Методы подготовки нефтегазовых смесей шельфовых месторождений

На схеме, представленной на рис. 1.5.1, показана описанная технология обработки газа на Штокмановском месторождении, разработанная авторами в 1994 г. во «ВНИПИморнефтегаз».

 

 

Рисунок 1.5.1- Принципиальная схема ТЛ установки подготовки газа методом НТС с турбодетандерным агрегатом

 

Газ, поступающий от подводного манифольда, объединяется с газом от скважин, 

заканчиваемых на платформе в сборном манифольде, откуда после выравнивания 

давления поступает на технологические линии (ТЛ) установки НТС. Последняя с

состоит из пяти рабочих и одной резервной технологических линий подготовки газас номинальной производительностью до 15 .

Диаметр трубопроводов ТЛ производительностью 5 на стороне высокого давления (до ТДА) составляет  Dу 400. 

На входе в ТЛ предусмотрен теплообменник Т-1 «Газ —вода», позволяющий снизить температуру газа до 12-10 °С и ниже, в зависимости от температуры

морской воды. В случае, если все скважины обустраиваются с подводным заканчиванием, необходимость в установке такого теплообменника отпадает. Теплообменник устанавливается перед первым сепаратором с целью повышения эффективности работы как сепаратора, так и теплообменника «Газ — газ», т.е. в этом случае возрастает доля жидкости перед сепаратором и жидкость утяжеляется, что при наличии в сепараторе центробежных элементов способствует повышению эффективности его работы [1].

Снижение количества жидкости, поступающей в рекуперативный теплообменник «Газ — газ», увеличивает коэффициент теплопередачи, а тем самым и его эффективность. После холодильника газ обрабатывается в первичном сепараторе, проходит теплообменник «Газ — газ», где охлаждается до минус 15 °С, второй сепаратор, и поступает на турбодетандер, где за счет расширения температура газа понижается до минус 30 °С.

На байпасе турбодетандерного агрегата устанавливается дросселирующий клапан, позволяющий при достаточной энергии пласта (свыше 11,0 МПа перед ним) обеспечить необходимый температурный уровень в низкотемпературном сепараторе. Регулятор расхода на входе в ТДА дает возможность более гибко регулировать температуру на выходе из него путем перепуска части потока через байпас.

На стадии разработки самого ТДА необходимо согласовать его систему автоматизации и управления с системой управления технологической линии. ТДА устанавливается один на каждой такой линии.

Жидкость, выпадающая из газа в процессе изоэнтропийного расширения, отделяется в низкотемпературном сепараторе, в который газ поступает по трубопроводам Dу 400 при производительности ТЛ 15 .

Сюда же подается конденсат из первой ступени сепарации после дегазации и отделения от водометанольной смеси (ВМС) в трехфазном разделителе для увеличения степени отбензинивания выходящего газа. Давление в низкотемпературном сепараторе поддерживается на уровне 7,5 МПа. Затем газ проходит в компрессионную часть турбодетандера, где давление повышается до 8,1 -8,5 М Па, и далее на дожимную КС (ДКС), где его давление повышается до 15,0-16,0 МПа. В качестве дожимных приняты газоперекачивающие агрегаты мощностью 25 МВт. Газ после компримирования охлаждается морской водой или воздухом до 30 °С и подается в транспортную систему через узел распределения газа по трубопроводам и конечные маслоотделители; причем эффективность последних должна быть очень высокой, учитывая отсутствие Отсепарированный конденсат поступает на установку стабилизации, изображенном на рисунке 1.5.2, где в связи с повышенной пожароопасностью огневых подогревателей в качестве греющего агента применяется водяной пар среднего давления в 16 ата и температурой 200 °С. Это обусловило изменение параметров стабилизации: снижение давления с 16 ата до 8 и температуры в кубе с 250 °С до 185.

Конденсат из низкотемпературных сепараторов технологических линий объединяется и после нагрева в рекуперативном теплообменнике Т-2 до 0... плюс 2 С дегазируется при 10 ата в разделителе Р-2 и отделяется от ВМС. После этого конденсат, разделившись на две части, поступает в колонну стабилизации: первая часть подается в качестве орошения в количестве 30% от общего объема, а вторая -после нагрева в рекуперативном теплообменнике до 160 °С поступает в среднюю часть колонны в качестве питания. Подвод тепла в колонну обеспечивается испарителем И-1, в котором происходит отпаривание конденсата, стекающего с глухой тарелки при температуре 185 °С с возвратом паровой фазы под глухую тарелку. В качестве греющего агента в испарителе используется пар среднего давления [1].

