авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

«КУРС «Добыча, подготовка и транспорт продукции на шельфе» СамГТУ НТФ САМАРА 2008г ...»

-- [ Страница 3 ] --

Вода (поток VII) либо сбрасывается в море, либо направляется в систему поглощения.

Отработанный раствор гликоля с глухой тарелки абсорбера (поток XV) направляется в выветриватель – 6, где в следствии снижения давления происходит выделение увлечённого газа, направляемого на собственные нужды (поток Х).

Дегазированный отработанный раствор гликоля (поток XI) направляется на регенера цию, для чего он подогревается в змеевике – 7, встроенном в ёмкость – 8, и затем подаётся в отпарную насадочную колонну – 9. Стекая по насадке вниз отработанный раствор подогревает ся поднимающимися вверх парами воды и попадает в подогреватель – 10, где дополнительно нагревается до 120 0С. В результате, ранее поглощенная вода испаряется и сбрасывается в виде пара в атмосферу (поток XII) с верхней части отпарной колонны.

Регенерированный гликоль с помощью насоса – 12 возвращается в процесс, предвари тельно охладившись в теплообменнике – 3.

Источником тепла для регенерации служат дымовые газы, получающиеся при сжига нии части газа, направляемого на собственные нужды, (поток XIII). Сжигание происходит в топке под давлением – 11, а отдача тепла осуществляется в змеевике – 13, встроенном в подо греватель – 10. Остывший дым (поток XIV) направляется в дымовую трубу.

НЕДОСТАТКИ ТЕХНОЛОГИИ:

- при высоких начальных давлениях в подводящей линии и в нижней части абсорбера идёт гидратообразование;

- как конденсат ни отстаивай (отстойник 2) в нём остаётся немало воды. И если кон денсата много, то при сбросе его (поток VIII) в газоконденсатную смесь, направляемую на бе рег (поток V) точка росы газа по воде существенно поднимается и в трубопроводе начнется гидратообразование.

Для исправления первого недостатка существенного изменения технологической схемы не требуется;

вполне достаточно дополнить её узлом, изображенном на рисунке 3.

Схема дополнительного узла для установки осушки газа гликолями Г Продукция скважин С- П- Д- Ж Рис.3.

П-1 – дополнительная печь;

Д-1 – дополнительный дроссель;

С-1 –дополнительный се паратор.

Г – газ в абсорбер;

Ж – жидкость в отстойник – 2.

Продукция скважин подогревается в дополнительной печи П – 1 до температуры суще ственно выше температуры начала гидратообразования и дросселируется в дополнительном дросселе Д – 1. Вся сконденсировавшаяся жидкость (углеводородный конденсат и вода - Ж) отделяется в дополнительном сепараторе С – 1 и направляется в отстойник – 2. Оставшийся газ (Г) направляется в абсорбер.

Для исправления второго недостатка уже требуются настолько существенные измене ния технологической схемы, что она по сути превращается в нижеследующую самостоятельную схему.

1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (ДЭГ или ТЭГ) с отдувкой конденсата Схема установки осушки газа гликолями (ДЭГ или ТЭГ) с отдувкой конденсата X V XI VII I III II 3 VI IV IX VIII Рис.4.

1- отстойник;

2- абсорбер;

3- дроссель.

I- продукция скважин;

II- вода;

III- конденсат;

IV- газ;

V- гликоль для верхней секции;

VI- гликоль для нижней секции;

VII- отработанный гликоль верхней секции;

VIII- отработан ный гликоль нижней секции;

IX- отработанный гликоль на регенерацию;

X- высушенный газ;

XI- высушенный конденсат.

Продукция скважин (поток I) направляется в отстойник - 1 где делится на газ, конден сат и воду.

Вода (поток II) направляется по традиционному маршруту.

Газ (поток IV) после дросселирования – 3 поступает в абсорбер – 2, состоящий из трёх секций. Сначала в нижней секции газ газ высушивается гликолем (поток VI), затем пробульки вает через влажный конденсат в средней секции, подаваемый туда из отстойника (поток III).

При этом, из конденсата отдувается влага. Став влажным. Газ вновь осушается гликолем в верхней секции абсорбера (поток V) и покидает установку (поток X).

Высушенный конденсат (поток XI) сбрасывается в газ;

а отработанный гликоль с верх ней секции (поток VII) и с нижней секции (поток VIII) объединяются (поток IX) и направляют ся на традиционную регенерацию.

1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (ДЭГ или ТЭГ) с подогревом газа Схема установки осушки гази гликолями (ДЭГ или ТЭГ) с подогревом газа IX IV II VIII III 11 X 1 I 2 8 6V IV VII VI Рис.5.

1- печь;

2 – дроссель;

3 – сепаратор;

4 – абсорбер;

5 – теплообменник;

6 – отстойник;

– выветриватель;

8, 12 – змеевик;

9 – ёмкость;

10 – отпарная колонна;

11 – топка под давлением;

13 – подогреватель;

14 – насос. I – продукция скважин;

II – газ в абсорбер;

III – регенерированный гликоль;

IV – осу шенный газ;

V – вода;

VI – конденсат;

VII – газ на факел;

VIII – газ в топку под давлением;

IX – водяной пар в атмосферу;

X 1 дым в трубу.

– Схема работает аналогично схеме изображенной на рисунке 10. Но горячий конденсат легко отстаивается в одну стадию в отстойнике 6.

1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением Технология разработана для Штокмановского месторождения (глубина – 350 м;

до берега – 600 км;

надводное сообщение с берегом периодическое из – за льда).

Технология основана на следующих трёх принципах:

- газ доставляется на берег по подводному газопроводу;

- стабильный конденсат накапливается в подводном хранилище и периодически до ставляется на берег танкерами;

- метиловый спирт синтезируется непосредственно на платформе.

Схема установки с глубоким охлаждением газа XXVIII VI IХ VII IV XIV XXVI VI 5 6 II I 2 V VI XXI X XVII XI 12 XIX III 3 XII XXVII VI XV XVI XX 11 XIII XXV XXIII 16 XXIV XXII Рис. 1 – водяной холодильник;

2 – первичный сепаратор;

3 – трёхфазный отстойник;

4 – газовый теплообменник;

5 – вторичный сепаратор;

6 – детандер;

7 – компрессор;

8 – трёх фазный сепаратор;

9 – дожимная компрессорная станция;

10 – установка регенерации мета нола;

11 – узел синтеза метанола;

12 – первичный конденсатный теплообменник;

13 – кон денсатный сепаратор;

14 – вторичный конденсатный теплообменник;

15 – колонна стабили зации конденсата;

16 – рибойлер;

17 – ёмкость;

18 – насос.

I – продукция скважин;

II – охлаждающая вода;

III – жидкость из первичного сепара тора;

IV – газ из первичного сепаратора;

V – жидкость из вторичного сепаратора;

VI – мета нол;

VII – газ из вторичного сепаратора;

VIII – газ из трёхфазного сепаратора;

IX – газ на бе рег;

X – газ из трёхфазного отстойника;

XI – конденсат из трёхфазного отстойника;

XII – водо- метанольная фаза из трёхфазного сепаратора;

XIII – сброс воды;

XIV – газ на синтез метанола;

XV – воздух;

XVI – синтезированный метанол на концентрирование;

XVII – кон денсат из трёхфазного сепаратора на стабилизацию;

XVIII – газ из конденсатного сепаратора;

XIX – конденсат на орошение колонны стабилизации;

XX – основной поток конденсата на стабилизацию;

XXI – газ стабилизации конденсата;

XXII – пар в рибойлер;

XXIII – конденсат с глухой тарелки на нагрев в рибойлере;

XXIV – пары конденсата (горячая струя) из рибойле ра в стабилизационную колонну;

XXV – стабильный конденсат из колонны;

XXVI – стабиль ный конденсат в хранилище;

XXVII – водометанольная фаза из трёхфазного отстойника.

Продукция скважин (поток I) в которую непрерывно дозируется метанол Лекция № 1.1.2. Подготовка нефти.

Напомним – существует огромное количество технологий;

конкретный выбор опреде ляется исключительно способом доставки продукции на берег, причем, до требований норма тивных документов она доводится уже на берегу, а в море лишь требуется подготовить её к вы бранному способу транспортирования.

Рассмотрим два наиболее распространенных варианта.

1. Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами;

газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.

Выберем продукцию с большим газовым фактором.

1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.

Технология основана на трёхступенчатой сепарации нефти с одновременным отстоем её от воды. Газы каждой ступени компримируются, охлаждаются и сепарируются, освобожда ясь от конденсата и воды (Рис.1).

Продукция скважин (поток I) поступает на трёхходовой кран – 22, который направляет её либо на замер (поток XVII) в замерной сепаратор – 21, либо в сепаратор первой ступени – 1.

Замерной сепаратор представляет собой 3-х фазный аппарат, на газовой, нефтяной и во дяной линиях которого (потоки XX, XIX, XVIII) установлены расходомеры –18, 19 и 20. Все три фазы после замера сбрасываются в нефтяную линию после сепаратора первой ступени – (поток VII).

Сепаратор первой ступени – 1 представляет собой 3-х фазный аппарат.

Выделившийся газ (поток II) направляется на двух стадийное компримирование с помо щью компрессоров- 2 и 5. После каждой ступени сжатия газ охлаждается морской водой в теп лообменниках 3 и 6 (поток III) и отделяется от сконденсировавшейся жидкости в сепараторах – 4 и 7. Оставшийся газ (поток V) окончательно дожимается компрессором – 8 и направляется (поток VI) либо на ППД, либо на берег. При этом, часть газа (поток VII-a) отводится на соб ственные нужды. Вся сконденсировавшаяся жидкость поступает в отстойник – 17.

