Эффективное использование ПНГ
с учетом применения усовершенствованной насосно-эжекторной системы

Липанин Д.С., Юдаков В.А., Корнилов Д.С., Проскурякова А.С.

ООО «СамараНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»)
В работе рассмотрен усовершенствованный подход к повышению эффективности использования попутного нефтяного газа и снижению его негативного экологического следа на примере применения насосно-эжекторной системы в периметре конкретного нефтегазодобывающего объекта.

Введение

К основным причинам, препятствующим полезному использованию попутного нефтяного газа (ПНГ), относятся: отсутствие инфраструктуры, удаленность от объектов подготовки газа и незначительные извлекаемые запасы месторождений, а также отсутствие спроса на газ в регионах его добычи. В подобных условиях дополнительные капиталовложения и операционные издержки, направленные на его полезное использование, не окупаются, следствием чего является его сжигание на факельных установках.
Наиболее значительным вкладом в выбросы продуктов горения являются выбросы парниковых газов (ПГ) — диоксид углерода (CO2), метан (CH4) и оксид азота (N2O), которые являются драйверами антропогенного изменения климата, задерживают тепло в атмосфере, усиливая парниковый эффект и приводя к изменению климата [1].
Несмотря на значительный прогресс после введения мер государственного регулирования (Постановление № 1148), эта проблема до конца не решена, особенно на зрелых и мелких месторождениях.

