проект по сокращению выбросов парниковых газов возможности

КОМПЕНСАЦИЯ ВЫБРОСОВ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА 101
ПРОЕКТ ПО СОКРАЩЕНИЮ ВЫБРОСОВ
ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ
ВОЗМОЖНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА
Francois Sammut
Carbon Limits
Возможности Реализации Проекта По Сокращению
Эмиссий В Нефтегазовом Секторе
• Основные парниковые выборы в нефтегазовом секторе представлены в виде
углекислого газа и метана
• Ограничения углекислого газа установлены в Казахстане системой торговли квотами
(СТК), поэтому проекты по сокращению выбросов CO2 не подлежат реализации
применимо к системам нефтегазового сектора
•
Выбросы метана не контролируются СТК, и нормативный Экологический Кодекс
делает возможным регистрацию проекта по сокращению выбросов метана.
• Любой проект по сокращению выбросов метана должен соответствовать
требованиям, необходимым для зачета эмиссионных квот
Казахстанская Система Торговли Квотами
CO2 Выбросы
(Промышленный сектор)
CO2 Выбросы
(Сектор энергетики)
Основные выбросы нефтегазового
сектора
CO2 Выбросы
Нефтегазовый сектор
Выбросы метана
Нефтегазовый сектор
Влияние метана на изменение климата
• Метан иммет важный потенциал глобального потепления: сторой по значимости
(14%)
• Нефть и газ – второй по значимости источник выбросов метана ( ~ 20-25%), что
составляет около 3% мировых выбросов парниковых газов!
• Имеется потенциал сокращения выбросов
Рисунок 2: Оценочный и прогнозируемый мировой
антропогенный объем выбросов метана, по источникам 2010 и
2020
Enteric fermentation
!
Landfills
Oil &
Gas
Метан в нефтегазовом секторе
Казахстан занимает 20 место по объемам выбросов метана при пр-ве нефти и природного газа
Объем выбросов метана от нефтегазового
сектора Казахстана
Рисунок 1: Прогнозные данные о выбросах метана
от нефти и природного газа в странах GMI, 2010
•
•
•
Выбросы метана от нефтегазового сектора
значительны (10-20%), и их значимость растет
Данные не точные, но имеют тенденцию к росту
Выбросы метана, в отличие от объемов сжигания,
растут
12
Выбросы метана(MтCO2экв)
•
20%
18%
10
16%
14%
8
12%
6
O&G CH4
Emissions
(MtCO2e
q)
10%
8%
4
6%
4%
2
2%
0
0%
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Текущий и прогнозируемый объем выбросов метана и их доля в
нефтегазовом секторе Казахстана
Источники выбросов метана в нефтегазовом секторе
Где, когда и какие виды выбросов?
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ
•
Завершение/
испытание
• Тампонирование и
ликвидация
• Сброс газа и
сжигание на
факеле
• Испытание
скважины
ДОБЫЧА
ПРОИЗВОДСТВО НЕФТИ ПРОИЗВОДСТВО ГАЗА
• Факельное
сжигание
попутного
нефтяного газа
• Сброс попутного
газа
• Дегазация флюида
• Сброс нефтяного
газа
• Компрессоры
• Дегидратор и
насосы
• Пневматические
устройства
• Скрытые утечки
• Продувка
скважины
• Заканчивание
скважины
ХРАНЕНИЕ/ПОГРУЗКА
• Резервуары для
хранения/
погрузка
• Морской транспорт
Выбросы метана можно подразделить на две категории:
(i)
(ii)
Сбрасываемый метан (преднамеренные или организованные выбросы)
Летучие выбросы (случайные выбросы либо утечки)
Масштабы
Процесс производства
Annual MM m3
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Процесс трансмиссии
Процесс переработки
нефти и газа
Процесс распределения
Основные источники выбросов метана в процессе разведки и
добычи
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОТОКА
ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ УСТР-ВА
ХРАНЕНИЕ И ПОГРУЗКА
КОМПРЕССОРЫ
ЛЕТУЧИЕ ВЫБРОСЫ
ИНЫЕ ИСТОЧНИКИ
Иные источники
Источник
Описание
Меры сокращения
Сброс
пластовой
воды
После очистки пластовая вода все еще может содержать
некоторое количество газа и представляет собой
потенциальный источник выбросов метана
Понижения давления нагнетания настолько низко,
насколько это возможно
Глушение и
ликвидация
скважины
