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, освобождаясь от конденсата и воды. Но, в отличии от предыдущей схемы, газ объединяется и высушивается. Конденсат сбрасывается в нефть, которая охлаждается. Таким образом, отсутствие гидратов при транспорте газа гарантируется, а выход нефти увеличивается (Рис.2).
С X X X
X 17 XVII
8 9 10 XIII 12 13 XV 14 15 16
XIV XVI
XXXII
VIII 7 XI XXV X
1 3 VI IX
I 2 4 5 6 V XII 11 II 28 27 19
IV III IV IV IV 18
X VII IV X
XXX XXII
30 32 XXXI XIX XXI XX
26 29 20 X 25 X
31 XXIX 22 23 24 21
XXVIII XXIV
XXVI XXVII
XVIII 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 водой; 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 сепаратр 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 – дополнительный газовый сепаратор; 22 – абсорбер; 23 – магистральный компрессор; 25 – магистральный газовый сепаратор; 26 – замерной сепаратор; 27, 28, 29 – расходомеры; 31 – газовый сепаратор для газа, направляемого на собственные нужды; 32 – паровой подогреватель.
I – продукция скважин; II – газ первой ступени сепарации; III – нефтяная фаза на вторую ступень сепарации; IV – вода, отделившаяся от продукции скважин; V – газ второй ступени; 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 дополнительного газового сепаратора; XIX – газ из дополнительного газового сепаратора; XX – свежий гликоль; XXI – отработанный гликоль; XXII – газ из абсорбера; XXIII – конденсат из магистрального газового сепаратора; XXIV – газ из магистрального газового сепаратора; XXV – смесь конденсата из магистрального газового сепаратора и конденсата из дополнительного газового сепаратора; 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 собственные 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 температура 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 порядка 12 атм. Отделившаяся в сепараторе – 2 вода выводится (поток IV), а нефтяная фаза направляется 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) забирается насосом – 4 и после охлаждения (для снижения ДНП) морской водой (поток Х) в теплообменнике – 5 направляется (поток IX) в ёмкости для хранения.
Газ третьей ступени сепарации (поток VII) подаётся в газовый сепаратор – 6, где освобождается от унесенной капельной жидкости, которая насосом – 7 (поток XXXII) сбрасывается в нефтяную линию.
Оставшийся газ (поток XI) поджимается компрессором – 8 и после охлаждения морской 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 охлаждения морской водой в теплообменнике – 12 смешивается с газом первой ступени сепарации (поток II) и направляется в газовый сепаратор – 13. Отделившийся конденсат (поток XIV) воды практически не содержит, поэтому сбрасывается на вход сепаратора третьей ступени, а оставшийся 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 сепаратора –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, охлаждается морской водой в теплообменнике – 24, отделяется от углеводородного конденсата в газовом сепараторе – 25 и потоком XXIV направляется на берег. Отделившийся углеводородный конденсат (поток XXIII) смешивается с конденсатом из сепаратора – 20 и объединенным потоком 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 сепаратора – 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 тенденция:
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 самая начальная подготовка.
Рассмотрим второй случай (выполнен по перспективной тенденции) когда нестабильная обезвоженная нефть, смешанная с конденсатом, транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; а сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
1 В-Экофикс КОД
Б лок схема обустройства месторождения Экофикс (Северное море)- Рис.3.
Газ+Конденсат
Газо-конденсатная платформа
Эдда Экофикс ТОП Ц Т П Нефть Газ Нефть Нефть Нефть
Газ Газ Газ
Албушелл
Газ на берег (Германия)
Нефть с конденсатом на берег (Англия) З-Экофикс
Нефтяные платформы Нефть Газ Нефть+газ
Р Конденсат
На пяти нефтяных платформах (Албушелл, Эдда, Экофикс, ТОП и В- Экофикс) продукция 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 двухфазным 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 Германию.
- 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