Схема установки подготовки нефти с большим газовым фактором V 8 VI III IV XI VII-а 5 III 4 17 XVI I III II X 22 VII 1 XII XIII VIII III XX 20 13 XV XXI XVII IX 19 XIV XVIII XIX Рис. 1.

1 – сепаратор первой ступени;

2, 5, 8, 10, 14 – компрессора;

3, 6, 11, 15– теплообменник с морской водой;

4, 7, 12, 16 – газовые сепараторы;

9 – сепаратор второй ступени;

13 – сепаратор третьей ступени;

17 – отстойник;

18, 19, 20 – расходомеры;

21 – замерной сепаратор;

22 – трёх ходовой кран.

I – продукция скважин;

II – газ первой ступени сепарации;

III – морская вода;

IV – газ первой ступени компримирования;

V – газ второй ступени компримирования;

VI – газ в подвод ный трубопровод на берег;

VII-а – газ на собственные нужды;

VII – нефтяная фаза на вторую ступень сепарации;

VIII – водяная фаза с первой ступени сепарации;

IX – вода со второй ступе ни сепарации;

X – газ второй ступени сепарации;

XI – компримированный газ второй ступени сепарации;

XII – нефтяная фаза со второй ступени сепарации;

XIII – газ третьей ступени сепа рации;

XIV – компримированный газ третьей ступени сепарации;

XV – стабильная нефть в танкер;

XVI – конденсат;

XVII – продукция скважин на замер;

XVIII – водяная фаза с замерного сепаратора;

XIX – нефтяная фаза с замерного сепаратора;

XX – газовая фаза с замерного сепа ратора;

XXI – водяная фаза с сепаратора третьей ступени.

Подача деэмульгатора не показана.

Нефтяная фаза из сепаратора первой ступени – 1 (поток VII) направляется на вторую ступень сепарации в сепаратор – 9.

Отделившаяся в сепараторе – 1 вода (поток VIII) сбрасывается в нефтяную линию.

Выделившийся на второй ступени сепарации газ (поток X) поджимается компрессором – 10, охлаждается морской водой в теплообменнике – 11 и делится в сепараторе – 12 на газ и жидкость.

Газ направляется в газовую линию сепаратора – 1, а жидкость сбрасывается в отстойник – 17.

Нефтяная фаза из сепаратора второй ступени – 9 (поток XII) направляется на третью сту пень сепарации в сепаратор – 13.

Вода выводится (поток IX) либо в поглощение, либо в ППД, либо просто сбрасывается в море.

Газ третьей ступени сепарации (поток XIII) поджимается компрессором – 14, охлаждает ся морской водой в теплообменнике – 15 и отделяется от сконденсировавшейся жидкости в се параторе – 16.

Оставшийся газ сбрасывается в линию газа второй ступени сепарации, а жидкость в от стойник – 17. Вода из сепаратора – 13 (поток XXI) сбрасывается в водяную линию сепаратора – 9.

В отстойнике – 17 жидкость делится на воду и конденсат. Вода сбрасывается в водяную линию, а конденсат выводится (поток XVI) на берег самостоятельно, либо объединяется с га зом.

2. Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу;

сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.

Выберем продукцию со средним газовым фактором.

1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.

Технология основана на трёхступенчатой сепарации нефти с одновременным отстоем её от воды. Газы каждой ступени компримируются, охлаждаются и сепарируются, освобожда ясь от конденсата и воды. Но, в отличии от предыдущей схемы, газ объединяется и высушива ется. Конденсат сбрасывается в нефть, которая охлаждается. Таким образом, отсутствие гидра тов при транспорте газа гарантируется, а выход нефти увеличивается (Рис.2).

Схема установки подготовки нефти со средним газовым фактором X XVII X X XI 10 XIII 8 13 XV 9 6 XIV XVI IV XII XXXII X VII XXV X X II V III VI VIII I 1 2 3 IX IV IV IV X 27 IV XX XXII XXX XXIX XXXI XIX XXVII 26 X 25 XXVIII XVIII XXVI 21 X XXIV XXI XXIII XXV Рис. 2.

1 – сепаратор первой ступени;

2 – сепаратор второй ступенни;

3 – сепаратор третьей ступени;

4, 7 – насос;

5, 9, 12, 15, 17, 19, 21, 24, 30 – теплообменник, охлаждаемый морской во дой;

6 – газовый сепаратор для газа третьей ступени;

8 – компрессор для газа третьей ступени;

10 – газовый сепаратор для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени;

11 – компрессор для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени;

13 – газовый се паратр для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени;

14 – компрессор для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени;

16 – итоговый газовый сепаратор;

18 – дополнительный компрессор;

20 – дополни тельный газовый сепаратор;

22 – абсорбер;

23 – магистральный компрессор;

25 – магистраль ный газовый сепаратор;

26 – замерной сепаратор;

27, 28, 29 – расходомеры;

31 – газовый сепа ратор для газа, направляемого на собственные нужды;

32 – паровой подогреватель.

I – продукция скважин;

II – газ первой ступени сепарации;

III – нефтяная фаза на вто рую ступень сепарации;

IV – вода, отделившаяся от продукции скважин;

V – газ второй ступе ни;

VI – нефтяная фаза на третью ступень сепарации;

VII – газ третьей ступени сепарации;

VIII – нефтяная фаза после третьей ступени сепарации;

IX – нефть на хранение;

X – морская вода;

XI – газ из газового сепаратора для газа третьей ступени;

XII – углеводородный конденсат из газового сепаратора для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени;

XIII – газ из газового сепаратора для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени;

XIV – конденсат из газового сепаратора для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени;

XV – газ после газового сепаратора для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени;

XVI – конденсат из итогового газового сепаратора;

XXVII – газ из итогового газового сепаратора;

XVIII – конденсат из дополнитель ного газового сепаратора;

XIX – газ из дополнительного газового сепаратора;

XX – свежий гли коль;

XXI – отработанный гликоль;

XXII – газ из абсорбера;

XXIII – конденсат из магистраль ного газового сепаратора;

XXIV – газ из магистрального газового сепаратора;

XXV – смесь кон денсата из магистрального газового сепаратора и конденсата из дополнительного газового сепа ратора;

XXVI – нефть после замера;

XXVII – газ из замерного сепаратора;

XXVIII – конденсат из газового сепаратора для газа, направляемого на собственные нужды;

XXIX – газ из газового сепаратора для газа, направляемого на собственные нужды;

XXX – пар;

XXXI – газ на соб ственные нужды;

XXXII – жидкость из газового сепаратора для газа третьей ступени;

Подача деэмульгатора не показана.

Продукция скважин (поток I) с помощью специального приспособления (на схеме не показано) подаётся либо в сепаратор первой ступени – 1, либо в замерной сепаратор – 26.

На первой ступени сепарации поддерживается давление порядка 19,5 атм. и температу ра порядка 55 – 60 оС. Отделившаяся в сепараторе – 1 вода выводится (поток IV), а нефтяная фаза направляется в сепаратор – 2 (поток III) на вторую ступень сепарации при давлении поряд ка 12 атм. Отделившаяся в сепараторе – 2 вода выводится (поток IV), а нефтяная фаза направ ляется в сепаратор – 3 (поток VI) на третью ступень сепарации при давлении порядка 1,2 атм.

Отделившаяся в сепараторе – 3 вода выводится (поток IV), а нефтяная фаза (поток VIII) забира ется насосом – 4 и после охлаждения (для снижения ДНП) морской водой (поток Х) в теплооб меннике – 5 направляется (поток IX) в ёмкости для хранения.

Газ третьей ступени сепарации (поток VII) подаётся в газовый сепаратор – 6, где осво бождается от унесенной капельной жидкости, которая насосом – 7 (поток XXXII) сбрасывается в нефтяную линию.

Оставшийся газ (поток XI) поджимается компрессором – 8 и после охлаждения мор ской водой в теплообменнике – 9 смешивается с газом второй ступени сепарации (поток V) и поступает в газовый сепаратор – 10, где освобождается от выпавшего конденсата.

Данный конденсат представляет собой воду, выводимую потоком IV, и унесенную капельную жидкость, сбрасываемую (поток XII) на вход сепаратора третьей ступени.

Газ из сепаратора – 10 (поток XIII) поджимается компрессором – 11 и после охлажде ния морской водой в теплообменнике – 12 смешивается с газом первой ступени сепарации (по ток II) и направляется в газовый сепаратор – 13. Отделившийся конденсат (поток XIV) воды практически не содержит, поэтому сбрасывается на вход сепаратора третьей ступени, а остав шийся газ (поток XV) поджимается компрессором – 14 и после охлаждения морской водой в теплообменнике – 15 направляется в газовый сепаратор – 16.

Отделённый конденсат представляет собой углеводородную жидкость, поэтому после охлаждения морской водой в теплообменнике – 17 (поток XVI) он сбрасывается на вход сепара тора –2 (вторая ступень сепарации).

Оставшийся газ (поток XVII) дополнительно поджимается компрессором – 18 и после охлаждения морской водой в теплообменнике – 19 поступает в газовый сепаратор – 20.

Отделившийся углеводородный конденсат (поток XVIII) после охлаждения морской водой в теплообменнике – 21 сбрасывается на вход первой ступени сепарации в сепаратор – 1, а оставшийся газ (поток XIX) направляется в абсорбер – 22 для окончательного высушивания гликолем, подаваемым потоком ХХ.

Отработанный гликоль (поток XXI) направляется на традиционную регенерацию – на схеме не показано.

Оставшийся газ (поток XXII) окончательно поджимается на компрессоре – 23, охла ждается морской водой в теплообменнике – 24, отделяется от углеводородного конденсата в га зовом сепараторе – 25 и потоком XXIV направляется на берег. Отделившийся углеводородный конденсат (поток XXIII) смешивается с конденсатом из сепаратора – 20 и объединенным пото ком XXV направляется в сепаратор – 1 первой ступени сепарации.