Риск утечки зависит от месторождения/бассейна,
качество ликвидации и качество изоляции межтрубного
пространства
Надлежащие методы при строительстве и глушении
скважин могут сократить этот источник выброса газа
Газ на
выходе из
обсадной
колонны
Некоторые газы могут собираться в межтрубном
пространстве между обсадной колонной (стальная труба,
зацементированная в стволе скважины) и насоснокомпрессорной трубой
Газ может быть перенаправлен в установку извлечения
пара или компримирован для закачки в газовый
трубопровод для продажи
Продувка
скважины
Открытие устья скважины для выпуска жидкостей
Системы плунжерного подъемника
Испытание
скважины
Добытый природный газ
может сбрасываться из некоторых скважин низкого
объема
Сократить длительность испытания «Внутритрубное
испытание», когда добытые жидкости экспортируются
Эффективные бездымные методы факельного сжигания
Гидравличес
кий разрыв
Гидравлический разрыв малопроницаемых газовых
формаций
Факельное сжигание газа, используя камеру
окончательного сгорания
Извлечения газа, используя экологичное («зеленое»)
оборудование
Сжигание
Неполное сжигание ПГ
Более высокая производительность
Поршневые
компрессоры
Сброс газа
Хранение и
погрузка
нефтепродуктов
Дегидратация
гликоля и
обеспечение
потока
Летучие
выбросы
Пневматические
устройства
Сжигание на
факеле –
Сокращение
факельных
выбросов
В
ОБЕ
Система сбора паров уплотнительного масла
Экономичная замена уплотнения штока
В
В
ОБЕ
Сбор и использование / факельное сжигание
С
Факельное сжигание вместо сброса
Утилизация газа
Снижение рабочего давления при разведке и добыче
Увеличение давления в резервуаре
Изменение геометрии погрузочного трубопровода
УУП: Сжатие газа
УУП: Эжектор
УУП: конденсация ЛОС и сбор газа
Установка сепаратора очистки гликоля (СОГ)
Оптимизация скорости циркуляции гликоля
Использование электронасоса
Изменение маршрута скиммер-газа
Целевой осмотр и обслуживание
В
В
В
Н- С
С
В
В
С-В
ДА
ДА
ОБЕ
ОБЕ
ДА
НЕТ
НП
До 98%
Меняется
До 30%
10-20%
Мало данных
95%
>95%
95%
90%
80%
95%
60%-80%
Не
определено
90%
90%
100%
ОБЕ
В
ОБЕ
НП
НП
ДА
Обнаружение подводных утечек и ремонт
С
Морская
НП
Замена на реле с ограниченным расходом
Модернизация для ограничения расхода
Замена на пневматический инструмент
Установка передовых факельных систем
В
В
В
С-В
В
ОБЕ
НП
НП
НП
Дополнительные
комментарии, другие
результаты реализации
Технологии / практики
Требуется слишком много
времени на модернизацию
(1)
95%
НП
В
Правильный размер и использование факельного
сепаратора
94%
95%
50%-65%
ОБЕ
ОБЕ
Сокращение
выбросов
Сухое уплотнение
Технология /практика
Возможность
развития
Разведки?
Морская /
Наземная
деятельность
Центробежные
компрессоры
Развитость
Источник
выбросов
↗ CO2 и вероятно ↗ ЧУ
↘ ЛОС до 30% для -1 бар
↘ЛОС до 10-20% для >0.2 бар
↘ЛОС до 50%
↘ЛОС к 95%
↘ЛОС>95%
↘ЛОС к 95%
↗ CO2 и вероятно ↗ NOx
ОБЕ
ДА
Не
определено
Заключение
• Ряд технологий доступен для контроля выбросов метана от деятельности в
нефтегазовом секторе
• Большинство технологий могут быть применены без технических сложностей
• Наилучшая практика имеется в странах Норвегии, Северной Америки, и
частично в России
• Имеются сложности в малых и отдаленных участках
• Высокие издержки монтажа и тех обслуживания в сочетании с низкой ценой
газа представляет сложности (к примеру, при обратной закачке газа либо
сжигании)
• Проекты по сокращению выбросов метана могут предоставить значительные
возможности для реализации проектов именно в нефтегазовой отрасли
• Есть потребность развивать протоколы проектов по эмиссии метана
• Реализация, Мониторинг и Отчетность по проектам, направленным на
сокращение выбросов метана, являются трудными, но интересными
задачами с учетом природы происхождения газа
Природоохранные затраты - Подход и методология
ПОДХОД
Определены более 850 объемов затрат
для 16 технологий
Каковы затраты
на ….?
