IV 6 7 8 XXVI
5 VI VII VI XIX
II I III 9 18
1 VI 2 VI 4 3 12
13 17 15
V X XII XXVIII XX XXI
1 2 10 XIII 11 XVI XV XXVII XVII XXIII 16 XXV 14 XXIV XXII
Рис.6 1 – водяной холодильник; 2 – первичный сепаратор; 3 – трёхфазный отстойник; 4 – газовый теплообменник; 5 – вторичный сепаратор; 6 – детандер; 7 – компрессор; 8 – трёхфазный сепаратор; 9 – дожимная компрессорная станция; 10 – установка регенерации метанола; 11 – узел синтеза метанола; 12 – первичный конденсатный теплообменник; 13 – конденсатный сепаратор; 14 – вторичный конденсатный теплообменник; 15 – колонна стабилизации конденсата; 16 – рибойлер; 17 – ёмкость; 18 – насос. I – продукция скважин; II – охлаждающая вода; III – жидкость из первичного сепаратора; IV – газ из первичного сепаратора; V – жидкость из вторичного сепаратора; VI – метанол; VII – газ из вторичного сепаратора; VIII – газ из трёхфазного сепаратора; IX – газ на берег; 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 – конденсат 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 рибойлера в стабилизационную колонну; XXV – стабильный конденсат из колонны; XXVI – стабильный конденсат в хранилище; XXVII – водометанольная фаза из трёхфазного отстойника. Продукция скважин (поток I) в которую непрерывно дозируется метанол (поток VI) поступает в водяной (поток II) холодильник – 1, где охлаждается до +10 - +12 оС, и направляется в первичный сепаратор – 2. Вся выпавшая жидкость (вода + конденсат) - (поток III) – сбрасывается в трёхфазный отстойник – 3. Газ из сепаратора – 2 (поток IV) после добавки метанола дополнительно охлаждается в газовом теплообменнике – 4 до –15 оС и поступает во вторичный сепаратор – 5. Вся выпавшая жидкость (поток V) сбрасывается в трёхфазный отстойник –3, а оставшийся газ (поток VII) после добавки метанола направляется в детандер – 6, где охлаждается до температуры порядка –30 оС и сбрасывается в трёхфазный сепаратор – 8. Оставшийся газ (поток VIII), отдав свой холод в теплообменнике – 4, дожимается компрессором – 7 до 85 атм. и направляется на дожимную компрессорную станцию – 9, откуда с давлением 160 атм и температурой порядка +30 оС (поток IX) на берег. Газ и конденсат (поток X и XI) из отстойника – 3 также сбрасываются в сепаратор – 8. Водо – метанольная фаза из сепаратора – 8 (поток XII) направляется на установку регенерации метанола – 10. Туда же (поток XXVII) сбрасывается водо – метанольная фаза из отстойника – 3. Регенерация заключается в простом выпаривании. В результате, получают 90 % метанол (поток VI) и воду (поток XIII), сбрасываемую либо в море, либо направляемую в поглощение. Конденсат из сепаратора – 8 (поток XVII) направляется на стабилизацию, для чего он сначала подогревается в первичном теплообменнике – 12 до +2 оС и разгазируется в сепараторе – 13 при 10 атм. Весь выделившийся газ (поток XVIII) направляется но дожимную компрессорную станцию – 9, а оставшийся конденсат делится на две части. 30 % (поток XIX) идёт на орошение колонны стабилизации – 15 (8 атм), а 70 % подогревается до 160 оС во вторичном теплообменнике – 14 и подается в колонну. Источником тепла служит рибойлер – 16 в змеевик которого подаётся пар (200 оС и 16 атм) – (поток XXII). Конденсат поступает в рибойлер с глухой тарелки (поток XXIII). Образовавшиеся в рибойлере горячие пары (поток XXIV) возвращаются в колонну в качестве горячей струи, а стабильный конденсат выводится (поток XXV). Он отдает свое тепло в теплообменниках – 14 и 12 и поступает в 200 м3 ёмкость – 17, откуда насосом – 18 перекачивается (поток XXVI) в подводное хранилище конденсата установки беспричального налива танкеров. Синтез метанола осуществляется в узле – 11 из газа (поток XIV) и воздуха (поток XV) при 40 – 60 атм и 400 – 500 оС путём прямого окисления. Получается метанол с концентрацией порядка 40 %, что явно недостаточно. До необходимой концентрации (90 %) его доводят на установке регенерации – 10 .
