ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕЛИЕВОГО ЗАВОДА ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ОРЕНБУРГ» – КАК СТРАТЕГИЧЕСКАЯ ОСНОВА ДЛЯ ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА И РЕАЛИЗАЦИИ ГЕЛИЯ В РОССИИ
Хабибуллин Р.Р.
(Гелиевый завод ООО «Газпром добыча Оренбург»)
К 2030 году ожидается прогнозный дефицит мирового рынка гелия. По экспертным оценкам к этому сроку вероятно удвоение мирового потребления гелия при одновременном снижении его производства, что неизбежно приведет к его дефициту.
Дефицит гелия в мире может достичь к 2030 году от 122,2 до 166 млн. нм3. Надежды на улучшение ситуации с нехваткой гелия связаны с новыми проектами, в т.ч. с газовыми месторождениями в Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые содержат до 40-50 % всего российского гелия. Особенностью этих месторождений является сложный компонентный состав, включающий значительные количества гелия и углеводородов С2+выше, которые могут рассматриваться в качестве сырья для дальнейшего развития нефтегазохимической подотрасли.
В целях развития газохимической промышленности была разработана «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона», утвержденная приказом Минпромэнерго России № 340 от 03 сентября 2007 г.
В соответствии с данной Программой на базе крупнейших системообразующих месторождений (Ковыктинское ГКМ, Чаяндинское НГКМ, месторождения Красноярского края) предусматривается создание крупных добывающих мощностей Восточной Сибири и Дальнего Востока и формирование, таким образом, нового центра газовой промышленности РФ.
Освоение этих месторождений позволит России к 2030 году стать одним из крупнейших производителей и поставщиков гелия и продукции на его основе на мировой рынок и удовлетворять более половины мировых потребностей в этом сырье.
И все-таки это вопрос отдаленного будущего, а в настоящее время производство гелия в России не превышает 6 млн. куб. м., поскольку на сегодняшний день в России функционирует единственный производитель и поставщик гелия для потребителей РФ и стран СНГ - гелиевый завод ООО «Газпром добыча Оренбург».
И пока месторождения Восточной Сибири вступят в стадию разработки, ООО «Газпром добыча Оренбург» останется единственным производителем гелия на протяжении ближайших десяти лет.
«Газпром добыча Оренбург» ведет работы со специализированными организациями по разработке новых технологий и решений в производстве и транспортировке:
В 2010 году планируется выполнить опытно-конструкторскую работу по созданию турбодетандерного агрегата нового поколения на электромагнитных подшипниках для охлаждения природного газа в криогенном цикле установок выделения этана и ШФЛУ производительностью 3 млрд. куб. м в год по сырьевому газу.
В рамках проекта «Техперевооружение I,II,III очереди гелиевого завода» планируется полностью реконструировать систему тонкой очистки гелиевого концентрата с использованием технологии «на низком давлении» - до 3,0 МПа, что обеспечит снижение потребления энергоресурсов и технологических потерь гелия.
В перспективе гелиевый завод может стать важным звеном в обеспечении транспортировки восточносибирского гелия на рынки Европы. А гелиевый центр, созданный на базе ОГХК, может быть использован в качестве полигона по отработке новых технологий для объектов гелиевых производств Восточной Сибири.
Совершенствование методики оценки опасности коррозионно-эрозионных повреждений аппаратов и сосудов давления установок очистки природного газа
Велес-Пивоваров А.Р.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Длительные наблюдения за техническим состоянием абсорберов установок очистки газа высокого давления от сероводорода и диоксида углерода позволили установить, что внутренняя поверхность аппаратов от второй тарелки до поверхности раздела газ-жидкость (кубовой части) подвержена усиленному эрозионно-коррозионному износу. Коррозионные поражения представляют собой язвы с размытыми нижними краями и пятна с переменной глубиной.
