Методы подготовки нефтегазовых смесей шельфовых месторождений

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

 

Реферат

на тему: «Методы подготовки нефтегазовых смесей шельфовых месторождений »

по дисциплине «Подготовка нефти и газа к транспорту»

 

 

 

 

Выполнили: студены  гр. БМТ 11-04              Бережанский Н.В., Ширшов Ф.Д.

 

Проверил: преподаватель                                                                   Иванов А.И.

 

 

 

 

 

 

 

 

Уфа 2014

Содержание

Введение 3

1 Принципиальные  технологические  схемы подготовки газа и конденсата  на море 5

2 Принципиальные технологические  схемы подготовки нефти на  морских платформах 17

2.1 Описание технологических  операций по подготовки нефти  по подварианту 1.1 23

2.2 Описание технологических  операций по подготовки нефти  по подварианту 1.2 27

2.3 Описание технологических  операций по подготовки нефти  по подварианту 1.3 30

Заключение 33

Список использованных источников 34

 

Введение

 

В первые годы морской нефтедобычи основное внимание уделялось нефти, а нефтяной газ сжигался и лишь частично использовался для собственных нужд в ограниченных масштабах.

Однако со временем, когда изменились экономические воззрения на нефтяной газ как на не менее ценный энергоноситель и сырье для получения пропан-бутановых фракций, отношение к нему изменилось. К тому времени резко изменилась и экологическая ситуация в мире, что повлекло существенное усовершенствование технологии процесса извлечения жидких фракций из газа.

Сейчас на начальных этапах освоения морских нефтяных месторождений уже значительная часть газа после извлечения пропан-бутана закачивается в пласт, способствуя поддержанию пластового давления и повышению нефтеотдачи коллекторов. Создание двухтопливных двигателей (работающих сперва на дизтопливе, а потом на газе) позволило расходовать часть газа на собственные нужды платформы

(выработка электроэнергии  и тепла). Но существуют такие  нефтяные месторождения, где газовый фактор чрезвычайно низок и его недостаточно даже для обеспечения собственных нужд платформы, как это имеет место на месторождении «Приразломное»,  где газовый фактор не превышает 40 добываемой жидкости. В этих случаях электростанции на платформах используют привозное дизтопливо или же в составе верхних строений платформы предусматривается простая установка переработки части нефти (только для собственных нужд) в дизтопливо, что, например, и предусмотрено на упомянутом месторождении.

В случаях, когда добываемые с нефтью объемы газа экономически выгодно транспортировать на берег по отдельному газопроводу, это решают наряду с закачкой части газа в пласт. Возможны также и варианты, когда газ приходится транспортировать на берег после исчерпания добычи рентабельных объемов нефти; в этом случае для транспорта газа служит уже имеющийся нефтепровод (разумеется, если он есть).

Во всяком случае, в настоящее время газ сжигается в факелах лишь в аварийных ситуациях, например в таких странах, как Великобритания и Норвегия.

На газоконденсатных месторождениях с повышенным конденсатным фактором (значение которого всякий раз определяется рентабельностью) длительное время (тоже подлежащее определению) осуществляется лишь добыча конденсата с возвратом отсепарированного и осушенного газа обратно в пласт с целью повышения конденсатоотдачи коллектора, получивший наименование сайклинг-процесс.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Принципиальные  технологические схемы подготовки газа и конденсата на море

 

 

Технологические решения по подготовке газа и конденсата на морских акваториях можно свести к следующим основным принципиальным схемам, предназначенным для газовых и газоконденсатных месторождений и изображенным на рисунках 1.1-1.4.

Схема, изображенная  на рис. 1.1 характерна тем, что здесь в газ для предупреждения гидратообразования впрыскивается метанол — на устье скважины, а также перед каждым дросселированием. 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 [1].

Подобный способ подготовки газа реализован на месторождениях Викинг, Албу- шелл (оба в Северном море), на морских месторождениях Австралии, на месторождениях в голландской зоне Северного моря, на месторождении Бэсс-Стрейт и др. Однако при всей своей внешней привлекательности, заключающейся в минимальном количестве аппаратов и малой энергоемкости, 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.

 

 

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема подготовки газа с выпуском метанола

 

 

 

 

 

Рисунок 1.2 – Принципиальная схема осушки газа гликолем

 

подаваемого на ингибирование. Поэтому в последнее время все чаще вместо метанола предпочитают подавать в качестве ингибитора гидратообразования гликоль ,что позволяет утилизировать после регенерации практически все количество реагента, подаваемого в газ.

В некоторых случаях обработку газа проводят в соответствии со схемой на рисунке  1.2. В этом случае газ из скважин отделяется в нижней части абсорбера 7 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 углеводородною 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 очистку 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 X насосом 9 закачиваются в поток газа и уходят на берег.

Насыщенный водой гликоль собирается на глухой тарелке абсорбера 7, 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 осушенный газом в теплообменнике 2 [1].

