Анализ требований к надежности подводного дожимного центробежного компрессора углеводородных газов
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) 4th 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.
- 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.
- 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)
- 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.
- 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.
- OREDA participants, OREDA Handbook; Offshore Reliability Data Handbook, 4th Edition, 2002
- Материалы VII Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2017 г.
- 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.