Замерной сепаратор – 26 представляет собой трёхфазный аппарат, на каждой выходной линии которого установлены расходомеры – 27, 28, 29.

Нефтяная фаза (поток XXVI) сбрасывается на третью ступень сепарации в сепаратор – 3, а газ (поток XXVII) после охлаждения морской водой в теплообменнике – 30 направляется в газовый сепаратор – 31.

Отделившийся конденсат (поток XXVIII) сбрасывается в нефтяную линию из сепарато ра – 26, а газ (поток XXIX) после подогрева паром (поток ХХХ) в теплообменнике - 32 потоком XXXI направляется на собственные нужды.

В последнее время в двух основных вариантах наметилась новая перспективная тенден ция:

Продукция отдельных месторождений (или отдельных платформ) собирается на центральную технологическую платформу (ЦТП), где все потоки (нефть, газ, конденсат и вода) и доводятся до требуемой кондиции.

На отдельных месторождениях (или отдельных платформах) возможна лишь са мая начальная подготовка.

Рассмотрим второй случай (выполнен по перспективной тенденции) когда неста бильная обезвоженная нефть, смешанная с конденсатом, транспортируется на берег по подводному нефтепроводу;

а сухой газ транспортируется на берег по подводному газопро воду.

1.1.2.3. Технология подготовки продукции скважин для второго случая по пер спективному варианту.

Блок схема обустройства месторождения Экофикс (Северное море)- Рис.3.

Газ+Конденсат КОД Газо-конденсатная Нефть платформа Албушелл Эдда Нефть Газ Конденсат Газ на берег Экофикс Нефть (Германия) Газ ЦТП Нефть ТОП Газ Газ В-Экофикс Нефть Газ З-Экофикс Нефтяные Нефть с конденса платформы том на берег (Ан глия) Нефть+газ Рис.3.

На пяти нефтяных платформах (Албушелл, Эдда, Экофикс, ТОП и В- Экофикс) продук ция скважин разделяется на нефть и газ в нефтяных сепараторах;

а газовая фаза дополнительно проходит осушку гликолем. Затем, нефть и газ по отдельным трубопроводам подаются на ЦТП.

На шестой нефтяной платформе (З-Экофикс) продукция скважин не готовится и двух фазным потоком подаётся на ЦТП.

На одной газо – конденсатной платформе (КОД) продукция скважин не готовится и двухфазным потоком подаётся на ЦТП.

Вся основная подготовка осуществляется на ЦТП.

Подготовленная (обезвоженная) нефть смешивается с конденсатом и по отдельному трубопроводу направляется в Англию.

Подготовленный (осушенный) газ по отдельному трубопроводу направляется в Герма нию.

1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.

1. Схема ВНИПИМорнефтегаза для Прилазломного месторождения.

В отличии от вышеизложенных двух основных случаев, данная схема представляет со бой третий, гораздо менее распространенный случай (хотя и содержащий элементы перспектив ного варианта), согласно которого нестабильная обезвоженная нефть совместно с конденсатом транспортируется на берег по подводному нефтепроводу;

а газ частично используется на соб ственные нужды, а в основной массе сжигается в факеле (Рис.4).

Продукция скважин, содержащая порядка 80 % воды (поток I), направляется с помо щью специальных переключателей (на схеме не показаны) либо в трёхфазный сепаратор – (УПСВ);

либо (поток II) на замер дебита.

Частично обезвоженная нефть, содержащая порядка 20 % воды, направляется (поток III) на другую платформу (ЛСП – 10) для дальнейшей подготовки.

Газ (поток IV) частично направляется в газовый сепаратор – 2, где освобождается от капельной жидкости, и потоком V направляется на собственные нужды. Отделенная жидкость (поток VI) сбрасывается в поток III. Основное количество газа (поток VII) через факельный се паратор – 3 сбрасывается на факел – 4. Дренаж из факельного сепаратора (поток VIII) сбрасыва ется в нефть.

Схема подготовки продукции скважин на одной северной платформе ЛСП – С VII 3 V IV VIII XV I III VI II IX XI на ЛСП-Ю 5 XIII 13 X XII 12 13 XIV Рис.4.

1- трёхфазный сепаратор;

2 – газовый сепаратор;

3 – факельный сепаратор;

4 – факел;

5 – гидроциклон;

6 – буферная ёмкость;

7, 8 – насос;

9 – фильтр;

10 – деаэратор;

11 – вакуумный насос;

12 – замерной сепаратор;

13 – расходомер.

I – продукция скважин;

II – поток на замер дебита;

III – частично подготовленная нефть на другую платформу (ЛСП – 10) для дальнейшей подготовки;

IV – газ из трёхфазного сепаратора;

V – газ на собственные нужды;

VI – жидкость из газового сепаратора;

VII – газ в факельный сепаратор;

VIII – дренаж из факельного сепаратора;

IX – вода из трёхфазного сепа ратора;

X – механические примеси;

XI – вода в систему ППД;

XII – морская вода;

XIII – инги битор коррозии;

XIV – бактериоцид;

XV – воздух.

Вода с УПСВ (поток IX) проходит гидроциклон – 5, где освобождается от механиче ских примесей, выводимых потоком Х в стальные контейнеры с последующей доставкой на бе рег. Очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 6, откуда забирается насосами КНС – 7 и потоком XI направляется в систему ППД.

Поскольку собственной воды не хватает, организован забор морской воды (поток XII), которая после добавки ингибитора коррозии (поток XIII) и бактериоцида (поток XIV) прогоня ется насосом – 8 через фильтр – 9 и направляется в деаэратор – 10, где вакуумным насосом – создаётся вакуум. Освободившись от растворенного кислорода морская вода поступает в ём кость – 6.

Для замера дебита служит замерной сепаратор – 12. После замера дебита каждой фазы расходомерами – 13 все потоки объединяются и подаются на УПСВ.

Схема подготовки продукции скважин на двух южных платформах ЛСП – Ю XII 6 7а X XIII VIII III IX XI I V VII на БС 1 2 IV 16 VI II с ЛСП-С XVI XIV 9 XX XVIII XV XVII 15 15 XXI XIX Рис. 1– первый трёхфазный отстойник;

2 – второй трёхфазный отстойник;

3 – резервуарная ёмкость;

4 – нефтяной насос;

5 – газовый сепаратор;

6 – факельная ёмкость;

7а – факел;

7 – гид роциклон;

8 – буферная ёмкость;

9 – водяной насос;

10 – насос морской воды;

11 – фильтр;

12 – деаэратор;

13 – вакуумный насос;

14 – замерная ёмкость;

15 – расходомер;

16 – печь.

I- продукция собственных скважин, II – поток на замер, III - деэмульгатор, IV – продукция с ЛСП-С, V – поток после первой ступени сепарации и отстоя, VI – продукция после второй ступени сепарации и отстоя, VII – продукция на БС, VIII – газ первой ступени сепарации, IX – газ второй ступени сепарации, X – газ на собственные нужды, XI – жидкость из газового сепаратора, XII – газ в фа кельную ёмкость, XIII – жидкость из факельной ёмкости, XIV – вода с первой ступени отстоя, XV – механические примеси, XVI – вода в систему ППД, XVII – морская вода, XVIII – ингибитор коррозии, XIX - бактериоцид, XX - воздух, XXI – подготовленная морская вода.

Схема аналогична предыдущей ЛСП – С, но вместо трёхфазного сепаратора – 1 здесь установлены два трёхфазных отстойника –1 и 2, причём, перед последним в продукцию подают деэмульгатор (поток III) – чего раньше не было. Кроме того, продукцию подогревают в печи – 16.

В результате, в нефти остаётся не более 5 % воды. Её собирают в резервуарной ёмкости – 3 и насосом – 4 (поток VII) откачивают на береговые сооружения – БС (Рис.6).

Схема подготовки продукции скважин на БС 12 XVIII IX XI X XVII XIX XX XII XIII XVI XV VI XIV I 1 6 7 2 III II V VIIa VII 3 VIII IV XXI 13 16 XXIII XXII Рис.6.

1 – концевая сепарационная установка;

2 – сырьевой резервуар;

3, 10 – насос;

4 – тепло обменник;

5 – печь;

6 –отстойник;

7 – смеситель;

8 – электродегидратор;

9 – товарный резер вуар;

11 – газовый сепаратор;

12 – компрессор;

13 – ёмкость;

14 – водяной насос;

15 – гидро циклон;

16 – буферная ёмкость.

I – продукция с ЛСП-Ю;

II – продукция после окончательного разгазирования;

III – продукция из сырьевого резервуара;

IV – вода из сырьевого резервуара;

V – вода из отстойника;

VI - деэмульгатор;

VII – пресная вода;

VIIa – вода из электродегидратора;

VIII – вода из товар ного резервуара ;

IX – откачка товарной нефти;

X – товарная нефть на МГБУ;

XI – циркуляци онная линия для нефтей не отвечающих нормативным документам;

XII – газ с концевой ступе ни сепарации;

XIII – газ из сырьевого резервуара;

XIV – газ из отстойника;

XV – газ из электро дегидратора;

XVI – газ из товарного резервуара;

XVII – собранная смесь газов;

XVIII – газ на утилизацию;

XIX – газ в газоуравнительную систему для поддержания необходимого давления;

XX – газ на утилизацию;

XXI – собранная вода;

XXII – отделенные механические примеси;

XXIII – вода на утилизацию.

Продукция с ЛСП-Ю (поток I) проходит концевую ступень сепарации – 1 и направляет ся в сырьевые резервуары - 2 (поток II), откуда с помощью насосов – 3 (поток III) прокачивает ся через теплообменник – 4 и печь – 5 и с температурой 60 – 80 оС направляется в динамиче ский отстойник – 6.

