая оптимальные режимы компримирования при изменении объемов поступающего газа. Система реализована на базе программируемых логических контроллеров с локальными панелями управления и центральным диспетчерским пунктом. Функции автоматики включают запуск и остановку компрессорных агрегатов, регулирование производительности, контроль параметров безопасности и диагностику оборудования. Регулирование производительности винтовых компрессоров осуществляется изменением частоты вращения привода через частотный преобразователь или дросселированием на всасывании. Поршневые компрессоры регулируются байпасированием части производительности или отключением отдельных цилиндров. Система автоматически подбирает оптимальное количество работающих агрегатов для обеспечения заданного давления при минимальном расходе энергии. Системы безопасности Автоматическая защита предохраняет оборудование от превышения установленных значений давления, температуры и вибрации. Система загазованности непрерывно контролирует концентрацию углеводородных газов и сероводорода в помещениях КС с аварийной остановкой при достижении предельных значений. Автоматическая система пожаротушения активируется при обнаружении очагов возгорания датчиками температуры и дыма. Взрывозащищенное исполнение электрооборудования соответствует классу взрывоопасной зоны согласно IEC 60079-10-1. Степень взрывозащиты систем блок-контейнера подбирается в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси попутного газа. Технологическая вентиляция с элементами рекуперации и взрывозащищенным калорифером обеспечивает поддержание безопасной атмосферы внутри помещений при отрицательных температурах окружающей среды. Нормативная база и требования стандартов Проектирование и эксплуатация компрессорных станций для сбора ПНГ регламентируется комплексом государственных стандартов и международных норм. Основополагающим документом является ГОСТ Р 58367-2019, устанавливающий требования к технологическому проектированию объектов обустройства нефтяных месторождений на суше, включая компрессорные станции для компримирования попутного нефтяного газа. Стандарт определяет требования к размещению оборудования, системам безопасности и технологическим решениям. ГОСТ Р 55990-2014 регламентирует проектирование промысловых трубопроводов нефтяных и газонефтяных месторождений, включая газопроводы попутного нефтяного газа от установок подготовки нефти до компрессорных станций и далее до потребителей. ГОСТ 31843-2013 устанавливает общие технические требования к поршневым компрессорам нефтегазовой промышленности, определяя параметры конструкции, испытаний и приемки оборудования. Международные стандарты API обеспечивают единые технические требования к компрессорному оборудованию. API Std 618 регламентирует конструкцию и испытания поршневых компрессоров, API Std 617 устанавливает требования к центробежным машинам, API Std 682 определяет параметры торцевых уплотнений. Соответствие оборудования требованиям API подтверждается сертификатами производителей и актами приемочных испытаний. Федеральные нормы и правила ФНП 534 устанавливают правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, определяя требования к размещению оборудования, системам противоаварийной защиты, порядку проведения газоопасных работ. Соблюдение норм ФНП является обязательным условием получения разрешения Ростехнадзора на эксплуатацию объектов. Часто задаваемые вопросы Какое минимальное давление ПНГ может компримировать винтовой компрессор? Винтовые компрессоры эффективно работают при давлении всасывания от 0,1 МПа. Для компримирования низконапорного газа с давлением 0,001-0,05 МПа применяются специальные вакуумные компрессорные установки с модифицированной проточной частью роторов. Такие агрегаты обеспечивают сбор газа последних ступеней сепарации, который ранее направлялся на факел. Почему необходима осушка газа перед компримированием? Осушка предотвращает гидратообразование и возникновение ледяных пробок в системах при снижении температуры. Процесс сжатия сопровождается повышением температуры точки росы газа, что может привести к конденсации влаги внутри компрессора и трубопроводов. Глубокая осушка особенно критична перед криогенными установками разделения газа. Какой тип привода предпочтительнее для дожимной КС? Выбор определяется наличием электроснабжения и составом попутного газа. Электропривод обеспечивает более простое управление и меньшие эксплуатационные расходы при наличии мощностей электросетей. Газопоршневой привод на перекачиваемом газе обеспечивает автономность станции и позволяет утилизировать низконапорный факельный газ на удаленных месторождениях без электроснабжения. Как часто требуется техническое обслуживание винтовых компрессоров? Регламентное обслуживание включает замену масла и фильтрующих элементов каждые 4000-8000 часов работы в зависимости от условий эксплуатации. Осмотр винтовой пары и подшипников проводится через 16000-24000 часов. Современные винтовые компрессоры рассчитаны на непрерывную работу 8000 часов между остановками на техническое обслуживание согласно ГОСТ 31843-2013. Какие требования к размещению компрессорных станций? Размещение КС регламентируется ГОСТ Р 58367-2019 и ФНП 534. Станция должна располагаться с подветренной стороны от жилых построек на расстоянии не менее установленных санитарно-защитных зон. Территория КС ограждается, обеспечивается подъездными путями для техники. Здания компрессорных цехов проектируются с учетом категории взрывопожароопасности, оснащаются системами вентиляции и автоматического пожаротушения.