Это зависит
от….
Существует ряд кривых затрат на снижение загрязнения...
Затраты на снижение загрязнения зависят от ряда факторов:
•
Является ли проект новым либо проектом перестройки
•
Наземный или морской
•
Размер инфраструктуры
•
Стоимость газа
•
Факторы эмиссии источников выбросов
•
Доля метана в извлеченном газе….
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
Обзор литературы
Интервью
Семинар, встречи и обсуждения
(комментарии)
Факторы, влияющие на уровень затрат
В целом, затраты на
оборудование/материал
одинаковы
Имеются различия в:
• Стоимости монтажа
• Расходах на доставку и транспортировку
• Трудовых затратах
• Расходах на инженерно-техническое
обеспечение и конструкторские работы
Рисунок: АО НК КМГ
(КазМунайГаз)
Факторы, влияющие на доходность
• Утилизация попутного газа:
ряд технологий по
сокращению выбросов метана
является прибыльным, если
излеченный газ может быть
реализован
Рисунок: АО НК КМГ
• Местная стоимость газа: в отдаленных
районах газ может не иметь ценности
(когда избыточный газ сжигается) либо
иметь низкую цену (когда рынок сбыта
отдален). Этот параметр значительно
влияет на величину затрат на технологии
по сокращению выбросов метана
Затраты на снижение загрязнения окр. среды от
выбросов метана – Результаты
Затраты на снижение загрязнения окр. среды от
выбросов метана – Результаты
Затраты на снижение загрязнения окр. среды от
выбросов метана – Результаты
Барьеры на пути подбора и реализации проекта
• ОТСУТСТВИЕ ДАННЫХ О ВЫБРОСАХ ЛИБО
НЕДОСТАТОК ДОСТУПА К ДАННЫМ
• НЕДОСТАТОК ЗНАНИЙ О ПОТЕРЯХ ЭНЕРГИИ
• МОНИТОРИНГ
• ДОСТУП К ПЛОЩАДКЕ
• КОРОТКИЙ СЕЗОН
• УСЛОВИЯ КОНТРАКТА
• ВРЕМЯ ПРОСТОЯ
• ПАРАМЕТРЫ ТЕХНОЛОГИЙ
• ОГРАНИЧЕНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• НЕЯСНОСТЬ ПОЛИТИКИ
• СПЕЦ. БАРЬЕРЫ ПРИ УТИЛИЗАЦИИ ГАЗА
Заключение
• Существуют доступные технологии,
способствующие сокращению выбросов
метана на рынке
• Инвестиции могут значительно отличаться
по стоимости монтажа и доставки, по оплате
труда и расходам на инженерно-техническое
обеспечение
• Некоторые меры прибыльны, хотя
доходность проекта зависит от способа
утилизации газа и цены газа
• Решения принимаются в зависимости от
местных условий для каждой площадки.
Техно-экономический анализ необходим в
Казахстане для максимизации прибыли
Back up
Регенерация гликоля и газоприводные насосы для
обеспечения потока могут привести к выбросам метана
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОТОКА
PNEUMATIC DEVICES
STORAGE AND LOADING
COMPRESSORS
FUGITIVE EMISSIONS
OTHER SOURCES
Регенерация гликоля и газоприводные насосы для
обеспечения потока могут привести к выбросам метана
Контракто Сухой газ
р/осушите
ль
гликоля
Жидкий газ
Нас.
ТЭГ
Вода/Метан/ЛОС/ОЗВ
в атмосферу
Драйвер
Насос
энергообмена
Нас.
ТЭГ
Ребойлер
гликоля/
Регенератор
Топливный газ
Чистый ТЭГ
Насос
Что влияет на объем сбрасываемого
CH4:
•
•
•
•
•
Сколько метана, нЛОС и ОЗВ в ТЭГ
помимо воды
Дизайн дегидратора
Скорость циркуляции гликоля
Применение газоприводных насосов и
пневматических стройств
Сброс во время тех обслуживания
Типичная скорость для дегидратора:
Переработка: ~300 MMм3/год
Циркуляция гликоля: 60 литров в минуту
Потери: 0.35 – 3.5 MMм3/год
* Важно для Казахстана, поскольку
холодный климат может привести к
обр-ю гидратов
Установить сепараторы очистки гликоля (FTS)
Сокращение выбросов
Вода/Метан/ЛОС/ОЗВ
в атмосферу
Контрактор/ Сухой газ
осушитель
гликоля
Жидкий газ
Нас.
