Основные типовые технологические схемы подготовки нефти и газа к транспорту и характеристика оборудования, используемого на платформах.

Подготовка нефти на платформе преимущественно сводится к отделению значительной части песка, газа и воды от нефти:

– нефть разгазируется для трубопроводного транспорта до давления 0,6 МПа;

– степень обезвоживания, как правило, доводится до содержания массовой доли воды в нефти до 0,5;

– содержание механических примесей в массовых долях 0,05.

Обессоливание нефти не всегда осуществляется на платформе: содержание солей желательно доводить до 100 мг/л, а в худшем случае – до 1800 мг/л.

При транспорте вязких нефтей по подводным трубопроводам используются специальные химреагенты – депрессаторы, снижающие ее вязкость, реже используют вариант перекачки вязкой нефти в газонасыщенном состоянии: (до 10 м³ газа на 1 м³ нефти) при этом вязкость нефти снижается в 2-3 раза, но этот способ применим только при трубопроводном транспорте на сравнительно небольшие расстояния (до 50 км).

Подготовка газа на платформе сводится к очистке газа от механических примесей, максимально возможному отделению от тяжелых углеводородов и осушке газа. Извлечение паров воды из сырого газа позволяет транспортировать газ без образования гидратов, т. е. исключая возможность конденсации влаги в газопроводе.

Выбор схем сбора, подготовки и транспорта продукции морских скважин зависит от различных природно-геологических, технологических и организационно-экономических факторов, включая и назначение пунктов приема морской нефти (при ее вывозе танкерами на большие расстояния).

Наиболее типичной технологической схемой подготовки нефти с большим содержанием газа представляется та (рис. 7.6 а), в которой как нефть, так и газ проходят последовательно несколько ступеней сепарации; только при этом давление нефти постепенно снижается, способствуя выделению из нее газа, а газ последовательно компримируется (с непременным охлаждением морской водой после каждого сжатия) и сепарируется, постепенно отдавая содержащиеся в нем тяжелые углеводороды.

Как видно из этой схемы, замерный сепаратор оборудован счетными устройствами, позволяющими определить дебит скважины по каждому из добываемых флюидов: газа, нефти и воды с последующим их направлением в общий процесс подготовки. Часть газа (поток А) используется на платформе на собственные нужды: в качестве топливного газа в газотурбинных приводах компрессоров, на отопление и энергоснабжение.

В зависимости от значения газового фактора и других конкретных условий рассмотренная схема подготовки нефти может быть существенно изменена. Например, если отпадает необходимость закачки газа в пласт, можно исключить из схемы компрессор 14 со своим приводом 15, а газовый поток из газового сепаратора 7 направить в подводный газопровод.

Технологические решения по подготовке газа и конденсата на морских акваториях можно свести к следующим основным принципиальным схемам, предназначенным для газовых и газоконденсатных месторождений.

Схема с выпуском метанола

Схема на рис. 7.1 характерна тем, что здесь в газ для предупреждения гидратообразования впрыскивается метанол: на устье скважины, а также перед каждым дросселированием газа. Газ из скважины поступает в замерный сепаратор 1 (индивидуальный, как правило, на каждой платформе), где определяется дебит по газу и жидкости. После этого потоки вновь объединяются и направляются в сепаратор 3, в котором газ отделяется от жидкой фазы и по трубопроводу II подается на берег. Смесь углеводородного конденсата и метанольной воды идет в атмосферный резервуар 5, где происходит их разделение, после чего конденсат насосом 6 вновь подается в поток газа для совместного транспорта, а метанольная вода по линии IX сбрасывается в море или (в последние годы) поступает на регенерацию. Рассмотренная схема содержит в себе ряд отрицательных моментов. Один из них состоит в том, что для подачи регенерированного метанола с берега на платформу необходим дополнительный трубопровод, проложенный по дну моря (обычно имеет диаметр от 80 до 150 мм), а также специальный резервуар для хранения метанола на платформе). При больших расстояниях до берега стоимость метанольного трубопровода может составить весьма значительную величину. Другой недостаток схемы на рис. 7.1 заключается в том, что при таком способе неизбежны достаточно существенные потери метанола – с водой, сбрасываемой в море (линия IX), не говоря уже об ущербе, наносимом акватории.

Схема осушки гликолем

В некоторых случаях обработку газа проводят в соответствии со схемой на рис. 7.2. В этом случае газ из скважин отделяется в нижней части абсорбера 1 от капельной жидкости и затем осушается с помощью раствора высококонцентрированного гликоля. Во избежание опасности гидратообразования при дросселировании газа давление в абсорбере равно давлению в скважине (статическому давлению на устье). Осушенный газ (линия II) проходит теплообменник 2, дросселируется на регуляторе 5 и подается на берег. Смесь углеводородного конденсата и пластовой воды направляется по линии III в разделитель 3, откуда конденсат рециркулирует по линии IX в трубопровод осушенного газа, а вода поступает на водоочистку в сепаратор 4, работающий при атмосферном давлении. Очищенная вода сбрасывается в море (линия XII), газ выветривания отводится на свечу по трубопроводу XIII, а углеводороды по линии Х насосом 9 закачиваются в поток газа и уходят на берег. Насыщенный водой гликоль собирается на глухой тарелке абсорбера 1, выводится по трубопроводу V в выветриватель 6, где из гликоля при низком давлении удаляется газ выветривания (линия VI), используемый, как правило, в качестве топлива на платформе. Насыщенный гликоль регенерируется в абсорбер после охлаждения осушенньм газом в теплообменнике 2. однако ему присущ следующий недостаток: необходимость проведения процесса осушки при высоких температурах и, как следствие этого, большая металлоемкость оборудования (абсорбер 1, теплообменник 2, разделитель 3, насосы 8 и 9) и трубопроводов. Очевидно, что при очень высоких устьевых давлениях указанный способ становится нерентабельным. Поэтому зачастую перед осушкой газа осуществляется его дросселирование, когда газ сначала подогревают до температуры, гарантирующей безгидратную работу газопровода.