С целью снижения интенсивности износа внутренние устройства абсорберов покрывают полимерными и металлическими материалами, а также вносят изменения в их конструкцию. Наиболее эффективным оказалось нанесение металлического антикоррозионного покрытия, которое снижает скорость развития коррозионных процессов, но создает другие опасные виды коррозионного поражения – контактную коррозию между покрытием и незащищенной поверхностью металла (дефектные участки). При этом виде коррозии дефекты в основном металле образовываются, как правило, в виде язв или полос.
Исходя из однотипности дефектов, представляется интересным разработка простой и доступной методики оценки опасности дефектов для оперативного определения остаточного ресурса аппарата с учетом количества, размеров и месторасположения коррозионных поражений.
Существующие стандартные методики для определения опасности локальных дефектов и предельного ресурса эксплуатации базируются на субъективном подходе к схематизаций дефектов, не позволяют учесть конструктивные особенности аппарата и местонахождение дефектов.
Разработка упрощенной методики оценки опасности дефектов с использованием современных программных комплексов, базирующихся на методе конечных элементов, позволит:
- обеспечить безопасность эксплуатации оборудования;
- оценивать опасность коррозионно-эрозионных повреждений аппаратов и сосудов давления установок отчистки природного газа;
- прогнозировать предельный срок эксплуатации;
- планировать график проведения ремонтных работ для восстановления технического состояния оборудования;
- экономить на проведении дорогостоящих процедур экспертиз по оценке состояния оборудования, проводимых специализированными организациями.
Проблемы оценки технического состояния трубопроводных обвязок скважин Уренгойского НГКМ
Архипов М.Г., Лукьянов В.А., Урванцев А.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, OOO «Газпромэнергодиагностика»)
Основная часть фонда газовых скважин Уренгойского НГКМ, составляющего более 1300 единиц, была введена в эксплуатацию при освоении Сеноманской залежи в 80-х годах. В течение длительного времени обеспечение безопасности и надежности эксплуатации газопроводов обвязок скважин базировалось на проведении планово-предупредительных и общих капитальных ремонтов, как правило, с заменой трубопроводов. В условиях старения трубопроводных систем и недостатка ресурсов для их обновления такой подход становится все менее эффективным. С развитием технического диагностирования основной стратегией безопасности газопроводов становится эксплуатация по техническому состоянию.
В 2007-2008 годах специалисты ООО «Газпромэнергодиагностика» провели оценку технического состояния 398 трубопроводных обвязок скважин, состоящую из стандартных методов технического диагностирования и расчета напряжено-деформированного состояния (НДС) трубопроводов с помощью программных комплексов, реализующих метод конечных элементов. Анализ НДС являлся неотъемлемым и основным этапом оценки технического состояния, определяющим реальное состояние трубопроводной конструкции.
При расчете НДС были выявлены следующие проблемы: отсутствие документации и информации о проектном положении трубопровода; сложность определения граничных условий (взаимодействие трубопровод-грунт, опора-трубопровод); способ задания внешних нагрузок.
В расчетной модели переход «земля-воздух» моделировался в виде жесткой заделки, сдвинутой по длине трубы, опорные конструкции – наложением ограничений по степеням свободы, а внешние нагрузки – заданием перемещений сечений трубопровода в контрольных точках.
Расчеты показали, что 29% обвязок скважин имели напряжения, превышающие допустимы значения по СП-34-116-97 и СНиП 2.05.06-85, причем 68 % превышений зафиксированы на опусках основных шлейфов и факельных линий в грунт. Эксплуатирующей организации ООО «Газпром добыча Уренгой» было рекомендовано произвести работы по разгрузке напряженного состояния. С другой стороны, прямые измерения НДС обвязок скважин методом магнитной памяти металла на данных участках не показали аномальных значений.
Данные факты говорят о необходимости разработки комплексной методики оценки технического состояния трубопроводной обвязки скважины при одновременном учете непроектного положения трубопровода и наличия возможных локальных дефектов стенок.