Основная часть

Факельное сжигание ПНГ — это не только неэффективное использование ценного ресурса, но и нанесение серьезного ущерба как экономике топливно-энергетического комплекса, так и окружающей среде. Именно поэтому вопросы полезного использования ПНГ приобретают все большую актуальность [2].
Рассмотрим в качестве примера один из объектов нефтегазодобычи, где отсутствие инфраструктуры для транспортировки и полезного использования ПНГ влечет за собой его безвозвратное ежедневное сжигание на факельной установке в объеме более
5 000 м3. Выбросы ПГ на текущую дату оценки составляют: диоксид углерода — более
6 000 т/год, метан — более 15 т/год, оксид азота — порядка 1 т/год. В перспективе прогнозируется двукратное увеличение выбросов ПГ. Транспортировка нефти осуществляется по нефтепроводу
Dу 200 мм протяженностью более 24,0 км, обводненностью порядка 86,0 % на концевой объект подготовки нефти.
На основании анализа промысловых данных выявлена возможность направления ПНГ на полезное использование путем его совместной транспортировки с жидкими углеводородами (водонефтяной эмульсией) по действующей трубопроводной инфраструктуре до конечного объекта — установки подготовки нефти (УПН). Данная схема позволит обеспечить дальнейшую подачу ПНГ потребителям при минимальных капитальных затратах. Проанализируем возможность совместной транспортировки газожидкостной смеси (ГЖС) на установку подготовки нефти [7].
Вариантом № 1 является направление отсепарированного в сепарационном оборудовании объекта газа на прием центробежного насосного агрегата внешней откачки жидкости. Данный вариант нереализуем по причине несоответствия параметров потока ПНГ заводским характеристикам центробежного насосного агрегата в части газосодержания. Согласно паспортным характеристикам насоса газосодержание на приеме не должно превышать 3 %.
Вариантом № 2 является направление отсепарированного в сепарационном оборудовании объекта газа в выкидную линию насосного агрегата. Данный вариант нереализуем по причине невозможности смешения потоков жидкость/газ. Ограничивающим фактором в данном случае является существенный градиент давления (26,2 атм.) между газовой линией на выходе из сепарационного оборудования (Pфакт = 0,8 атм.) и выкидной линией насосного агрегата (P = 27,0 атм.) [6].
В варианте № 3 предлагается совместная транспортировка ГЖС с использованием стандартного эжектора по существующему нефтепроводу на УПН с последующей подачей
газа потребителю (рис. 1) [3].
Рис. 1. Направление ПНГ на насосно-эжекторную систему
Основными элементами стандартного эжектора (рис. 2) являются:
• штуцер для подачи движущей среды (жидкости и газа);
• рабочее сопло, создающее ускоренный поток;
• смесительная камера, где рабочая среда взаимодействует с эжектируемым потоком;
• диффузор, где происходит преобразование кинетической энергии в давление.
Рис. 2. Насосно-эжекторная система
Транспортировка газожидкостных смесей с использованием эжектора имеет следующие преимущества:
• эксплуатационная простота и высокая степень надежности;
• более эффективное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) и снижение вредных выбросов в атмосферу;
• исключение регулярного обслуживания;
• отсутствие потребления электроэнергии в процессе работы;
• низкие затраты на оборудование и строительно-монтажные работы.
Применение эжектора требует определенных условий, обусловленных его принципом работы:
• эффективность эжекторов напрямую связана с параметрами входного потока (жидкости или газа), поскольку именно он обеспечивает их работу;
• верхний и нижний пределы давления рабочей среды, максимальный объемный расход газа, зависящие от конструктивных особенностей эжектора и технологических параметров системы промысловых трубопроводов.
Применение эжекторной системы на объектах добычи нефти и газа требует детальной оценки всей трубопроводной системы при транспортировке многофазного потока с целью исключения опасных последствий: гидравлических ударов, пульсации расхода и давления, механического изнашивания элементов трубопровода и уменьшения пропускной способности трубопровода [4].
С целью исключения описанных рисков и выявления неблагоприятных факторов был проведен гидравлический расчет трубопровода.
Результаты гидравлического расчета показали, что при требуемом давлении 4,5 атм. на входе на УПН для транспортировки многофазного потока необходимое давление на выходе из системы эжектора должно составлять не менее 19,0 атм. Осложнения при транспортировке многофазного потока отсутствуют.
Моделирование стандартной насосно-эжекторной системы в специализированном программном обеспечении показало, что при необходимом условии (давление на входе на УПН должно составлять 4,5 атм.) эжектор не обеспечивает необходимое выходное давление 19,0 атм. Причиной являются значительные гидравлические потери в эжекторе, связанные с его конструктивными особенностями (рис. 3).
Рис. 3. Результаты расчета стандартного эжектора в специализированном ПО
В целях достижения необходимого давления на выходе системы эжектора предлагается использовать усовершенствованный эжектор, оснащенный цилиндрическим участком (рис. 4). Ключевым отличием от типовых решений является интеграция цилиндрической камеры смешения в конструкцию диффузора, что приводит к минимизации гидравлических потерь во внутренней оснастке насосно-эжекторной системы [5].
Рис. 4. Насосно-эжекторная система с цилиндрическим участком
В специализированном ПО были подобраны технические параметры эжектора (табл. 1),
обеспечивающие выходное давление ГЖС свыше 19 атм. (рис. 5), что позволяет использовать данное решение без нарушения технологических параметров трубопроводной системы и объектов ДНС/УПН (рис. 6).
Табл. 1. Технологические характеристики эжектора
Рис. 5. Результаты расчета усовершенствованного эжектора в специализированном ПО
Рис. 6. Эпюра распределения давления по длине трубопровода при использовании усовершенствованного эжектора
На основании проведенных расчетов можно сделать вывод, что успешная совместная транспортировка водонефтяной эмульсии и газа с помощью эжектора напрямую зависит от грамотного подбора оборудования, учета специфики объекта и точного определения объема эжектируемого газа [8].
Липанин Д.С., Юдаков В.А.,
Корнилов Д.С., Проскурякова А.С.

ООО «СамараНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Самара, Россия

yudakovva@samnipi.rosneft.ru
Проведено исследование анализа технических решений, позволяющих эффективно использовать попутный нефтяной газ. Предложено техническое решение, направленное на повышение эффективности его использования. Приведены данные о выбросах парниковых газов на текущую дату оценки. Произведен гидравлический расчет трубопроводной и технический расчет насосно-эжекторной систем.
попутный нефтяной газ, парниковые выбросы, насосно-эжекторная система,
газожидкостная смесь, насосный агрегат

Липанин Д.С., Юдаков В.А., Корнилов Д.С., Проскурякова А.С. Эффективное использование ПНГ
с учетом применения усовершенствованной насосно-эжекторной системы //
Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 7. C. 133–135.
11.11.2025
Рекомендуемые статьи
Геология
Интеграция фациального анализа в гидродинамическую модель
В статье описан процесс построения геолого-гидродинамической модели с учетом внедрения фациального анализа
Геология
Ловушки сверхвязкой нефти Мелекесской впадины
В работе приведены закономерности пространственной локализации ловушек сверхвязкой нефти казанского яруса Мелекесской впадины
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84
office@runeft.ru