Стабильный конденсат из испарителя И-1 под собственным давлением проходит рекуперативные теплообменники Т-3 и Т-2 и, окончательно охладившись в теплообменнике «конденсат—вода», поступает в сборный резервуар объемом 200 откуда центробежными насосами перекачивается в подводное хранилище конденсата установки беспричального налива танкеров.

На установке предусмотрен аварийный выветриватель конденсата Р-3, который позволяет стабилизировать конденсат со сбросом газов стабилизации на факел при температуре 50-60 °С [1].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.5.2 – Принципиальная технологическая схема установки  

стабилизации конденсата

 

2 Принципиальные  технологические схемы подготовки  нефти на морских платформах

 

 

Наиболее типичной технологической схемой подготовки нефти с большим содержанием газа представляется та, 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. Данная схема изображена на рисунке 2.1.1 [2].

Рисунок 2.1.1- Принципиальная схема подготовки нефти и нефтяного газа

 

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 топлива 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 с его приводом 15, а газовый поток из газового сепаратора 7 направить в подводный газопровод. Другое, достаточно близкое решение представлено на рисунке 2.1.2 .

Эта схема, включающая множество аппаратов, более сложна и энергоемка, но позволяет, в сравнении с другими способами, создать наиболее надежную систему для эксплуатации, увеличить объем жидких фракций, обеспечить необходимую точку росы газа и снизить до минимума количество сжигаемого на факеле газа. Как видно из рисунка, подготовка нефти сводится, в основном, к ступенчатой стабилизации нефти и хорошему отделению от нее воды. В этой схеме сепаратор первой ступени сработает при давлении 1,95 МПа, сепаратор второй ступени 3 - при давлении 1,2 МПа и сепаратор третьей ступени 4 при давлении 0,12 МПа. При такой ступенчатости давлений стабилизация нефти происходит весьма эффективно, чему способствует также и довольно высокая температура среды 55-60 °С. Сырая нефть после третьей ступени сепарации насосом 6 откачивается в емкости на платформе, при этом ее предварительно охлаждают для снижения упругости паров. Газ третьей ступени сепарации сжимают компрессорами 13 и 16(до давления примерно 1,1 МПа) и объединяют с газами первой и второй ступеней сепарации, после чего смесь компримируют в несколько ступеней (компрессор содержит в своем составе, в данном случае, три ступени - 19, 23 и 28). Сжатый газ осушают после второй ступени компримирования (при давлении приблизительно 4,2 МПа) с помощью гликоля в абсорбере 27. На выходе из третьей ступени компримирования 28 осушенный газ имеет давление порядка 17,5 МПа. Он может подаваться в трубопровод товарного газа на берег (линия XIV) или идти на дальнейшее компримирование (до 41,5 МПа) для закачки в пласт (линия XIII). После каждой ступени сжатия располагаются холодильники-конденсаторы 14, 17, 20, 24, 29 и сепараторы для отделения сконденсировавшихся углеводородов - 15, 18, 21, 25 и 30. Конденсат из сепараторов после второй и третьей ступеней компримирования подается в сепаратор первой ступени 2, а конденсат из сепараторов низкого давления — в сепаратор третьей ступени 4 [2].

 

Рисунок 2.1.2- Принципиальная схема комплексной подготовки нефти и растворенного в ней газа

Для использования в качестве топлива может применяться газ стабилизации первой ступени сепарации нефти и осушенный газ на выходе из абсорбера, которые охлаждаются, отделяются от сконденсировавшейся воды в сепараторе 11 , после чего нагреваются в теплообменнике 12 и выводятся по линии 5. Обращает на себя внимание то, что установка осушки газа имеет байпасную линию XV для возможности перепуска газа минуя эту установку, если осушка газа не представляется необходимой.

По этому принципу обустроено значительное число морских нефтяных месторождений во многих районах мира [2].

Безусловно, рассмотренные выше варианты не исчерпывают всех модификаций возможных схемных решений подготовки нефти и газа на морских промыслах, которые часто представляют собой набор узлов некоторых из этих вариантов. В отдельных случаях, когда мощность установок мала и они расположены далеко в море, неэкономично транспортировать газ по трубопроводам на берег. Тогда целесообразнее вырабатывать сжиженный газ непосредственно на платформе и направлять его на берег по трубопроводу или баржами.

Для некоторых нефтяных месторождений предполагается технически оправданным предварительно подогревать нефть на платформе и затем транспортировать ее с промысла по подводному трубопроводу в систему беспричального налива, находящуюся в море, где происходит загрузка нефти в танкеры.