Подход к формированию парка технических средств реагирования на разливы нефти на акваториях нефтяных промыслов
Мерициди И.А., Шлапаков А. В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Информация по существующим технологиям локализации разливов нефти и нефтепродуктов носит явный рекламный характер, поэтому сложно оценить их реальную эффективность. Каждая из предлагаемых на рынке технологий, а также сопутствующие технические средства имеют ограниченную область применения.
В работе предложен алгоритм выбора технологии и формирования состава парка технических средств реагирования на разливы нефти на акваториях промыслов, с учетом факторов, влияющих на их эффективность.
Предлагаемый алгоритм выбора наиболее эффективных технологий реагирования на разливы нефти на акваториях промыслов состоит из двух этапов:
- на первом этапе определяются технологии, применимые в характерных условиях промысла, здесь учитываются такие факторы как тип акватории, тип нефтепродукта и условия окружающей среды (в первую очередь наличие ледового покрова, скорость течения, волнение воды и температура воздуха). Учитываются, также, индивидуальные особенности применения таких методов как потопление, диспергирование и сжигание нефти;
- на втором этапе учитывается эффективность методов, вследствие влияния процессов трансформации нефти после разлива.
Для определения относительной эффективности методов реагирования использованы такие параметры разлива как вязкость нефти и толщина нефтяного пятна.
Алгоритм адаптирован для реализации в качестве автоматизированного комплекса выбора технологии и технических средств локализации разливов нефти и нефтепродуктов на акваториях по исходным параметрам, с возможностью оценки динамики изменения их относительной эффективности.
К ВОПРОСУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕАЛЬНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СКИММЕРНЫХ УСТРОЙСТВ
Слышенков В.А., Каравенкин Д.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Для сбора нефтяных загрязнений с поверхности воды применяются специальные установки – скиммеры.
Следует отметить, что промышленное производство данного оборудования наиболее развито за рубежом.
Скиммерные установки (СУ) классифицируются по следующим признакам: принцип действия (пороговые, сорбционные, адгезионные и др.) и конструктивные особенности (ленточный, барабанный и др.).
Основными техническими показателями, характеризующим работу СУ, принято считать производительность и сепарационную способность.
Характерно, что паспортная производительность различных СУ может быть одинакова. Очевидно, технические показатели СУ не могут оставаться одними и теми же при изменении внешних условий, изменяясь от номинальных значений до нулевых. Причём у различных СУ интенсивность изменения будет разная.
Определение оптимального режима эксплуатации СУ осуществляется методом проб и ошибок. Следовательно, определяющими факторами являются внешние условия: масштаб разлива, физико-химические характеристики собираемых жидкостей и условия окружающей среды.
Предлагается дополнить существующую классификацию информацией по влиянию внешних факторов на основные технические показатели.
Аналитическими методами определена эффективность работы различных СУ с одинаковой паспортной производительностью в широком диапазоне изменения внешних факторов.
Установлены области предпочтительного использования СУ порогового и адгезионного принципов действия.
Приведены рекомендации, позволяющие избежать негативных эффектов при эксплуатации СУ.
Результаты позволяют определить тип СУ и его производительность, исходя из требуемой сепарационной способности и внешних условий.
Выводы позволяют скорректировать характеристики оборудования при разработке планов ликвидации аварийных разливов нефти (ПЛАРНов).
УСТАНОВКА ПО ОЧИСТКЕ ГРУНТА (ПОЧВЫ, ШЛАМА) ОТ НЕФТЕПРОДУКТОВ И ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЕЕ РАБОТЫ
Ефимченко С.И., Агеев А.В., Пыльнов А.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Объектом исследования является опытно-промышленный образец установки по очистке грунта (почвы, шлама) от нефти и нефтепродуктов, изготовленный в соответствии с технологической и компоновочной схемами, разработанными коллективом.