ТЭГ
Драйвер
Насос
энергообмена
Чистый ТЭГ
Pump
Сепарат
ор
очистки
гликоля
Нас.
ТЭГ
Ребойлер
гликоля/
Регенератор
Топливный газ
Использование электрического насоса (вместо
газоприводного)
Жидкий газ
Контракто
р/осушите
ль гликоля
Сухой газ
Нас.
ТЭГ
Вода/Метан/ЛОС/ОЗВ
в атмосферу
Драйвер
Гликолевый
насос
энергообмена
Чистый ТЭГ
Нас.
ТЭГ
Pump
Электрические
насосы
Ребойлер
гликоля/
Регенератор
Топливный газ
Изменение Маршрута Гликолевого Скиммер-Газа
Сухой газ
Вода/Метан/ЛОС/ОЗВ
В атмосферу
Гликолевая
контактная
колонна
Входящий влажный газ
НТЭГ
Привод
Приводной
двигатель
электрического
насоса
РТЭГ
НТЭГ
Pump
Гликолевый
ребойлер/
Регенератор
Газовое топливо
Источники: процесс осушки и обеспечения потока
Меры:
Краткое описание мер:
(Вариант: изменение или
технология)
Развитость:
(Низк./Сред./В
ыс.)
Применение в Арктике:
Наземное
Морское
Установка
сепаратора Метан, испаряемый из обогащенного гликоля, может
очистки гликоля
быть уловлен/перенаправлен (требуется выпускное Высокая
отверстие для газа)
X
X
Использование
Использование электрических насосов для улучшения
электрического
насоса эффективности системы
(например, сокращение Высокая
(вместо газоприводного) темпов циркуляции ТЭГ)
X
X
СТРУКТУРА СИСТЕМЫ:
ОПЕРАЦИИ
Оптимизация темпов
циркуляции гликоля
Давление входящего газа и поток могут изменяться с
течением времени. Избыточная циркуляция гликоля
приводит к выбросам
Меры:
(Вариант: изменение или технология)
Высокая
X
Инвестиции
Сокращение выбросов
от USD 10 тыс. до 60 тыс. в зависимости от размера и
расположения (на берегу/в море)
90%
Оптимизация темпов циркуляции
гликоля
~0$
Колеблется
Использование электрического насоса
(вместо газоприводного)
от USD 5 тыс. до USD 20 тыс.
Около 80%
Установка сепаратора очистки гликоля
X
На отдаленных, неэлектрифицированных участках добычи
газа часто используют пневматические контролирующие
устр-ва, приводящие к значительным выбросам CH4
FLOW ASSURANCE
ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ УСТР-ВА
STORAGE AND LOADING
COMPRESSORS
FUGITIVE EMISSIONS
OTHER SOURCES
Источник и масштаб
TC
LC
SOV
SOV
Сепаратор
SOV = Запорная
арматура
LC = Контроль уровня
TC = Контроль
температуры
FC = Контроль потока
PC = Контроль
давления
PC
Типичная скорость утечки:
150 – 1500 л / час
SOV
Дегидратор
PC
Компрессор
FC
PC
Природный
газ высокого
давления
FC
PC
Регулятор
Process
Measurement
Level
Pressure
Temperature
Flow
Слабый
пневматич.
сигнал
Пневматич.
контроллер
Слабый сигнал
Непрерыв. утечка
Сильный сигнал
Очаг промежут
типа
Привод
клапана
Масштаб и затраты
Потенциал
сокращения
выбросов
Затраты
Замена на реле с
ограниченным
расходом
Сокращение
выбросов до
уровня 6
станд.куб.фут./час
USD 500 – 1 000 в зависимости от вида и размера
Модернизация
устройств с высоким
расходом на реле с
ограниченным
расходом
Сокращение
выбросов до
уровня 6
станд.куб.фут./час
USD 300 - 700
Недостатки
Сбросы механизма
управления после
освобождения клапана
не являются
уменьшенными
Около USD 6 000 для мощности в 10 лошадиных
сил (ЛС) и более USD 60000 - для 75 ЛС
Замена на
пневматические
инструменты
Сокращение 100%
выбросов метана
+ может потребоваться трубопроводная сеть
подачи воздуха; Эксплуатация и техническое
обслуживание примерно от 10% до 20%.
