Внедрение газопоршневой электростанции (ГПЭС) на Южно-Охтеурском месторождении

Попутный (нефтяной) газ – это ценнейшее химическое сырье и высокоэффективное органическое топливо. В отличие от газов природных горючих, состоящих в основном из метана, попутный газ содержит значительное количество этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов. После переработки попутного газа получают осушенный (отбензиненный) газ, получают и ценное сырье, состоящее из широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), используемое в химической и нефтехимической промышленности, а также сжиженный газ. Инновационные теплоэнергетические установки на топливных элементах (ячейках), использующие попутный нефтяной газ в качестве топлива, открывают путь к радикальному и экономически выгодному решению проблем по утилизации попутного нефтяного газа. Такая газопоршневая электростанция (ГПЭС) внедрена на Южно-Охтеурском месторождении. Южно-Охтеурское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Александровском районе Томской области, входит в Стрежевской нефтедобывающий район. Открыто месторождение в 1990 году, эксплуатация осуществляет- ся с 1991 года. Промышленная нефтеносность месторождения связана с меловыми и юрскими отложениями (пласты Ю11, Ю12, Ю13, Б70, Б71 и Б72) [1, 2, 3].

По технологической схеме согласно «Дополнения к технологической схеме разработки Южно-Охтеурского месторождения» (протокол № 994 от 21.12.07), подготовка нефти месторождения осуществляется на ДНС с УПСВ производительностью до 400 тыс.т/год (по жидкости) в районе куста №1. От АГЗУ КП №1 по короткому трубопроводу, в который так же поступает продукция с кустовых площадок №№ 2, 4, скважинная продукция поступает в сепаратор УБС, где происходит отбор свободного газа. В линию «АГЗУ – УБС» через БРХ подается деэмульгатор. Газ из УБС подается на факел высокого давления (ФВД). Водонефтяная смесь из УБС под давлением 1,0-1,1 кгс/см ² подается в колонну УСТН, где полностью дегазируется. Разгазированная нефть из УСТН сливается в резервуар РВС № 1, водонефтяная смесь поступает через лучевое распределительное устройство и, проходя через слой воды попадает в зону отстоя. Далее, нефть из верхней части нефтяного слоя, через узел учета с датчиками НОРД-65, откачивается насосами Н-1, Н-2 в напорный нефтепровод. При необходимости подогрева продукций скважин в схеме подготовки используют подогреватель ППТ-0,2Г. Характеристики основного оборудования УПС в таблице 1.1.

При необходимости подогрева продукций скважин в схеме подготовки используют подогреватель ППТ-0,2Г. Пластовая вода, выделившаяся в резервуаре РВС № 1 после очистки за счет гидростатического напора, сбрасывается в шурф водозаборной скважины для закачки в систему ППД. Далее, подготовленная нефть транспортируется по нефтепроводу в пункт налива нефти, откуда автовывозом на ПСП в районе НПС «Александровская» в систему АК «Транснефть». При этом ПНН следует РВС емкостью 1000 м ³ для обеспечения непрерывной добычи в случае кратковременных перерывов в автовывозе продукции.

В настоящее время при небольшом энергопотреблении снабжение месторождения осуществляется по ВЛ 6 кВ протяженностью 11,5 км от ПС 35/6 Северная ОАО «Томскнефть» ВНК. В качестве резервного источника электроэнергии используется ДЭС мощностью 200 кВт [2, 3, 4].

Таблица 1

Перечень основного оборудования УПСВ

Обозначение I                      Наименование I Кол-во I    Характеристика

Существующее

После строительства и ввода ГПЭС в декабре 2014 года начато использование попутного газа по выработке электроэнергии для собственного потребления с помощью электростанции в объеме 60 тыс. м ³ , постепенно ежемесячно увеличивая объем потребления. Схема использования попутного газа с вводом ГПЭС представлена в следующем виде: от установки блочной сепарационной (УБС) газ попадает под давлением 0,3 МПа в сепаратор газа (СГ), откуда часть газа идет на факел высокого давления, основная часть поступает на установку подготовки топливного газа (УПТГ) на линии потребления ГПЭС. В шкафу ГРПШ регулятором давления (РДГ-50В) поддерживается давление до 0,24 МПа и далее, осушенный газ подается на прием четырех газопоршневых агрегатов. Агрегаты работают при давлении на приеме от 0,19 МПа до 0,24 МПа. Образованный конденсат в процессе подготовки газа сбрасывается в специальные дренажные емкости.

В полную мощность ГПЭС заработала с 1 октября 2015 года. Работающая газопоршневая установка на рис. 1.

• 2.    «Авторский надзор за реализацией Дополнения к технологической схеме Южно-Охтеурского месторождения», ОАО «Сиб-НИИНП», (протокол №26-09 от 26.06.2009 г.)

• 3.    Гавура А.В. Проект пробной эксплуатации Южно-Охтеурского нефтяного месторождения. Научно-производственная фирма «Декар», Киев, 1992.

• 4.    «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа пласта Б9 Южно-Охтеурского нефтяного месторождения», исполнитель ООО «ГеоИнформЭксперт» (протокол №18/59-пр от 09.02.2009 г., Роснедра).

  

  Рис. 1. Действующая газопоршневая установка.

  
  

  В результате за октябрь 2015 года добыто попутного газа 535,310 тыс.м ³ , из них использовано на ГПЭС 479,97 тыс. м ³ газа, на нужды котельной использовано 2,5 тыс.м ³ , сожжено на факеле 26,8 тыс. м ³ , на путевой подогреватель использовано 26,0 тыс. м ³ газа. В целом утилизация газа составила 95%, сожжено 5% на факелах.

Газопоршневая электростанция состоит из работающих 4 двигателей ГПЭС-1,26 МВт мощностью до 500 кВт каждая. В результате использования попутного нефтяного газа на газопоршневых 4 агрегатах, позволило создать и потреблять фонду ООО «Южно-Охтеурское» до 1100 кВт электроэнергии, при объеме утилизации газа до 95%, при сожжении газа до 5% на факеле. Можно считать, что постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», вступившее с 1 января 2012 г., предприятием ООО «Южно-Охтеурское» выполняется в полном объеме, начиная с 1 октября 2015 года.