Опыт эксплуатации газодожимной компрессорной установки на Алехинксом месторождении.

   Инженерные решения, которые реализованы на газодожимной компрессорной станции Алехинского месторождения, дополнили технологический опыт эксплуатации аналогичных ДКУ не только на других месторождениях, но и в иных отраслях топливно-энергетического комплекса. Накоплен конструктивный опыт сотрудничества и оперативного взаимодействия между специалистами компании заказчика — ОАО «Сургутнефтегаз», компании ЭНЕРГАЗ как подрядчика и компании Enerproject как основного производителя поставляемого оборудования. По существу заявленной темы хотелось бы поделиться с коллегами особенностями работы ДКУ на тяжелом газе, инженерной находкой при модернизации входных клапанов,опытом адаптации и модернизации системы охлаждения ДКУ для российских климатических условий.

Особенности работы ДКУ на тяжелом газе

   Работа компрессорных установок на тяжелом (жирном) газе в процессе компримирования всегда сопровождается риском конденсатообразования внутри системы. На Алехинском месторождении при утилизации попутного нефтяного газа встал вопрос: плотность газа, который поступает после цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН), превышала 1,3 кг/м3. Однако по техническим требованиям заказчика к работе компрессорной установки компонентный состав газа должен быть таковым, чтобы его плотность составляла 0,8 кг/м3 при 20 °С. В связи с этим в процессе эксплуатации возникли проблемы, связанные с растворением в масле большого количества углеводородов. Это вело к повышенному насыщению масла газоконденсатом, снижению кинетической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслобаке.

   Решением проблемы могло стать расширение рабочего диапазона температур масла и газа. Начальные настройки рабочих параметров КУ были следующими: температура масла 55 °С, газа — 85 °С. Такие рабочие температуры не позволяли превысить точку образования росы для перекачиваемого газа. В этом и была причина повышенного насыщения масла конденсатом. После проведения ряда экспериментов, детального анализа компонентного состава газа, а также проведения расчетов в специальной программе, позволяющей теоретически создать модель поведения газа при определенных условиях (температура и давление), было принято решение о повышении рабочих температур компрессорной установки.

	Протокол состава газа с КС Алехинского м/р
Наименование определяемых показателей	нд на метод	Единица измерения	Результат испытания
Место отбора			на нагнетании КУ-3
Компонентный состав:
Метан	ГОСТ 23781-87	% об.	48,92
Этан		% об.	12,36
Пропан		% об.	21,56
Изобутан		% об.	3,98
Н-бутан		% об.	7,73
Изопентан		% об.	1,33
Н-пентан		% об.	1,34
Сумма гексанов		% об.	0,66
Углекислый газ		% об.	1,39
Азот		% об.	0,73
Кислород		% об.	0,00
Всего		% об.	100,00
Молярная масса		г/моль	31,19
Плотность газа при 20 °С, 101,325 кПа		кг/м3	1,3206
Теплота сгорания низшая, при 20°С 101,325кПа	ГОСТ 22667-82	ккал/м3	14492
Теплота сгорания высшая, при 20°С 101,325кПа	ГОСТ 22667-82	ккал/м3	15829
Содержание СЗ+в		г/м3	796,38
Содержание С5+в		г/м3	105,65
Температура газа		°С	104
Давление газа		МПа	1,13

   Это решение сопровождалось заменой масла MG11 на MG22 (Mobil Glygoyle), которое позволяет КУ работать на более высоких температурах: масла — 75 °С, газа —105 °С. В летний период состоялись физические испытания работы КУ на тяжелом (жирном) газе с использованием масла повышенной вязкости MG22. При постепенном переходе со смешанного газа (от ЦППН и от других месторождений Северной группы) на газ, который подавался исключительно от ЦППН, компетентная комиссия зафиксировала возможность полноценной работы КУ на данном газе.