Вода. Отделённая в сырьевом резервуаре – 2 и отстойнике – 6 потоками IV и V сбрасы вается в водяную линию.

Отстоявшаяся нефть подаётся в смеситель – 7, причём, в неё дозируют деэмульгатор (поток VI) и пресную воду (поток VII). Обработанная подобным образом нефть направляется в электродегидратор – 8 для окончательного обезвоживания и обессоливания. Подготовленная нефть отдаёт своё тепло в теплообменнике – 4 и поступает в парк товарных резервуаров – 9.

Остатки отстоявшейся воды (поток VIII) сбрасываются в водяную линию.

Товарная нефть (0,5 % воды и 5 мг/л солей) забирается насосами – 10 и потоком IX откачивается потребителю. Частично товарная нефть (поток Х) направляется на МГБУ для производства моторных топлив (Д/Т), ибо газа на собственные нужды (выработка электроэнер гии) не хватает.

Вся вода, собранная из аппаратов (поток XXI), направляется в ёмкость – 13, откуда на сосами – 14 прокачивается через гидроциклон – 15. Отделённые механические примеси (поток XXII) направляются на захоронение, а очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – и потоком XXIII направляется на утилизацию.

Вся технологическая цепочка снабжена газоуравнительной системой, к которой под ключены все аппараты (потоки XII, XIII, XIV, XV, XVI). Собранный газ проходит газовый сепа ратор – 11, поджимается компрессором – 12 и потоком XVIII направляется на утилизацию (как правило, на собственные нужды). Уловленная жидкость (поток ХХ) сбрасывается в начало про цесса, а газ (частично) подаётся в газоуравнительную систему для поддержания необходимого давления.

Приведённая первая Российская схема (ЛСП-С + ЛСП-Ю + БС) обладает достаточной гибкостью и легко может быть модернизирована при появлении аномальности продукции, под которой понимают:

- повышение плотности товарной нефти свыше 890 кг/м3 (ст.ус.);

- повышение вязкости нефти свыше 60 мПа. с;

- повышение времени разрушения пены свыше 15 мин.;

- увеличение обводненности продукции свыше 30 % об.;

- повышение газового фактора свыше 400 м3 / м3 ;

- появление в продукции значительного количества агрессивных компонентов.

Рассмотрим основные направления модернизации.

1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.

Разгазирование обводнённых эмульсий типа В/Н происходит сопоставимо с безводной нефтью только при концентрации воды не выше 30 % об.

В противном случае, процессы сепарации замедляются настолько, что время нахожде ния смеси в сепараторах возрастает многократно, что делает разгазирование практически невы полнимым в следствии стремительного возрастания вязкости дисперсионной среды.

Вывод: разгазирование подобных эмульсий необходимо проводить только снизив пред варительно обводнённость до 30 % об.

Достичь поставленную цель можно только создав в подводящем коллекторе, депульса торе и первичном сепараторе условия для непрерывного отвода воды и газа из максимально возможного числа точек.

Создать подобные условия можно следующими способами:

- как можно раньше вводить деэмульгатор;

- увеличить диаметр подводящего коллектора;

- применять депульсаторы не только для нефти, но и для воды;

- равномерно распределять эмульсию по сепараторам;

- раздельно сепарировать обводнённую и безводную продукцию, не говоря уже о не совместимой продукции;

- на каждый отдельный поток воздействовать различной совокупностью методов;

- при необходимости, применять подогрев продукции.

Схема узла сепарации высокообводнённых нефтей VII VII V VI VIII 5 8 X IV IX X I XII II III XI 11 XII XIII XI XIV Рис.7.

1 – подводящий трубопровод;

2 – успокоительный коллектор;

3 – нефтяной депульса тор;

4 – водяной депульсатор;

5 – газо – водо – отделитель;

6 – газовый сепаратор;

7 – газовый расходомер;

8 – нефтяная буферная ёмкость;

9 – нефтяной насос;

10 – нефтяной расходомер;

– водяной отстойник;

12 – буферная водяная ёмкость;

13 – водяной насос;

14 – водяной расхо домер;

15 – сборная нефтяная ёмкость;

16 – сборный нефтяной насос;

17 – печь;

18 – циркуля ционный насос.

I – продукция скважин;

II - деэмульгатор;

III – первичная вода;

IV – отделенные увле ченные углеводороды;

V – газ из нефтяного депульсатора;

VI – первичный газ;

VII – газ потре бителю;

VIII – уловленная жидкость из газового сепаратора;

IX – вода из отделителя;

X – нефть на УКПН;

XI – объединенная вода в водяной отстойник;

XII – нефть, уловленная в водяном от стойнике;

XIII – механические примеси;

XIV – циркулирующая жидкость.

В продукцию скважин (поток I) добавляют деэмульгатор (поток II) и направляют её в успокоительный коллектор – 2, где происходит первичное отделение воды (поток III). Оставша яся эмульсия поступает в нефтяной депульсатор – 3 в котором из наиболее высоко расположен ной точки и с понижающегося участка отбирают первичный газ (поток V). Оставшаяся эмуль сия направляется в газо водо отделитель – 5. Оставшаяся нефть (поток Х) накапливается в бу ферной ёмкости – 8 и насосом – 9 через расходомер – 10 откачивается на УКПН.

Вода из коллектора – успокоителя проходит водяной депульсатор – 4, в высшей точке которого отделяются увлеченные углеводороды, сбрасываемые (поток IV) в нефтяной депуль сатор. Оставшаяся вода объединяется с водой из аппарата – 5 (поток IX) и потоком XI направ ляется в водяной отстойник – 11. Отделившаяся нефть (поток XII) сбрасывается в ёмкость – и насосом – 16 возвращается в голову процесса. Осевшие мехпримеси периодически выводятся (поток XIII).

Очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 12, откуда насосом – 13 через расходомер – 14 (поток XI) направляется в ППД.

Весь собранный газ поступает в ГС – 6, а затем (поток VII) через расходомер – 7 выво дится с установки.

При необходимости часть воды или нефти подогревается в печи – 17 и направляется на рециркуляцию в голову процесса.

2. Особенности сепарации нефтей с большим газовым фактором.

При достижении газовым фактором значений свыше 400 м3 / м3 если не предпринимать специальных мероприятий, то с каждым 1 м3 газа будет теряться (уноситься) до 250 г нефти, что совершенно недопустимо.

Вывод: В сепарационном узле кроме нефтегазового и газового сепаратора устанавлива ется дополнительный так называемый входной сепаратор для предварительного разделения продукции на газовую и жидкостную составляющую.

Входной и газовый сепараторы устанавливают над нефтегазовым и не допускают в них уровня жидкости, т.е. осуществляют свободный слив.

У входного сепаратора, как правило, организуют двухсторонний вход, чтобы не допу стить скорость смеси свыше 60 м/с. Внутри входного сепаратора монтируют специальную на чинку.

3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.

При достижении вязкости нефтяной составляющей свыше 60 мПа. с всплытие пузырь ков газовой фазы и оседание капель водяной фазы затрудняется настолько, что они начинают уноситься вместе с нефтью, что совершенно недопустимо.

Вывод: в сепарационном узле должны быть предусмотрены устройства, повышающие размеры газовых пузырьков и водяных капель, а также использоваться мероприятия изменяю щие физико – химические свойства дисперсионной среды.

Реализовать подобные требования можно следующими способами:

- применять специальные трубопроводы – коалесценторы для интенсификации роста пузырьков газа и капель воды;

- применять специальные методы (вибровоздействие, дросселирование, турбулиза цию) также повышающие размеры пузырьков и капель;

- использовать подогрев, разбавление маловязкими нефтями, конденсатами, или до бавку специальных реагентов (депрессаторов), понижающих вязкость исходной дисперсионной среды;

- применять сепараторы со специальными коалесцирующими и пеногасящими секци ями;

- использовать антипенные присадки.

4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием H2S.

- такая нефть гораздо хуже эмульгирует воду, поэтому вводится дополнительный входной сепаратор для отделения основного количества воды и предварительного отделения газа;

- как правило, все газы объединяют и чистят от сероводорода сообща;

- нефть очищают от сероводорода либо отпаркой, либо отдувкой;

- толщины стенок всех аппаратов увеличивают на 3 – 4 мм;

- применяют ингибиторы сероводородной коррозии;

- используют защитные покрытия или стойкие материалы.

5. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием СО - поскольку углекислый газ не только повышает агрессивность продукции, но и способствует значительному увеличению пенистости и уносу нефти с газом, то кроме соответ ствующих ингибиторов коррозии совершенно необходимо применение антипенных присадок;

а также желательно использовать попутный газ для целей ППД.

Лекция № 1.1.3. Подготовка воды В общем случае, для целей ППД используют как морскую, так и пластовую (сточную) воду. Причём, на начальных этапах разработки превалирует морская вода, затем их количества становятся сопоставимыми и, наконец, на конечных стадиях разработки доля сточных вод су щественно превышает морские, вплоть до полного прекращения использования морских вод и сброса избытка сточных вод в море или в поглощающие горизонты.

Хотя, конечно, существуют и исключения, например:

- месторождения могут разрабатываться вообще без ППД. В этом случае вся сточная вода либо сбрасывается в море, либо направляется в систему поглощения;

- на некоторых месторождениях Северного моря и Мексиканского залива для целей ППД используется только морская вода на всех этапах разработки, а сточная вода сбрасывается в море.

Разумеется, использование морской воды обходится дешевле, но сброс сточной воды в море оправдан только в открытом море и на больших расстояниях от берега, хотя экологиче ский ущерб всё равно ощутим.