Схема подготовки газа отличается от выше рассмотренной схемы главным образом тем, что газ из скважин сначала подогревается в аппарате 1, затем дросселируется на регуляторе 2 и только потом осушается гликолем в абсорбере 4. Недостатком этого схемного решения является наличие дополнительного энергоемкого оборудования высокого давления – подогревателя 1.

Схема осушки гликолем с предварительным подогревом газа

Как видно из рассмотренных вариантов подготовки газа и конденсата (рис. 7.1-7.3), по экономическим соображениям конденсат подают в поток газа для совместного транспортирования на берег, поскольку это дешевле, чем прокладывать по дну моря дополнительный конденсатопровод. Однако надо учитывать, что углеводородный конденсат всегда содержит в своем составе остаточную воду, которую довольно сложно отделить отстаиванием. Если конденсата, повторно закачиваемого в газ, сравнительно немного, то это практически не сказывается на точке росы осушенного газа. В случае же больших количеств углеводородного конденсата вносимая им в газ влага может существенно повысить точку росы газа по воде. Поэтому во втором случае требуется либо осушать газ в абсорбере до более низкой точки росы, что технически весьма сложно (более высокие концентрации гликоля, большее число тарелок в абсорбере), либо обезвоживать конденсат до введения его в газ. Один из способов обезвоживания конденсата, запатентованный фирмой “Юлэк, Сиволз энд Брайсон”. Принцип способа заключается в том, что сначала газ осушается в нижней части абсорбера 2, затем осушенным газом продувают водосодержащий конденсат в средней части абсорбера и затем газ, поглотивший воду из конденсата, повторно осушают в верхней части аппарата. Описанный способ требует более сложной конструкции абсорбера, чем в схемах 2 и 3, но позволяет сохранить точку росы осушенного газа по влаге, поэтому используется на газоконденсатных месторождениях с большим содержанием конденсата.

Осушка гликолем с обезвоживанием конденсата

Сепарационное оборудование

систему “скважина-сепаратор” следует рассматривать как единый комплекс, в котором осуществляется разделение и подготовка к сепарации нефти и газа, и процессы выделения газа и коалесценции пузырьков и капель жидкости, происходящие в трубопроводах, следует выбрать как начальную стадию разделения, завершаемую сепаратором. Имеют традиционную конструкцию и устанавливается горизонтально или вертикально. В горизонтальных сепараторах объем используется более эффективно, но и на их работу сильно влияют пульсации потока, их не всегда удобно использовать на морских основаниях. Вертикальные аппараты имеют меньшую производительность, однако эффективнее разделяют сепарируемые среды. Горизонтальные аппараты рекомендуется применять при высоких газовых факторах и малом количестве жидкости. Кроме того, в горизонтальных сепараторах большая поверхность контакта между фазами способствует лучшему выделению пузырьков газа из накопившейся жидкости. Основные типы выпускаемых в настоящее время сепараторов имеют различные схемы ввода сепарируемого потока и конструкции каплеуловителей:

а) сепараторы нефтегазовые типа НГС (техпроект ГП 496 ЦКБН) имеют два встроенных каплеуловителя из вязаной рукавной сетки:

вертикальный (грубой очистки);

горизонтальный (тонкой очистки);

б) сепараторы типа УБС оснащены выносными газосепараторами с двумя вертикальными сетчатьми каплеуловителями (грубой и тонкой очистки).

Оборудование для осушки газа

Осушка газа осуществляется в абсорберах, в которых газ в противотоке с абсорбентом (наиболее распространенным является триэтиленгликоль-ТЭГ, с большой глубиной извлечения паров воды из газа и эффективно регенерируемый), обезвоживается, т.е. точка росы по влагосодержанию снижается настолько, чтобы предотвратить по трассе конденсацию этих паров, их выпадение и скопление в пониженных участках газопровода. Адсорбционные процессы не получили своего развития на платформах вследствие необходимости наличия как минимум трех аппаратов (один из которых – в работе, другой – в регенерации адсорбента, третий – остывает после термической регенерации), т.е. громоздкости технологического цикла полного процесса.

Теплообменное оборудование

В подготовке продукции морских скважин теплообменное оборудование, как и на суше, является важной составной частью всего технологического процесса:

– при подготовке нефти необходимы подогреватели для интенсификации процессов ее обезвоживания, в особенности вязких тяжелых нефтей;

– при подготовке газа с целью рекуперации холода, используемого для более интенсивного извлечения из газа тяжелых углеводородов и воды.

Вообще теплообменное оборудование позволяет существенно сберечь энергозатраты, обязательные для реализации технологического процесса. Принципиального конструктивного отличия теплообменники для морских платформ не имеют. Наиболее распространенными в настоящее время являются кожухотрубчатые теплообменники различных модификаций с несущественными конструктивными особенностями.

Насосно-компрессорное оборудование

На платформах работа насосно-компрессорных агрегатов небольшой мощности и производительности осуществляется преимущественно с помощью электропривода.

В случае же достаточно высоких степеней сжатия газа и большой производительности широко практикуется газотурбинный привод, использующий газы стабилизации.

К основным достоинствам блочных газотурбинных центробежных компрессоров относятся:

– возможность автоматического управления;

– легкость изменения режимов работы в зависимости от изменения нагрузки;

– высокая степень приспособленности к окружающей температуре;

– низкая стоимость и быстрота монтажа;

– малое число требуемых запасных частей.