Н.М. Тузова, Е.С. Зайцева, А.Н. Веселов

Использование подводных дожимных центробежных компрессоров непосредственно около устьев скважин позволяет увеличивать дебит газа за счёт бо́льшей пропускной способности магистрали из-за повышенного давления и плотности транспортируемого газа. В связи со сложностью обслуживания и ремонта таких труднодоступных компрессоров, особенно учитывая ледовую обстановку на российском арктическом шельфе большую часть календарного года, необходимо обеспечить возможность дистанционного контроля и управления их работой, находясь на значительном расстоянии. Помимо высокой автоматизации к данному оборудованию должны применяться и повышенные требования по его надежности.

Целью исследования является анализ надежностных показателей центробежных компрессоров и его элементов, оценка возможности и эффективности резервирования подводного компрессора, целесообразности резервирования.

Подводные герметичные (капсулированные или интегрированные) центробежные компрессоры исполняются в едином корпусе с электродвигателем (ЭД). В отличии от «классической» компоновки, в герметичных автономных агрегатах отсутствуют следующие узлы: сухие газодинамические или масляные уплотнения вала; системы подготовки и подачи смазочного масла; подшипники, смазываемые маслом; система подготовки и подачи буферного газа; редукторы; соединительные муфты (при небольшом количестве ступеней).

В настоящий момент на иностранных месторождениях активно используются автономные компрессоры, в том числе подводного применения [1, 2]. Компрессор HOFIM производства MAN Diesel & Turbo (рис. 1) эксплуатируется на первой в мире подводной компрессорной установке на газовом месторождении Асгард в Северном море, на шельфе Норвегии [3].

Так же капсулированный компрессорный агрегат STC&ECO компании Siemens имеет успешный опыт наземной эксплуатации с 2006 года недалеко от г. Гронинген, Нидерланды [4]. Конструкция компрессора Blue-C производства компании GE так же как и у предыдущих компрессоров предусматривает применение активных электромагнитных подшипников, электропривода с частотным регулированием, полностью герметичного единого корпуса двигателя и компрессора, общего вала без редуктора. Тем не менее, в отличие от конкурентов в GE предлагают решения для размещения трансформаторов и частотных регуляторов под водой в непосредственной близости от динамического оборудования, что положительно влияет на надежность и эффективность транспортировки электроэнергии. По состоянию на 2016 год подводная дожимная компрессорная станция (ДКС) с компрессорами Blue-C успешно прошла проверку с использованием газа, добываемого с месторождения Ormen Lange.

Так же существует проект классической компоновки оборудования газоперекачивающего агрегата в герметичном корпусе [5].

По данным справочника по надежности шельфового оборудования Offshore Reliability Data Handbook (OREDA) 4^th ed. [6] выявлено 49 причин отказов центробежных компрессоров классической (не капсулированной) компоновки с различным приводом. Наиболее распространенные причины отказов представлены на рисунке 2, а (представлена наибольшая доля отказов), а график распределения отказов центробежных компрессоров одного из ведущих отечественных производителей центробежных компрессоров представлен на рисунке 2, б. По гистограммам видно, что наибольшее количество отказов связано с неисправностью датчиков и электронной аппаратуры.

 

Для постоянного поддержания требуемой производительности компрессорной станции (КС) требуется повышать конструктивную и функциональную надежность центробежных капсулированных компрессоров, в том числе резервированием системы управления магнитными подвесами. При принятии для оценочных расчетов показателей надежности современных изготавливаемых компрессоров [7] для целевой 2-летней автономной эксплуатации электроприводного газоперекачивающего агрегата (ЭГПА) требуется резервирование не менее 1/3 от требуемой мощности, для 5-летней не менее 7 (!) -кратного резервирования, для 10-летней эксплуатации не менее 399 (!) -кратного резервирования. Многократный уровень резервирования экономически не целесообразен, а для обеспечения длительной автономности работы выше 2 лет требуемый для этого уровень резервирования не приемлем ни по экономическим ни по техническим причинам. Согласно ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» нормы резервирования компрессорного оборудования, обеспечивающие непрерывность технологических процессов, должны приниматься из расчета для компрессорных станций – один резервный компрессор при числе рабочих компрессоров от одного до пяти (5+1) и два резервных компрессора при числе рабочих компрессоров более пяти (6+2). Для подводных ГПА рекомендуется схема резервирования, представленная в таблице 1, что так же подтверждено в [8].