В закрытых морях (Каспий), близко от берега или при высоком содержании в воде агрессивных компонентов сброс сточных вод в море невозможен.

1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ППД Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ППД регламентируется следующими документами:

- ОТС 39 – 225 – - ОСТ 39 – 225 – - РДС 39 – 01 – 041 – В основном, в подготавливаемой воде регламентируются содержание нефти и механи ческих примесей (Табл. 1). Нормы устанавливаются в зависимости от коллекторских свойств пласта, куда идёт закачка. В отдельных случаях регламентируется содержание Fe+2, Fe+3, H2S, деэмульгаторов и т.д.

Таблица Усреднённые требования к качеству сточных вод, предназначенных для целей ППД Тип Проницаемость, Разрешенное содержание загрязнений, мг/л мкм коллектора Нефть Механ.примеси Поровый Менее 0,2 15 – 20 10 – 0,2 – 0,5 20 – 30 20 – Более 0,5 30 – 40 30 – Трещиновато – - поровый - 40 - 50 30 – Наибольшие затруднения в подготовке сточный воды вызывает остаточное содержание нефти. И дело не только в том, что её исходное содержание может достигать 4000 мг/л.

Различают нефть свободную, эмульгированную и растворённую. Количество двух пер вых видов определяется технологией и аппаратурным оформлением подготовки скважинной продукции. А вот количество третьего вида в основном зависит от физико – химических свойств воды и нефти (Табл.2).

Таблица 2.

Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах Содержание растворенных компонентов в пластовой воде, мг/л Углеводороды Нефтяные месторождения Газовые месторождения Среднее Максимальное Среднее Максимальное Алифатические C5 1 6 1 Алифатические С5+высш 5 30 10 Ароматические (бензол + толуол + ксилолы) 8 20 25 Нафтены 1,5 4 1,5 Полюсные кислоты 5 11 2 Жирные кислоты 300 800 150 Таким образом, содержание только растворённой составляющей нефти может значи тельно превышать суммарную установленную норму.

Сточные воды могут также содержать значительное количество тяжелых металлов (Табл.3). При закачке такой воды в пласты, содержащие сероводород или углекислый газ (или пласты где подобные компоненты могут появиться со временем), возможно выпадение осадков соответствующих солей.

Таблица Содержание тяжелых металлов в сточных водах Содержание Тяжелые металлы мг/л Cd Cr Cu Pb Hg Ni Ag Zn Среднее 50 100 800 500 3 900 80 Максимальное 100 400 1500 1500 10 1700 150 Методы подготовки 1. Отстаивание В виду ограниченности площадей практически не используется.

Метод не способен удалить растворённую нефть.

2. Флотация В чистом виде не применяется, а используется только в сочетании с коагуляцией. При этом различают:

- растворённую газовую флотацию (РГФ);

- индукционную газовую флотацию (ИГФ).

Растворённая газовая флотация Воду сначала насыщают газом или воздухом при 3 – 5 атм, добавляют коагулянт, а за тем быстро дегазируют. Примеси, не успевшие осесть с коагулянтом, всплывают вместе с воз никшими пузырьками диаметром 30 – 120 мкм.

При наличии эмульгированной нефти, кроме коагулянтов добавляют ещё полиэлектро литы (для разрушения эмульсии) в количестве 1 – 5 мг/л.

При концентрации нефти свыше 1000 мг/л перед флотатором устанавливают отстойник для предварительной очистки воды.

Наибольшую популярность получил флотатор фирмы «Серк Бейкер» с эффективно стью 80 – 90 %.

Индукционная газовая флотация Газ или воздух распыляют в воде одним из многочисленных способов (турбина, ротор, трубы Вентури и т.д.). Перед этим в воду добавляют соли аммония, ПАА, ПАВ в количествах порядка 210 мг/л. В течении 5 минут образовавшиеся пузырьки всплывают, увлекая за собой за грязнения.

Метод не способен удалить растворённую нефть.

3. Коагуляция Это добавление в сточную воду коагулянтов (глинозем, железный купорос, известь и т.д.) в количествах 50 – 200 мг/л с последующим отстоем образовавшихся хлопьев с прилипши ми к ним загрязнениями. В чистом виде встречается редко;

как правило, применяется с флота цией.

Метод не способен удалить растворённую нефть.

4. Применение циклонов Различают газожидкостые (Г – Ж) и жидкостные (Ж – Ж) циклоны;

последние чаще на зывают гидроциклонами.

Газожидкостные циклоны предназначены для удаления из сточной воды остаточных пузырьков газа. Аппараты не способны удалить растворённый газ.

Наибольшее распространение получили газожидкостные циклоны фирмы «Серк Бей кер»:

отдельно стоящая батарея – Ойлспин – 2;

батарея, встроенная в ёмкость – Ойлспин – Av.

Гидроциклоны предназначены для удаления из сточной воды оставшейся нефти. Аппа раты не способны удалить растворённую нефть.

Наибольшее распространение получили гидроциклоны Cenaclean фирмы «Серк Бей кер», способные удалить нефтяные капли диаметром свыше 10 – 15 мкм и гидроциклоны сов местного производства фирмы «Серк Бейкер» и «Total», способные удалить нефтяные капли диаметром свыше 5 мкм. Весьма распространены также гидроциклоны фирмы «Merpio HydroPan».

В целом, гидроциклоны способны снизить остаточное содержание нефти в сточной воде до 30 мг/л и даже меньше.

5. Центрофугирование Метод эффективен не только для удаления мелких механических частиц, но и для уда ления эмульгированной нефти при её высокой дисперсности и низком поверхностном натяже нии на границе нефть – вода. Так, при достижении в центрифуге 5000 об/мин можно удалить нефтяные капли с размерами равными или превышающими 1 – 2 мкм. Аппараты не способны удалить растворённую нефть.

6. Фильтрование Используется редко, ибо аппараты не только громоздки, но и должны дублироваться (один в работе, другой на регенерации).

Различают фильтры нескольких конструкций :

- гравийно – песчаные;

- диатомные;

- патронные.

Гравийно – песчаные фильтры В качестве фильтрующего материала в них используется либо крупнозернистый песок (0,5 – 2,0 мм), либо смесь крупнозернистого песка (95 – 96 %) и отходов асбестового произ водства.

Толщина фильтрующего слоя обычно 40 – 100 см, скорость фильтрации 5 – 6 м/час.

Регенерация обычно осуществляется обратной промывкой горячей водой (70 – 80 оС) с добавкой ПАВ;

иногда используется обратная продувка газом. Обычно, регенерация осуще ствляется через 28 – 48 часов работы фильтра.

Вместо песка можно использовать двух и более слойные фильтры. Например, в каче стве первого слоя можно использовать антрацит (700 – 750 мкм);

в качестве второго слоя – гра нит (200 – 250 мкм).

В общем случае, гравийно – песчаные фильтры при нагрузке порядка 25 м3/м2. час и ис ходном содержании нефти до 50 мг/л имеют эффективность порядка 90 %.

Различают гравийно – песчаные фильтры нескольких конструкций:

- гравитационные;

- напорные.

В первых фильтрация происходит за счет гидростатического напора столба воды.

Подобные системы характеризуются сравнительно небольшой пропускной способностью.

Во вторых фильтрация происходит за счет давления, развиваемого насосами (до 8 атм.).

Подобные системы характеризуются значительно большей пропускной способностью (скорость фильтрации увеличивается до 15 – 40 м/час).

В целом, при исходной концентрации загрязнений (механические примеси) свыше мг/л гравийно – песчаные фильтры задерживают частицы с размерами, превышающими 5 – мкм, а при наличии предварительной подготовке воды – с размерами, превышающими 1 мкм.

Наибольшее распространение получили напорные фильтры французской фирмы «Degremont» и американской фирмы «Meggitt Energy» моделей HRB и HH, применяемые, в основном, для морской воды.

Диатомные фильтры При загрузке в фильтр тонкой диатомной породы и нагрузке порядка 3 – 4 м3/м2. час можно снизить остаточное содержание механических загрязнений до 1 – 4 мг/л при их исход ной концентрации порядка 50 мг/л.

Фильтр регенерации не подлежит и, в основном, используется для подготовки морской воды.

Патронные фильтры В патронных фильтрах исходная вода фильтруется через пористую керамическую пере городку (иногда в сочетании со стекловатой или синтетическими волокнами). Патронные фильтры, в основном, используются для морской воды. Фильтр, как правило, регенерируется обратной промывкой..

Наибольшее распространение получили патронные фильтры французских фирм «Reltumix» марки FRA с автоматической регенерацией;

«Peco IKLTD» марки TD и «Sertere».

Аппараты не способны удалить растворённую нефть.

7. Электрохимические методы Практически не применяются из – за большого времени отстоя пены, в которой и кон центрируются загрязнения.

Суть метода сводится к обработке сточной воды (после добавки извести) постоянным электрическим полем с помощью графитовых электродов.

Отрицательно заряженные загрязнения концентрируются у анода, подхватываются пузырьками, полученными при электролизе воды, и накап ливаются в пене, удаляемой специальными устройствами.

Аппараты не способны удалить растворённую нефть.

8. Озонирование Метод убирает из сточной воды нефть (в том числе и растворенную), запахи, микробов, окисляет почти все металлы, но практически не используется в следствии малой пропускной способности аппаратуры.

9. Перегонка, мембранные технологии Методы убирают из сточной воды практически все загрязнения (в том числе и раство ренную нефть), но практически не используются в следствии дороговизны и малой пропускной способности.

На рис.1 приведена типичная технологическая схема установки подготовки сточных вод для сброса в море.

Схема установки подготовки сточных вод для сброса в море X VII XI II IV III 2 3 4 V I IX VI VIII XII Рис.1.