(преобразование системы управления в
пневматическую является дорогостоящим
вариантом, когда число устройств ограничено,
так как имеется ряд фиксированных капитальных
и эксплуатационных затрат)
Требуется установка
новой трубопроводной
сети.
Случаются проблемы с
техническим
обслуживанием систем
осушения воздуха
Метановые и неметановые ЛОС выделяются из жидких
углеводородных продуктов во время хранения и погрузки
FLOW ASSURANCE
PNEUMATIC DEVICES
ХРАНЕНИЕ И ПОГРУЗКА
COMPRESSORS
FUGITIVE EMISSIONS
OTHER SOURCES
Скорость сброса пара будут изменяться с течением времени
и зависят от характеристик жидкости, модели объекта, а
также эксплуатационных характеристик
ПОТЕРИ ПРИ ИСПАРЕНИИ
из-за углеводорода, переходящего от высокого давления к низкому
РАБОЧИЕ ПОТЕРИ
изменяются уровни жидкости или содержимое резервуара смешивается
ПОТЕРИ «ДЫХАНИЯ» РЕЗЕРВУАРОВ
вызываются изменениями в температуре и давлении
tCH4/1000 барр.
2.50E-04
0.250
2.00E-04
0.200
1.50E-04
0.150
0.100
1.00E-04
Таблица A-136,
Приложение
3.5, US GHG
inventory (2011)
OLF Miljørapport
2011
0.50
5.00E-05
0
0.00E+00
США
Норвегия
ЛУЧШАЯ ПРАКТИКА:
Сократить испарение или
применение установки
улавливания паров
Меры контроля выбросов метана в результате
хранения и загрузки углеводородных продуктов
Пассивные меры
Снижение рабочего Испаряющиеся потери могут быть
давления при
сокращены путем уменьшения рабочего
разведке и добыче давления сепараторов
Увеличение
давления в
резервуаре (с
контролем пара)
Изменение
геометрии
погрузочного
трубопровода
(сливные трубы)
Потери от испарения могут быть
сокращены в резервуаре.
Контроль пара, требуемый при
добыче/переработке
Использование сливных линий
увеличенного диаметра для сокращения
создания испарения ЛОС в погрузочном
трубопроводе
http://www.maverickinspection.com/Portals/0/Images/IRT/Applications/StorageTanks/burn2.jpg
Активные меры
УУП: Сжатие газа
(газоочиститель +
компрессор)
УУП: Эжектор
(например,
используя газ под
высоким
давлением)
УУП: Конденсация
ЛОС и сбор газа
Направление сбрасываемого газа в
сепаратор, переработка жидкостей в
резервуаре, сжатие газа для экспорта или
местного использования
Использование энергии пара газа под
высоким давлением или другой
движущей жидкости для привлечения
ЛОС под низким давлением для экспорта
или местного использования
Конденсация тяжелых углеводородов
(охлаждение) и использование легких
фракций (включая метан) в качестве
топлива
http://www.epa.gov/gasstar/documents/ll_final_vap.pdf
Сокращение выбросов и затраты
Меры:
(Вариант: изменение или
технология)
Сокращение выбросов:
Метан
ЛОС
Кап.затраты (примеры):
Наземные:
Морские:
ПАССИВНЫЕ МЕРЫ (СОКРАЩЕННОЕ ИСПАРЕНИЕ):
Снижение рабочего давления при
разведке и добыче
До 30% для -1 бар
До 30% для -1 бар
Высоко присущи
отдельному случаю
Высоко присущи
отдельному случаю
До 10-20% для >0.2
бар
До 10-20% для >0.2
бар
Могут быть ничтожно
малы
Могут быть ничтожно
малы
Мало данных
До 50%
НД
~USD 2 млн.
(модернизация)
Увеличение давления в резервуаре
Изменение геометрии
погрузочного трубопровода
(сливные трубы)
АКТИВНЫЕ МЕРЫ (УСТАНОВКИ УЛАВЛИВАНИЯ ПАРА – УУП):
УУП: Компримирование газа
(газоочиститель + компрессор)
УУП: Эжектор (использование газа
под высоким давлением или воды
+ насос)
95%
95%
>95%
>95%
95%
95%
USD 60-120 тыс.