- Лекция № 1
- 1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- 1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- Газпром
- Роснефть
- 1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- 2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- 2.1. Размер месторождения
- 2.2. Количество жидких углеводородов
- 2.3. Величина транзитной доли мелководья
- 2.4. Зоны нефтегазонакопления
- 2.5. Приграничные акватории
- 2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- Лекция № 2
- 1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- 1.1. Арктический регион
- Баренцевоморский нгб
- Расположение Баренцевоморского нгб
- 1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- 1.1.3. Южно - Карский нгб
- 1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- 1.1.5. Североморской нгб
- 1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- 1.1.7. Свердрупский нгб
- 1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- 1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- 1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- 1.2. Дальневосточный регион
- 1.2.1.Охотский нгб
- Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- 1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- 1.3. Каспийский регион
- 1.4. Балтийский регион
- 1.5. Азово – Черноморский регион
- Лекция № 3
- 1. Морское право
- 3.1. Международное морское право
- 12 Морских миль
- 24 Мор. Мили
- Исключительная экономическая зона
- 1.2. Морское право рф
- 1.2.1. Законы рф и их анализ
- Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- Перспективы развития законодательства рф
- Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- Госкомпании и зарубежные инвестиции
- Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- Недостатки Госкомпаний
- 3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- Лекция № 4
- 1. Системы сбора продукции скважин
- 1.1. Принципы формирования систем сбора
- 1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- 1.2.1. Размещение скважин на платформе
- 1.2.2. Замер добываемой продукции
- 1.3. Подводное окончание скважин
- 1.3.1. Нефтяные месторождения
- 1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- Баренцево море
- Карское море
- Район Обской и Тазовской губ
- 6.3.3. Маргинальные месторождения
- 1.3.4. Газовые месторождения
- Лекция № 5
- 1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- 1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- II 7 10 VIII X 9 IX VII
- 1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- VIII 9 12 XII XIII
- 1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- X IX V VII VIII
- 1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- VIII II III IV
- 1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- IV 6 7 8 XXVI
- Лекция № 6
- 1.1.2. Подготовка нефти.
- Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- 1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- III II III XI XIII
- 1 11 12 VIII
- XVII XX XIX XVIII IX
- Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- 1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- 1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- VI V VIII
- 6 XI на лсп-ю XIII
- С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- 1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- 3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- 4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- Лекция № 7
- 1.1.3. Подготовка воды
- 1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- Отстаивание
- Флотация
- Коагуляция
- Применение циклонов
- Центрофугирование
- Фильтрование
- Электрохимические методы
- Озонирование
- Перегонка, мембранные технологии
- С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- 1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- Лекция № 8
- 1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 2. Морские наливные устройства
- 2.1. Незамерзающие акватории
- Наливные устройства причального типа
- Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- 2.2. Замерзающие акватории
- 3. Береговые терминалы
- Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- Море Лаптевых
- Карское море
- Обская губа
- Печорское море
- Белое море
- Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- Западный берег Кольского залива
- Норвежское море
- Лекция № 9
- Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- 1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- Хранение
- Погрузка
- Хранение
- Погрузка
- Проект «Баренц-1»
- 1.2.1. Месторождение Медынское море
- Месторождении Варандней – море
- Сахалинские проекты
- 2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- 2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- 1 Этап.
- 2 Этап.
- 2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- 2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- 2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- 2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- Каспийские проекты
- Проект «Северный Каспий»
- 2.4 Северные проекты Газпрома
- 2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- 2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- 2.5. Южные проекты «Роснефти»
- 2.5.1. Черное море