1 – гидроциклон Ж/Ж;

2 – гидроциклон Т/Ж;

3 – флотатор (ИГР);

4 – блок биологиче ской очистки;

5 – отстойник.

I – исходная сточная вода;

II – вода, очищеная от основного количества нефти;

III – вода, очищенная от основного количества механических примесей;

IV – глубоко очищенная вода;

V – вода в море;

VI – уловленная нефть;

VII – уловленные механические примеси;

VIII – воздух или газ;

IX - пена;

X – нефть из пены;

XI – мехпримеси из пены;

XII – активный ил Исходная сточная вода, содержащая до 2500 мг/л нефти, до 200 мг/л механических при месей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингиби тора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток I) поступает на гидроциклон – 1 типа Ж/Ж, где освобождается от основного количества нефти. Уловленная нефть (поток VI) сбрасывается в нефтяную линию.


Очищенная от основного количества нефти сточная вода, содержащая до 50 – 100 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингиби тора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток II) поступает на гидроциклон – 2 типа Т/Ж, где освобождается от основного количества механических примесей. Уловленные механические примеси (поток VII) собираются в контей нер с последующим вывозом на берег для захоронения.

Очищенная от основного количества нефти и механических примесей сточная вода, со держащая до 50 – 100 мг/л нефти, до 30 - 50 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л де эмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток III) поступает во флотатор - 3 типа ИГР, где проходит глубокую очистку от механических примесей и нефти. Воздух или газ, необходимый для орга низации флотации, подаётся в аппарат потоком VIII.

Пена (поток IX), содержащая все загрязнения, выводится в отстойник – 5 где и делится на нефть (поток Х) и механические примеси (поток XI). Уловленные механические примеси со бираются в контейнер с последующим вывозом на берег для захоронения. Уловленная нефть сбрасывается в нефтяную линию. Кроме нефти и механических примесей из воды удаляются диспергированные в ней деэмульгатор и ингибиторы, которые концентрируются в уловленной нефти. Растворенные полиэлектролиты остаются в воде.

Глубоко очищенная вода (поток IV), содержащая нефти до 5 – 10 мг/л, механических примесей до 15 – 20 мг/л и полиэлектролитов до 1 – 15 мг/л, направляется на блок биологиче ской очистки от растворенной нефти – 4. Очищенная вода, содержащая лишь следы нефти, ме ханических примесей до 15 – 20 мг/л и полиэлектролитов до 1 – 15 мг/л сбрасывается в море (поток V).

Избыточный активный ил (поток XII) собирается в контейнер с последующим вывозом на берег для захоронения.

На рис.2 приведена типичная технологическая схема установки подготовки сточных вод для целей ППД.

Схема установки подготовки сточных вод для целей ППД VI VII V II III I IV 1 2 Рис.2.

1 – гидроциклон типа Ж/Ж первого каскада;

2 – гидроциклон типа Ж/Ж второго каска да;

3 – гидроциклон типа Т/Ж I – исходная сточная вода, II – вода, очищенная от основного количества нефти на пер вом каскаде, III – вода, очищенная от основного количества нефти на втором каскаде, IV – вода в систему ППД, V - уловленные механические примеси, VI – нефть, уловленная на первом кас каде, VII – нефть, уловленная на втором каскаде.

Исходная сточная вода, содержащая до 2500 мг/л нефти, до 200 мг/л механических при месей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингиби тора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток I) поступает на гидроциклон – 1 первого каскада типа Ж/Ж, где освобождается от основного количества нефти. Уловленная нефть (поток VI) сбрасывается в нефтяную линию.

Очищенная от основного количества нефти сточная вода, содержащая до 50 – 100 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингиби тора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток II) поступает на гидроциклон – 2 второго каскада типа Ж/Ж, где дополнительно освобо ждается от основного количества нефти. Уловленная нефть (поток VII) сбрасывается в нефтя ную линию.

Очищенная от основного количества нефти сточная вода, содержащая до 5 – 10 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток III) поступает на гид роциклон – 3 типа Т/Ж, где освобождается от основного количества механических примесей. Уловлен ные механические примеси (поток V) собираются в контейнер с последующим вывозом на берег для за хоронения.

Очищенная вода (поток IV), содержащая нефти до 5 – 10 мг/л, механических примесей до 2 – мг/л, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отло жения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, направляется в систему ППД.

1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ППД С одной стороны, морская вода более предпочтительна для целей ППД, чем сточная, т.к. она:

всегда имеется в неограниченном количестве;

бесплатна.

С другой стороны, морская вода менее предпочтительна для целей ППД, чем сточная, т.к. она:

- зачастую, менее солёная (порядка 35000 мг/л), а это означает, что она хуже отмыва ет нефть от породы и сильнее вызывает разбухание глин;

- как правило, более холодная;

- содержит в растворённом состоянии нежелательные газы, в первую очередь такие как сероводород, кислород и углекислый газ. Так, например, содержание кислорода может до ходить до 7 – 10 мг/л.

- содержит значительное количество планктона, микробов и микроводорослей. Так, например, содержание аэробных бактерий может достигать 10 ед/мл, а анаэробных – 1 ед/мл;

- содержит соли тяжелых металлов в количествах до 3 мг/л;

- и, наконец, может содержать большое количество механических примесей. Количе ство механических примесей зависит от типа акватории и глубины отбора воды. Так, для глубо ководных акваторий Северного моря концентрация механических примесей укладывается в диапазон 0,1 – 0,2 мг/л, а для глубоководных акваторий тропических морей - в диапазон 0,2 – 1,0 мг/л. В акваториях мелководных морей их концентрация находится в диапазоне 1-2 – мг/л, а в прибрежных акваториях и устьях рек концентрация механических примесей доходит до 500 мг/л.

При глубине отбора 15 м (Северное море) содержание механических частиц составляет величину порядка 0,7 мг/л;

при глубине отбора 30 м – 0,4 мг/л;

при глубине отбора 50 м – 0, мг/л;

60 м – 0,1 мг/л.

На рис.3 приведена типичная технологическая схема установки подготовки морских вод для целей ППД.

Схема установки подготовки морских вод для целей ППД II III IV V VI 1 2 4 5 I VIII VII IX Рис. 1 – забор воды;

2 – хлорирование воды;

3 – предварительная фильтрация;

4 – деаэра ция;

5 – окончательная фильтрация воды;

6 – хим.обработка воды;

7 – дожимной насос;

8 – КНС.

I – морская вода;

II – вода на хлорирование;

III – хлорированная вода;

IV – вода после предварительной фильтрации;

V – деаэрированная вода;

VI – вода после окончательной фильтрации;

VII – хим.обработанная вода;

VIII – вода на КНС;

IX – вода на цели ППД.

Забор воды осуществляется электропогружными насосами, расположенными на сере дине глубины между поверхностью и дном.

Хлорирование воды осуществляется добавкой бактерицида – гипохлорида или чистого хлора из расчета 0,5 – 2,0 мг/л.

Предварительная фильтрация обычно осуществляется в две ступени с последующим нагревом воды не менее чем до 12 оС.

Деаэрация осуществляется для снижения содержания в морской воде кислорода, способного вызвать осмоление нефти в пласте и коррозию труб до 0,1 мм/год. Деаэрацию осу ществляют либо продувкой морской воды газом, либо её вакуумированием. В первом случае остаточное содержание кислорода превышает 0,2 мг/л;

во втором случае – оно менее 0,2 мг/л. В любом случае в воду добавляют SO2 – способствующий удалению кислорода, и биосульфат ам мония, являющийся поглотителем кислорода.

Окончательная фильтрация морской воды осуществляется на диатомитовых фильтрах;

в результате, остаточное содержание механических примесей снижается ниже 1 мг/л.

Хим.обработка сводится к подаче в морскую воду ингибиторов коррозии, пеногаси телей (иногда и перед деаэрацией), ингибиторов солеотложения и дополнительного количества биоцидов.

Нефтяное месторождение «Тюриханс» в Норвежском море на глубине 285 м. в 35 км от месторождения «Кристин».

Впервые для целей ППД будет использоваться неочищенная морская вода. Компания «Statoil» в сотрудничестве с «Aker Kvaerner Subsea» разработала насосы для такой воды мощ ностью 2,8 МВт, устанавливаемые под водой.

Лекция № 1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды На сегодняшний день подводная подготовка продукции скважин сводится исключи тельно к подводной сепарации, да и то, в основном, только для газлифтного способа эксплуата ции скважин.

Для маргинальных и глубоководных месторождений, а также для замерзающих аквато рий – это самый целесообразный путь.

Различают два варианта подводной сепарации:

- все технологические аппараты располагают в одном герметичном комплексе с нор мальным давлением и температурой (так называемый сухой вариант);

- все технологические аппараты объединяют в один комплекс и располагают прямо на дне (так называемый мокрый вариант) с повышенным давлением и пониженной температурой, характерными для окружающей морской среды. Комплекс снабжают дистанционным управлением с берега или платформы. Комплекс состоит из легко съёмных модулей, легко поднимаемых на поверхность. Мелкий ремонт осуще ствляют либо с помощью водолазов, либо с помощью дистанционно управляемых манипуляторов.

Первый вариант характерен для Российской Федерации.

Второй – для Западного Мира.

Но в любом случае – это только единичные опытные проекты.

Пример № 1:

1989 г, месторождение Артджилл (Северное море), фирма «Квернер эйч энд Джи».

На дне вблизи скважины (или группы скважин) устанавливают сепаратор и раздельно транспортируют газ и жидкость на берег или на платформу. Если расстояние не превышает км., то насос устанавливается только на жидкостной линии. Если расстояние достигает 100 км., то на газовой линии устанавливается компрессор. Подвод энергии осуществляется с берега или платформы.