При добыче нефти у побережья Бразилии продукты замеряются на платформах, установленных на каждом месторождении, и подаются затем на центральную платформу, откуда после замера в трехфазном сепараторе газонефтяной поток без дополнительной обработки направляется по трубопроводу на берег [2].

Как уже отмечалось, в последнее время наметилась тенденция сбора потоков с отдельных месторождений на центральную технологическую платформу (ЦТП), на которой осуществляется доведение различных потоков (нефти, газа, конденсата и воды) до требуемых кондиций. Наиболее характерно в этом плане обустройство месторождения Экофиск в Северном море, отдельные аспекты которого мы вкратце рассмотрим. Это месторождение включает семь отдельных промыслов, шесть из которых нефтяные и один — газоконденсатный. На промысловых платформах «Албушелл», «Эдда», «Экофиск» и «Топ» нефть и газ сначала разделяются, газ осушается гликолем, затем нефть и осушенный газ по отдельным трубопроводам (расстояние 15 км) направляются на ЦТП. На платформе «Код» газ отделяется от газового конденсата и осушается гликолем, конденсат обезвоживается, после чего газ и конденсат объединяются и подаются на ЦТП по общему трубопроводу (расстояние около 93 км). С платформы «Западный Экофиск» нефть и газ транспортируются на ЦТП как двухфазный поток, без предварительной сепарации или осушки (длина трубопровода примерно 9 км). И, наконец, с платформы «Экофиск» нефть и газ после разделения по отдельным трубопроводам идут на ЦТП. где осуществляется стабилизация объединенных нефтяных и газоконденсатных потоков, после чего нефть откачивается насосами на берег. Газы стабилизации нефти компримируются, объединяются с газом платформы «Экофиск» и осушаются триэтиленгликолем (99,5%). После этого объединенные газовые потоки со всех промыслов захолаживаюгся для снижения их точки росы по углеводородам, газ сжимается и по подводному трубопроводу подается на берег [2].

Следует отметить, что выделение углеводородного конденсата из газа на платформе осуществляется лишь постольку, поскольку газ и конденсат (в смеси с нефтью) подаются по отдельным трубопроводам на различные береговые станции: газ - в Эмден (Германия), а конденсат и нефть - в Тиссайд (Великобритания). Общая производительность ЦТП по газу составляет примерно 60-70 .

Представляет интерес также обустройство газового комплекса в голландском секторе Северного моря. Здесь в газовые скважины на каждой платформе для предупреждения гидратообразования вводят метанол, а также ингибитор коррозии (поскольку в газе много углекислого газа). Газ со всех платформ собирается на

ЦТП., где расположены входные сепараторы, установки осушки газа и регенерации триэ- тиленгликоля, а также установки регенерации метанола. По такой схеме подготовки, запатентованной фирмой «Ричфилд Ойл Корпорейшн», исключаются потери метанола с газом, поскольку он извлекается из газового потока триэтиленгликолем на установках осушки, затем объединяется с метанолом из входных сепараторов и регенерируется (в данном случае — до концентрации 98,7% вес). Осушенный газ вместе с обезвоженным конденсатом из ЦТГ1 направляется на береговую станцию. Содержание конденсата в исходном газе не превышает 5,7 . Общая производительность всех скважин (по проекту) — 10,2  

Требуемые точки росы газа по воде и углеводородам различны для разных районов добычи. Для Северного моря, например, они составляют соответственно минус 9,5 и минус 4°С при   (для самых холодных месяцев — января и февраля, в остальные месяцы требования менее строги) [2].

Уместно привести в этом разделе и наши разработки, предложенные ВНИПИморнефгегаэом для нефтяного месторождения Приразломное, которое первоначально предполагалось освоить двумя платформами с подачей нефти на береговые сооружения (однако в дальнейшем, с уточнением запасов, которые оказались несколько меньшими, было принято решение осваивать месторождение одной платформой, с подачей нефти на ледостойкий отгрузочный терминал), причем северную часть залежи предполагалось разбуривать одним буровым станком, платформа ЛСГ1-С, изображенная на  рисунке 2.2.1 а, а южную — двумя, платформа ЛСП-Ю, изображенная на рисунке 2.2.2.

Для вариантов обустройства месторождения с транспортом нефти по подводному трубопроводу разработаны принципиальные технологические схемы БС и эксплуатационного комплекса блок-модулей ЛСП-Ю и ЛСП-С, предусматривающие выполнение на ЛСП БС технологических операций по подвариантам, обеспечивающим подготовку нефти до экспортной кондиции по воде, солям, мехпримесям и упругости паров.