Технологическая схема включает следующее специальное оборудование: смеситель одновальный, грохот, оседиагональный и шламовые насосы, песко- и илоотделители, струйный аппарат и гравитационно-динамический сепаратор жидкости, емкостное оборудование, запорная арматура, электрические шкафы управления и автоматика.
Принцип работы установки заключается в предварительной подготовке загрязненного грунта (почвы, шлама); очистке грунта, на первом этапе которой происходит подача шламовым насосом нагретой до 60-80ºС воды в струйный аппарат, в турбулентном потоке которого происходит смешивание и отмывание частичек загрязненного грунта (почвы, шлама) от нефти и нефтепродуктов. Полученная смесь далее подается с помощью другого шламового насоса в песко- и далее в илоотделитель, где осуществляется отделение частичек загрязненного грунта (почвы, шлама) от жидкой фазы. В финальной стадии процесса очистки жидкая фаза попадает в гравитационно-динамический сепаратор жидкости, где происходит отделение нефти и нефтепродуктов от воды. Вода при этом возвращается в цикл очистки грунта.
В ходе проведения опытно-промышленных работ по очистке амбара с нефтешламом в августе 2009 года в г. Саратове подтверждена правильность концепции очистки грунта (почвы, шлама) от нефти и нефтепродуктов по принятой схеме. Установка очистки грунта от нефти и нефтепродуктов выведена на рабочий режим, подготовлен регламент работ на установке.
По результатам опытно-промышленных работ проведены лабораторные исследования образцов загрязненного и очищенного грунта и воды, получены экспертные заключения.
Краткие характеристики установки по очистке грунта (почвы, шлама) от нефти и нефтепродуктов: производительность, м3/час – 5-15; возможность работы с твердыми и жидкими нефтешламами; ограничения по химическому составу углеводородов, выступающих в качестве загрязнителя отсутствуют; остаточная степень загрязнения, г/кг, не более – 1; применение ПАВ, химических реагентов для организации очистки не требуется; потребляемая мощность, кВт, не более – 150.
УСТАНОВКА ПО ОБЕЗВРЕЖИВАНИЮ НЕФТЕШЛАМОВ, НЕФТЕЗАГРЯЗНЕННОГО ГРУНТА И ИЛОВЫХ ОСАДКОВ
Воробьева С.Ю., Мерициди И.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, ООО «ГеоЛайнПроект»)
В настоящее время на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности накоплено несколько десятков миллионов тонн нефтешламов, представляющих серьезную экологическую угрозу окружающей среде. Одним из наиболее перспективных методов обезвреживания нефтешламов является метод химического капсулирования. Сущность метода заключается в химико-механическом преобразовании загрязняющего материала в порошкообразный материал, каждая частица которого покрыта гидрофобной оболочкой.
Технология химического, или реагентного, капсулирования успешно применяется в Европе, в частности в Греции компанией Actor S.A. Совместно с компанией Actor S.A. проводятся испытания опытной установки по переработке иловых осадков в Подмосковье, по результатам которых будут определены направления модернизации установки.
Установка по обезвреживанию нефтешламов, нефтезагрязненного грунта, иловых осадков данным методом состоит из следующих блоков: приемный блок (после загрузки шлама здесь осуществляется выделение крупных включений, подготовка пульпы); блок химического капсулирования (обработка известью с образованием капсул); блок очистки воды; блок утилизации крупных включений (сжигание); энергетический блок (требуемая мощность – не более 65кВт). Расчетная производительность установки – 15м3 шлама в час. Оборудование монтируется в специальном ангаре, возможно также мобильное исполнение установки.
Шламы с исходным содержанием нефтепродуктов до 75% превращаются в нейтральный для внешней среды материал, используемый в дорожном строительстве и рекультивации земель. Одно из главных преимуществ такой технологии – отсутствие необходимости определения химических параметров обезвреженного продукта на выходе и, соответственно, проведения повторных циклов обработки, как, например, при отмыве грунта. Данные лабораторных анализов переработанного продукта показали его соответствие всем экологическим требованиям российского законодательства.
|
