Особенности сепарации нефтей на шельфовых месторождениях
Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
Рассмотрим в качестве примера разгазирование продукции с большим 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 (Рис.5.13).
Схема сепарации нефти с большим газовым фактором на шельфовых месторождениях при транспортировании разгазированной нефти на берег танкерами, а газа и конденсата раздельно или совместно по подводным трубопроводам
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 – трёхходовой 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 подводный 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 ступени сепарации; X – газ второй ступени сепарации; XI – компримированный газ второй ступени сепарации; XII – нефтяная фаза со второй ступени сепарации; XIII – газ третьей ступени сепарации; 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 сепаратора; XXI – водяная фаза с сепаратора третьей ступени. Подача деэмульгатора не показана.
Рис.5.13
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 водяной 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 – 1 (поток VII).
Сепаратор первой ступени – 1 представляет собой 3-х фазный аппарат.
Выделившийся газ (поток II) направляется на двух стадийное компримирование с помощью компрессоров- 2 и 5. После каждой ступени сжатия газ охлаждается морской водой в теплообменниках 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 собственные нужды. Вся сконденсировавшаяся жидкость поступает в отстойник – 17.
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 ступень 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, охлаждается морской водой в теплообменнике – 15 и отделяется от сконденсировавшейся жидкости в сепараторе – 16.
Оставшийся газ сбрасывается в линию газа второй ступени
сепарации, а жидкость в отстойник – 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 газом.
Нестабильная обезвоженная нефть смешивается с конденсатом и транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ объединяется и транспортируются на берег по подводному газопроводу.
Рассмотрим в качестве примера разгазирование продукции 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 вход нефти увеличивается (Рис.5.14).
Схема сепарации нефти со средним газовым фактором на шельфовых месторождениях при транспортировании нестабильной обезвоженной нефти, смешанной с конденсатом, на берег по подводному нефтепроводу, а сухого смешанного газа по подводным газопроводам
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.
Рис.5.14
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.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 509; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