Этот способ широко применяется на месторождениях Северного моря, однако ему присущ следующий недостаток: необходимость проведения процесса осушки при высоких температурах и, как следствие этого, большая металлоемкость оборудования (абсорбер 7, теплообменник 2, разделитель 2, 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 (рисунок 7.3). Схема подготовки газа отличается от вышерассмотренной схемы главным образом тем, что газ из скважин сначала подогревается в аппарате 7, 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 7. Способ, рассмотренный на этом рисунке, также используется на некоторых месторождениях Северного моря.

Как видно из рассмотренных вариантов подготовки газа и конденсата, изображенных на рисунках  1.1-1.3, по экономическим соображениям конденсат подают в поток газа для совместного транспортирования на берег, поскольку это дешевле, чем дополнительно прокладывать по дну моря 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, Сиволзэнд Брайсон» рассмотрен на рисунке 1.4.1 [1] .

 Принцип его заключается  в том, что сначала газ осушается в нижней части абсорбера 2, затем осушенным газом продувают водосодержащий конденсат в средней части абсорбера, и газ, поглотивший воду из конденсата, повторно осушают в верхней части аппарата. Описанный способ требует более сложной конструкции абсорбера, чем в предыдущих двух схемах, но позволяет сохранить точку росы осушенного газа по влаге, поэтому используется на газоконденсатных месторождениях с большим содержанием конденсата.

 

Рисунок 1.3- Принципиальная схема подготовки газа с предварительным подогревом путем его осушки гликолем

 

Рисунок 1.4.1- Принципиальная схема подготовки газа  путем его осушки гликолем и обезвоживанием конденсата

 

Другим технологическим решением, позволяющим осуществить совместный транспорт осушенного газа с конденсатом по подводному трубопроводу, является предварительный подогрев газа. Эта схема представлена на рис. 1.4.2. Сырой газ из скважин 1 подается в огневую печь 2, которая исключает возможность образования гидратов после дросселирования потока, после чего сепарируется в 3 и подается в абсорбер 4, где осушается с избытком и далее через теплообменник 5транспортируется на берег 14. Одновременно достаточно прогретый конденсат хорошо разделяется в трехфазном сепараторе 12; причем газ выветривания 9 используется на платформе на собственные нужды, а отделившаяся вода сбрасывается в море. Конденсат же насосом 10 закачивается в газопровод 13, протянутый на берег. Гликоль, насыщенный в абсорбере влагой, дегазируется в 6, поступает на регенерацию в  десорбер 7 и далее насосом снова подается в абсорбер.

 

 

Рисунок 1.4.2- Схема с предварительным подогревом и осушкой газа и с откачкой конденсата

 

Эта схема обладает хорошим преимуществом, выражающимся в том, что на платформе используется лишь один химреагент из группы гликолей. Отсутствие метанола в этом решении позволяет, во-первых, сбрасывать свободную воду в море, во-вторых, исключить необходимость площади на платформе для хранения метанола и, в-третьих, не загрязнять гликоль водометанольными растворами (и регенерация гликоля в отсутствие метанола идет значительно лучше).

В ряде случаев (подача газа из подводных скважин, низкая температура или высокое давление газа на устьях скважин, расположенных на платформе) возникает необходимость одновременного использования метанола и гликоля (преимущественно, три- этиленгликоля): первое — для предотвращения гидратообразования, и второе — для осушки газа. Такое техническое решение требует дополнительной площади, усложняет всю технологическую цепочку, повышая пожарно и экологическую опасность. И тем не менее эти решения реализованы на некоторых морских газоконденсатных месторождениях [1].

В завершение раздела приводится принципиальная технологическая схема подготовки газа и конденсата на Штокмановском газоконденсатном месторождении (Баренцево море), которая была разработана авторами во «ВНИПИморнефтегаз» (в содружестве с Т.М. Бекировым — ВНИИгаз и В.П. Мальхановым — «Криокор») в 1994 г., в Технико-экономическом обосновании вышеупомянутого месторождения. В этой схеме предложен ряд оригинальных технических решений, обусловленных специфическими условиями залежи (глубина воды 350 м, удаленность от берега свыше 600 км и др.): поскольку была обоснована необходимость применения метанола на платформе, то с целью исключения его завоза предложено получать метанол из газа методом его прямого окисления кислородом воздуха в объемах, необходимых только для собственных нужд, непосредственно на самой платформе.

Суть способа получения метанола заключается в окислении газа кислородом воздуха при давлении 4-6 МПа и температуре 400-500 °С. При этом воздух необходимо компримировать, т.е. затратить энергию. Эту задачу на платформе можно решить путем детандирования той части газа, которая затрачивается на выработку электроэнергии для нужд платх|юрмы. Одновременно с детандированиием производится сжатие воздуха, т.е. используется турбодетандер (ТДЛ) «газ — воздух». И поскольку концентрация метанола в окислившемся газе составляет всего 40-50%, а для ингибирования газа необходимо иметь примерно 90%, то повышение концентрации образовавшегося водометанольного раствора осуществляется путем его выпаривания вместе с отработанным (уловленным) метанолом, имеющим ту же концентрацию. Поэтому растворы смешиваются и подаются на блок регенерации, откуда поступают в технологическую цепочку обработки газа. Таким образом, обеспечивается безгидратный транспорт газа на берег [1].