(25-500
тыс.ст.куб.фут./сут)
USD 250 тыс.
(платформа) USD 4 млн. (FPSO)
USD 40-80 млн.
(~8,000 м3/ч)
USD 40-100 млн.
(~8,000 м3/ч)
УУП: Конденсация ЛОС и сбор газа
Меры контроля выбросов метана в результате хранения и
загрузки углеводородных продуктов
МЕРЫ:
(ВАРИАНТ: ИЗМЕНЕНИЕ
ИЛИ ТЕХНОЛОГИЯ)
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ МЕРЫ:
РАЗВИТОСТЬ:
(НИЗК./СРЕД./В
ЫС.)
Наземное
Морское
ПАССИВНЫЕ МЕРЫ (МЕРЫ ПО СОКРАЩЕНИЮ ПАРООБРАЗОВАНИЯ):
Снижение рабочего
давления при разведке и
добыче
Испаряющиеся потери могут быть сокращены путем
уменьшения рабочего давления сепараторов
Увеличение давления в
резервуаре (с контролем
пара)
Изменение геометрии
погрузочного
трубопровода (сливные
трубы)
Потери от испарения могут быть сокращены в
резервуаре.
Контроль пара, требуемый при добыче/переработке
Использование сливных линий увеличенного диаметра
для сокращения создания испарения ЛОС в
погрузочном трубопроводе
Резервуары
Высокая
Резервуары
Средняя/
Низкая
Резервуары
Средняя
НД
Танкеры
снабжения
Танкеры
снабжения
FPSO
Танкеры
снабжения
Использова
ние
лихтерных
судов
АКТИВНЫЕ МЕРЫ (УСТАНОВКИ УЛАВЛИВАНИЯ ПАРА – УУП):
УУП: Сжатие газа
(газоочиститель +
компрессор)
Направление сбрасываемого газа в сепаратор,
переработка жидкостей в резервуаре, сжатие газа для
экспорта или местного использования
УУП: Эжектор (например,
используя газ под
высоким давлением)
Использование энергии пара газа под высоким
давлением или другой движущей жидкости для
привлечения ЛОС под низким давлением для экспорта
или местного использования
Конденсация тяжелых углеводородов (охлаждение) и
использование легких фракций (включая метан) в
качестве топлива
УУП: Конденсация ЛОС и
сбор газа
Высокая
Высокая
Средняя/
Низкая
Резервуары
(разведка и
добыча)
Резервуары
(разведка и
добыча)
Резервуары
(разведка и
добыча)
Резервуары
(разведка и
добыча)
Резервуары,
погрузочные
операции
Резервуары
(разведка и
добыча)
Утечки в компрессорах могут быть связаны с
компонентами, обеспечивающими герметизацию
сжатого газа
FLOW ASSURANCE
PNEUMATIC DEVICES
STORAGE AND LOADING
КОМПРЕССОРЫ
FUGITIVE EMISSIONS
OTHER SOURCES
Правильно установленные компрессоры, если они
настроены и смонтированы надлежащим образом, могут
сократить выбросы метана до 95%
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ КОМПРЕССОРЫ
• Влажное уплотнение широко
использовалось в прошлом
• Механическая система сухого
уплотнения является современной
альтернативой
• Сухое уплотнение могло бы снизить
количество выбросов метана более чем
на 95%
• Модернизация сухого уплотнения не
распространена
ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
• Ряд точек утечек
• Наивысший объем потери газа связан с
системами набивки сальника
поршневого штока (герметизация)
• Значительное сокращение утечек
может быть достигнуто путем замены
уплотняющих колец
• Сброс может быть направлен в
резервуар с системой улавливания пара
или в факельную установку
Рисунок: GE
Утечки в поршневых компрессорах
Отсос
Шток поршня
Поршень
Нефть
Сброс
Уплотнение штока
Смазка
Два кольца
(в трех сегментах)
Шток поршня
Утечка газа
Фланцы
Газ высокого
давления в
поршне
Стенка цилиндра
Крышка уплотнителя
Пружина
•
•
•
Стандартные уплотнения штока поршневого компрессора дают утечки
Скорость утечки для нового уплотнения штока могут составить около 2 м3 в час
Старые уплотнения могут давать утечки скоростью до 25 м3 в час
Утечки влажного уплотнения центробежных
компрессоров
Корпус
сальника
Уплотнительное
масло
Утечки
лабиринтного
уплотнения
Уплотнение
вала
Двигатель и вал
Лабиринт
Уплотняющее
масло
Вал
Уплотняющее
масло с
захваченным
газом
Типичная скорость утечки:
Объем выбросов зависит от условий эксплуатации в пределах 1000 - 5000 л/мин и более.