Таблица 1

Схема рекомендованного резервирования подводных дожимных компрессорных установок

Основные ГПА, ед.	До 3	4	5	6	7	8
Резервные ГПА, ед. не менее	1	2	2	2	3	3

 

В перспективе, помимо резервирования компрессоров, необходимо рассматривать и варианты безрезервного комплектования подводных компрессорных станций компрессорами повышенной надежности с резервированием электронного оборудования (датчики, системы управления и т.д.) в конструкции компрессора. Безрезервная компоновка подводных компрессорных станций со специализированной системой дистанционной диагностики работы оборудования и программой и средствами организации и проведения оперативного внепланового предупредительного ТО, включая создание соответствующего транспортного модуля и сервисной бригады, может оказаться наиболее целесообразной и экономически обоснованной. Дальнейшие исследования будут проведены в этом направлении.

 

ЛИТЕРАТУРА

1.Р.В.Горячев, Ю.В.Кожухов, Ю.П.Ерышкин. Мировой опыт производства герметичных компрессоров для подводных добычных комплексов, применяемых при разработке месторождений углеводородов на морском шельфе. Труды двадцатого международного симпозиума «Компрессоры и компрессорное оборудование» им. К.П. Селезнева. – СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2018. – 32-43 с.

2. В.В. Черепанов, А.Г. Филиппов, В.Е. Петренко, А.И. Новиков, Д.А. Мирзоев, И.Э. Ибрагимов, А.Г. Гречко. Морские подводные нефтегазовые промыслы: В 2 т.: Т. I: Оборудование для подводного обустройства и эксплуатации морских нефнегазовых месторождений: Учебное пособие /В.В. Черепанов, А.Г. Филиппов, В.Е. Петренко, А.И. Новиков, Д.А. Мирзоев, И.Э. Ибрагимов, А.Г. Гречко. — М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. -276 с.: ил.
3. Герметичные компрессоры HOFIM™ для добычи и подводной транспортировки газа [Электронный ресурс]: офиц. информ. брошюра / Режим доступа: https://russia.man-es.com/docs/librariesprovider32/default-document-library/112_hofim_upstream-ru.pdf?sfvrsn=6 (15.10.2018)
4. Дурыманов В.В. На суше и под водой: капсулированный компрессорный агрегат STC-ECO компании SIEMENS/ Дурыманов В.В., Леонтьев С.А., Седов В.В. // Турбины и дизели. – Март–апрель 2010. – с.10-15.
5. Ю.В. Кожухов, Н.А. Забелин, А.А. Лебедев. Проект электроприводного газоперекачивающего агрегата с центробежным компрессором подводного исполнения мощностью 16 МВт для Штокмановского газоконденсатного месторождения. Газовая промышленность. №7-8 (740-741)/2016 Изд. ЗАО «Камелот Паблишинг». С. 78 – 84.
6. OREDA participants, OREDA Handbook; Offshore Reliability Data Handbook, 4th Edition, 2002
7. Материалы VII Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2017 г.
8. А.Н. Чернов, Ю.И. Козлов, Ю.А. Неменко, А.И.Новиков, М.С. Кирик. Обеспечение надёжности при подводном обустройстве нефтегазовых месторождений российского арктического шельфа. Газовая промышленность. №8 (772)/2018 Изд. ЗАО «Камелот Паблишинг». С. 24 – 31.