Всё оборудование собирается в модуль с габаритными размерами 12 х 16 м и массой до 200 т. Модуль закрепляется на дне 4 скважинами по углам и имеет 3 насоса – 2 рабочих и 1 – резервный. Модуль рассчитан на 6 скважин и имеет на выходе две трубы одного диаметра. Тру бы рассчитаны на пропуск очистного устройства, с его возвратом по другой трубе.

Пример № 2:

Проект «Закум» – реализован в Северном море в начале 70-х годов. На глубине метров устанавливается трёхфазный сепаратор. Выделившийся газ через отдельный факельный сепаратор направляется на платформу, где и сжигается на факеле. Нефть и вода объединяются и по одной трубе длиной 4 км направляются на лёгкое основание, откуда насосом по трубе в км направляются на берег.

Пример № 3:

Проект «PRIME», фирма АТЕ.

На дне устанавливаются три модуля:

- первичный;

- вторичный;

- модуль главного коллектора.

В первичный модуль входят элементы, требующие ремонта (клапаны, штуцера, сепара тор, КИП, насосы, Э/Д, трансформаторы и тд.). Любой элемент данного модуля можно обслу жить дистанционно управляемыми подводными аппаратами. Любой элемент данного модуля (или весь модуль) можно поднять без водолазов и направляющих канатов.

Во вторичный модуль (обычно неподъёмный) входят пассивные элементы – обвязоч ные трубопроводы. Вторичный модуль служит рамой для установки первичного модуля.

Модуль главного коллектора собирает продукцию скважин из многочисленных первич ных и вторичных модулей и направляет её или на платформу, или на берег.

Пример № 4:

Проект «DAMPS» фирма Agipp.

- устанавливает на дне турбосепаратор, использующий энергию нефтяного газа;

- использует бескабельную передачу информации на поверхность и команд на дно (система SWACS) с помощью акустических сигналов, передающихся по специаль ной трубе;

- обслуживает до 15 скважин.

2. Морские наливные устройства 2.1. Незамерзающие акватории Общеизвестно, что в целом ряде случаев (большие расстояния, маргинальные месторо ждения, большие глубины, сложный рельеф дна, наличие сейсмических зон и т.д.) транспорти рование углеводородов танкерным флотом обходится значительно дешевле трубопроводного транспорта, особенно при использовании супертанкеров с водоизмещением свыше 500 тысяч тонн.

Наливные устройства причального типа (нефтепричалы) Нефтепричалы выполняются в виде узких пирсов, расположенных параллельно, под уг лом или перпендикулярно к берегу.

Пирсы бывают односторонние и двухсторонние.

Пирсы состоят из:

- технологических площадок;

- швартовых палов;

- отбойных палов;

- разворотных палов;

- эстакад;

- трубопроводов.

Технологические площадки.

На технологической площадке располагаются все шланговые устройства для заполне ния (опорожнения) танкера. Площадка имеет небольшие размеры и на неё передаются только незначительные вертикальные нагрузки, вызванные весом наливного оборудования. Гори зонтальные нагрузки от танкеров на технологическую площадку не передаются. Верхний передний край технологической площадки выходит за линию отбойных палов и нависает над палубой танкера. Иногда на технологической площадке располагают вспомогательные шварто вые тумбы, рассчитанные на небольшие усилия при закреплении швартовых, устраняющих продольные подвижки танкеров.

Швартовые палы это устройства на которых устанавливаются швартовые тумбы (кнех ты) или любые другие устройства для закрепления носовых, кормовых и прижимных шварто вов. Швартовые палы воспринимают основную горизонтальную нагрузку, отжимающую танкер от причала. Борт танкера швартовых палов не касается.

Отбойные палы это устройства наиболее выдающиеся в акваторию (не считая нависаю щей части технологической площадки) к которым и прижимается борт танкера. Отбойные палы воспринимают основную горизонтальную нагрузку, прижимающую танкер к причалу.

Разворотные палы это устройства устанавливаемые у головы пирса, пользуясь которым судно разворачивается у причала.

Эстакады (соединительные мостики) это устройства, объединяющие выше названные элементы в единый технологический комплекс и связывающие его с берегом. По эстакадам прокладываются трубопроводы, дороги и подъездные пути. Эстакада, ведущая к берегу, иногда переходит в дамбу.

Наиболее распространенной конструкцией нефтепричалов в настоящее время являются пирсы на свайных основаниях.

При массивных конструкциях технологических площадок отбойные палы обычно не делаются, а сами площадки снабжаются отбойными приспособлениями.

Причалы для обслуживания крупнотоннажных танкеров сейчас сравнительно редко проектируют в виде набережных.

Однако:

- многие традиционные порты не в состоянии принимать корабли с такой большой осадкой;

- многие традиционные фарватеры так же не в состоянии пропустить суда с такой большой осадкой;

- во многих странах есть законодательные ограничения по водоизмещению танкеров, разрешенных к швартовке, вызванные наличием близко расположенных крупных городов;

- продолжительное время налива, которое в условиях постоянно и повсеместно меня ющейся погоды (особенно в северных условиях) создаёт массу дополнительных проблем;

- строительство же искусственных глубоководных гаваней со всей их инфраструкту рой чрезвычайно дорогое удовольствие.

Наливные устройства причального типа В результате, появились наливные устройства в открытом море беспричального типа для самых разнообразных погодных условий и глубин моря.

При этом, если нефть не отвечает требованиям нормативных документов, её достав ляют на береговые терминалы для дальнейшей подготовки сравнительно небольшими так назы ваемыми челночными танкерами. Челночный танкерный флот так же используется при достав ке полностью подготовленной нефти потребителям на небольшие расстояния. Супертанкеры в основном используются при транспортировке полностью подготовленной нефти на большие расстояния.

Всё многообразие беспричальных наливных устройств сведено в таблицу 11.

Наибольшее распространение (более 300 устройств) получили точечные причалы одно якорного типа со стояком или многоякорного на растяжках;

причём, последние преобладают.

Основа последнего – буй с диаметром до 17 м, который фиксируется 4, 6 или 8 цепями, закрепленными на сваях или анкерах (якорях).

Сверху буя находится поворотная (360о) платформа. На платформе находятся шварто вые крепления, сигнальные огни, грузоподъёмное оборудование и главное – вертлюг для связи платформы с буем.

Подводный трубопровод соединён с буем несколькими гибкими шлангами, снабженны ми у дна поплавками для придания шлангам нужного изгиба. В настоящее время шланги заме няют на гибкий трубопровод из секций, соединенных карданными узлами. Жидкость перекачи вается на танкер по нескольким плавучим шлангам.

В системе со стояком плавучий буй фиксируется якорной цепью к жесткому стальному стояку, закреплённому в основании на дне. Жидкость из подводного трубопровода по гибким шлангам, закрепленным на стояке, а затем через вертлюг по плавающим шлангам подаётся на танкер.

Чтобы сократить время наполнения танкера, нефть надо предварительно накопить в хранилище. Разместить на платформе такое хранилище невозможно. Поэтому, чаще всего, в ка честве хранилища используют переоборудованный танкер, расположенный примерно в 100 м от платформы.

Выносной точечный причал с анкерным креплением CALM:

Это самый малый по размеру и самый простой по устройству выносной точечный при чал.

Он представляет собой круглый плавучий буй, который удерживается на точке 4 – тяжелыми якорными цепями. На нём имеется свободно вращающийся круг, к которому и швар туются танкера одним синтетическим канатом, прикрепленным к кругу и свободно плавающим в море (конец надо вылавливать).

Подача нефти осуществляется через свободно плавающие в море шланги, прикреплен ные к кругу (шланги надо вылавливать). Нефтепровод проложен по дну и соединён с буем гиб ким шлангом через поворотный шарнир.

Буй применим на глубинах от 30 до 200 м. При меньших глубинах нагрузки от волн на чинают превышать допустимые пределы. При больших глубинах вес цепей становится таким, что требуется увеличивать размеры буя, не говоря уже о стремительно возрастающих трудно стях для водолазов. Срок службы буя до 20 лет, швартова и шлангов до 10 лет. Буй достаточно сложно обслуживать, ибо вертолётной площадки на нём нет, а катер может подойти, если толь ко высота волн не превышает 2,5 м. Буй не предназначен для постоянной швартовки, при пло хой погоде танкер отходит и выжидает.

Таблица Сводные данные о основных системах беспричального налива (СБН) Рекомендуемые Тип Примечание глубины, СБН м Выносной точечный причал Затруднительность обслуживания.

с анкерным креплением 30 – 200 Сильная подверженность воздействию CALM волн Выносной одноопорный Требует меньше ремонта. Недостаток – причал с анкерным 35 – 500 подводное расположение вертлюга и креплением распределительных клапанов;

трудность SALM доступа Шарнирно закреплённая на Масса около 500 т. Обычно, есть место дне колонна для отгрузки 90 – 120 для установки крана большой нефти грузоподъёмности и вертолётной ALC площадки Выносной точечный причал Масса около 375 т.

для незащищенных 30 – 200 Является усовершенствованной моделью акваторий CALM ELSBM Имеется ёмкость на 47700 м Буй SPAR 110 – Буй Сочетаются элементы SPAR и полупо SEMI – SPAR 150 – 370 гружной платформы. Размещено оборудование для добычи нефти Швартовая турель 180 – 700 Ёмкость для хранения нефти.

Буй отсутствует. Возможность установки оборудования на верфи и повторного ис пользования. Недостаток – удары цепей Башня с шарнирным и Сочетает в себе элементы шарнирно цепным креплением 80 – 200 Закреплённой на дне колонны ALC и вы CAT носного точечного причала ELSBM Моносвая 350 Продолжение концепции стационарной башни PRODIGIOUS 19 – 50 Самоплавучий, имеет факел, подъёмный кран, вращающуюся платформу, швартовое кольцо SMART 50 – 90 Самоплавучий, имеет факел MINI – SMART 30 – 50 Буксировка в вертикальном положении GREAT 70 – 180 Альтернатива MINI – SMART PROUD 50 Самоплавучий, имеет факел Выносной одноопорный причал с анкерным креплением SALM.