Исследование показало, что компрессор среднего размера (6-дюймовый вал) при работе 8 000
часов в год приводил к выбросам 1б28 MMм3 в год.
Сухое уплотнение
1. Сухое уплотнение прижимает
стационарное кольцо в
коробке сальника к
вращающемуся кольцу в
процессе вращения
2. При большой скорости
вращения, газ между
кольцами создает высокое
давление, предотвращающее
утечку
3. Только очень малое
количество газа проникает
сквозь отверстия
4. 2 уплотнения часто
используются совместно
Вращающееся
кольцо
Компрессорная
сторона
Технолог газ (риск
утечки между
кольцами)
Стационарное
кольцо
Вращающийся вал
Система улавливания (сбора) паров уплотнительного
масла
Корпус
сальника
Уплотнительное
масло
Утечки
лабиринтного
уплотнения
Двигатель и вал
Лабиринт
Уплотняющее
масло
Уплотняющее
масло с
захваченным
газом
Вал
Дегазатор
уплотнительного
масла и демистер
(“sour seal oil trap”)
Масштабы, сокращение и затраты
Меры:
Интенсивность
выбросов (станд.)
Сокращение
выбросов:
метан
Капитальные затраты
(примеры):
Наземн:
Морск:
> 95%
$300 000- 1
млн
$300 0001 млн
< 90%
~$300 000
~$300 000
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Механическая система сухого
уплотнения
Система улавливания (сбора)
паров уплотнительного масла
Зависит от местных
условий,
6 - 30 м3 в час
ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Мониторинг и замена систем
уплотнений штока на регулярной
основе
1.5 – 5.5 м3 в час
95%
$360 для малого вала (0.5
– 1.5 in.) to
около $1 600 для
большого размера (3+ in.)
На ряде компонентов могут образовываться утечки газа в
связи с нормальным износом, изменением процесса и
различными условиями окружающей среды
FLOW ASSURANCE
PNEUMATIC DEVICES
STORAGE AND LOADING
COMPRESSORS
ЛЕТУЧИЕ ВЫБРОСЫ
OTHER SOURCES
Источники и скорость утечки
Компоненты дающие утечки на объекте
Величина утечек в пределах объекта, зависит
от ряда факторов:
• рабочее давление,
• количество и возраст оборудования,
• базовый интервал технического
обслуживания и условия окружающей
среды
• иные параметры
Обычно 90% объема утечки в рамках
площадки относятся к основным 10%
протекающих компонентов.
Источник: Natural Gas Star Partnership
Компоненты дающие утечки на
объекте
Фактор эмиссии
природного газа
(м3/г/компонент)
Проходной клапан
18
Компрессор Соед-е цилиндра
280
Компрессор Сальник — раб
24,494
Компрессор Сальник —простой
35,849
Компрессор Клапан
116
Топливный клапан
782
Фланцы
23
Клапан погруз.
487
Коннектор
21
Source: Physical Acoustics Corp
При отсутствии контроля иные источники могут
приводить к выбросам метана
FLOW ASSURANCE
PNEUMATIC DEVICES
STORAGE AND LOADING
COMPRESSORS
FUGITIVE EMISSIONS
ИНЫЕ ИСТОЧНИКИ
Иные источники
Нефтяной газ
Продувка
скважины
Пробная
эксплуатация
скважины
ГРП
Сжигание (эф-ть)
Прир газ
Линии транспортировки/
хранения и комплекс СПГ
ГПЗ
Фракционирование
и НПЗ
Конечные
потреб
газа
H-CХранение
Сепарация
нефти, газа
и воды
Сбор газа,
конденсата
и нефти
Устье
скважины
(на суше &
морской)
Сброс воды
Продукты и
трубопрово
ды
Транспорт-ка
ГК и нефти
Глушение и ликвидация скважины
Большое
расстояние до
рынка
Розничн.
торг,
конеч
потреб,
др