Это узкий цилиндрический буй на 90 % погруженный в воду. Через шарнир он соеди нен с натяжным райзером любой конструкции (от тяжелой цепи до трубы). Райзер через шар нир соединен с гравитационным основанием. Причал не предназначен для постоянной швартов ки. У основания буя (под водой) – вертлюг, а от него погружные загрузочные шланги, которые надо вылавливать из моря. Клапана тоже находятся под водой. Соединительные шланги жестко прикреплены к райзеру. Швартовка осуществляется к надводной части буя. Буй применим на глубинах 35 – 200 м;

если же райзер сделать составным (на шарнирах) глубину можно уве личить до 500 м. Обслуживание только с катера. SALM в 3 – 5 раз дороже чем CALM.

Шарнирно закрепленная на дне колонна ALC, она же шарнирно закрепленная башня ALT, она же шарнирно закрепленная платформа ALP.

Это одиночная стальная колонна с камерами плавучести, которая снизу с помощью тя желого универсального шарнира соединена со свайным основанием. Верх колонны намного выше уровня моря. Он имеет жилые палубы для ремонтников, поворотное (на 360о) устройство для швартовки со свободно плавающим в море концом, кран, вертолетную площадку, стрелу для грузовых шлангов. Колонна покачивается на волнах и при швартовке может недопустимо наклониться. Чтобы этого не случилось на верху колонны устанавливается минимум оборудо вания и используются челночные танкеры минимальных размеров. Колонна применима на глу бинах 90 – 120 м. При меньших глубинах колебания колонны могут войти в резонанс с волна ми. При больших глубинах увеличивается масса колонны, а это вновь ведет к усилению коле баний. ALC, ALT или ALP примернов 13 раз дороже чем CALM.

Выносной точечный причал для незащищенных акваторий ELSBM.

Это усовершенствованная система CALM для более суровых условий. Размеры буя (особенно подводной части) резко увеличины. Отсюда малая подвижность на волнах, а, значит, малый износ подводных шлангов. Грузовые шланги расположены выше уровня волн на вьюшке с контргрузом. Имеется запасной грузовой шланг. Постоянного персонала нет. Это единствен ный выносной точечный причал в Северном море с жесткой кранцевой защитой от столкнове ния с танкером. Есть жилые помещения и вертолетная площадка. Вес оборудования до 500 т.

Минимальная глубина до 60 м. ELSBM в 4 раза дороже чем CALM.

Буй SPAR.

Это развитие системы ELSBM, но: в конструкции есть ёмкость для хранения нефти, от сюда насосы, автономная энергетическая установка, постоянный персонал, хорошие жилые по мещения. Над водой лишь малая часть, поэтому волновые нагрузки незначительны. К донному трубопроводу буй подсоединен короткими гибкими райзерами. Шесть тяжелых якорных цепей и бетонные якоря по 1000 т. Над водой на большом поворотном круге находится оборудование для швартовки, стрела для грузовых шлангов и вертолетная площадка. Поворотный круг имеет механический привод. Швартов поднимают на борт танкера с помощью плавучего троса – про водника, который поднимают лебедкой. Этот же проводник вытягивает концы загрузочных шлангов. Ёмкость нефти рассчитана на 3 – х дневную добычу (обычно 19 – 50 тыс.т) – отсюда высота буя превышает 80 м. Значит, глу бина моря от 110 до 500 м. Это самая дорогая система. SPAR в 17 раза дороже чем CALM, но из – за ёмкости для нефти все равно выгодна.

Буй SEMI – SPAR.

Это развитие системы SPAR выполнено фирмой «Шелл».

В ней сочетаются элементы SPAR (плавучая ёмкость для хранения нефти и принципы отгрузки) и некоторые свойства полупогружной платформы (большая остойчивость, большие палубы, большая грузоподъёмность). Это позволяет дополнительно разместить на конструкции оборудование для добычи нефти. Диаметр платформы 67 м. 12 якорных цепей. Есть специаль ная швартовая платформа с механическим приводом, перемещающаяся по рельсам, проложен ным по периметру верхнего строения. Отбор нефти достигает 9,5 тыс м3/сутки. Рассчитана на глубины 150 – 370 м. 56 человек постоянного персонала. Швартовка при высоте волн до 3,5 м.

Швартовая турель.

Это точечный причал с ёмкостью для хранения нефти, но буй отсутствует. Вместо него – постоянно (стационарно) пришвартованный танкер, на носу которого и смонтирован вертлюг.

Танкер упрочнен и служит для хранения нефти. По данным фирмы «IMODCO» устройство мо жет работать при глубинах до 700 м, а, вероятно, и до 1400 м, причём, до 180 м лучше исполь зовать жесткий райзер.

Башня с шарнирным и цепным креплением САТ.

Фирма «IMODCO». Это сочетание ALC и ELSBM. От ALC – хорошая защита райзера, отсутствие вертикальной качки, грузовой шланг расположен высоко над морем, имеется вер толётная площадка. От ELSBM – хорошая остойчивость, малый объём камер плавучести, малая масса. Рекомендуется на глубинах 80 – 200 м.

Моносвая МР компании «Technomare and Aker Enginering».

Предназначена для швартовки танкеров в глубоководных акваториях Северного моря.

Используется до глубин 350 м. Основной элемент – толстостенная труба конической формы, в верхней части которой находится камера плавучести, расположенная на 40 м ниже уровня моря.

Над ней установлена решетчатая конструкция из труб, внутри райзер, по которому продукция подается на поворотный круг и стрелу. На резиновых демпферах установлена жесткая кранце вая защита.

Беспричальное устройство SMART.

Это самоустанавливаемая морская многоцелевая башня, сооружаемая тогда, когда ещё нет платформы. Устройство используют при глубинах 50 – 100 м.

Имеются аналоги – Prodigionus, Proud и Mini – SMART, применимые при глубинах в 20 – 50м и Great, применимая при глубинах 70 – 180 м.(фирма IECo – США) Устройство плавучее, буксируется и погружается на дно прямо на скважину. Состоит из трубчатых балластных секций диаметром 5 м, служащих в качестве опорной плиты. Верти кальная часть дополнительно усилена F – образной опорой. На границе вода – воздух плавучая решетка, препятствующая столкновению с танкером. Надводная часть снабжена сепаратором и факелом.

Таким образом:

Все выше перечисленные устройства имеют следующие основные недостатки:

- малая надёжность узлов швартовки;

- малая надёжность наливных (особенно плавучих) шлангов;

- вертлюги надёжно работают только при низком давлении.

Пути устранения недостатков:

- Швейцарская корпорация «Сингл Буй Муринг Инк» разработала следующую си стему:

точечный причал выполнен в виде колонны, закрепленной на дне анкерным креплени ем в виде трубчатой сваи. У дна через специальный опорный шарнирный блок к колонне присо единена стрела. Верхний конец стрелы шарнирно связан с поплавками. От поплавка через упор ный подшипник идет еще одна стрела, которая шарнирно соединена с танкером. Танкер исполь зуется в качестве нефтехранилища к которому бортом швартуется челночный танкер. Ёмкость танкера хранилища 70000 т. Диаметр поплавков 13,5 м. Глубина моря до 75 м. Конструкция вы держивает швартовое усилие до 250 т.

Подобная конструкция сооружена в заливе Габес (Тунис).

Аналогичная конструкция сооружена у берегов Индонезии, но она используется для отгрузки сжиженных нефтяных газов. Загрузочные гибкие шланги заменены на теплоизолиро ванные стальные трубы.

- Фирма «Чикаго Бридж энд Компани» разработала очень похожую конструкцию, но швартовая стрела состоит из двух частей V – образной формы, соединённых шарнирно.

Стрела может вращаться вокруг оси с помощью гидроцилиндров.

- Корпорация «Тэксако» решила проблему прочности и гибкости стояка при его креплении к анкерному основанию. Основание стояка выполнено в виде металлической сваи, которая выдерживает волны до 20 м.

- Фирма «Шелл» предусматривает полное погружение буя под воду, состоящего из двух цилиндров, разделённых на отсеки. Шланги и тросы очень долговечны, т.к. наматываются на барабаны автоматических лебёдок. Эта же фирма разработала свайное основание, к которо му швартуется судно с плавучим заводом по переработке газа.

- Итальянская фирма «Индежко С.П.А» разработала точечный причал с неподвиж ными верхними строениями, покоящимися на пучке свай, вбитых в дно, но они окружены вну тренним и внешним кольцом, способным вращаться.

- Корпорация «Софэк» разработала устройство для непосредственного подключения судовых шлангов к подводному трубопроводу, конец которого поддерживается буем точечного причала.

- И т.д.

2.2. Замерзающие акватории В этом случае идеален, конечно, подводный трубопроводный транспорт, но при Рос сийских расстояниях и климате потребуется столько промежуточных насосных станций, так же расположенных в замерзающих акваториях, что экономический проигрыш данного варианта по сравнению с танкерами ледового класса становится очевидным.

Второй подход базируется на выносе точки налива за максимальную линию льдов (Ка спий «Лукойл»), но это удаётся далеко не всегда из – за тех же значительных расстояний.

Третий подход базируется на периодической работе наливного устройства (Пильтун – Астохское месторождение в Охотском море). Добыча ведется с ледостойкой платформы «Мо ликпак» только летом. Платформа соединена с танкером хранилищем. Зимой танкер уходит в порт, систему налива затапливают.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.