WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Технология ускоренного вода морских месторождений в эксплуатацию является достаточно известной, однако в ряде случаев для разработки отдельных месторождений, независимо от того, что используется в качестве плавучей эксплуатационной установки (самоподъемная, полупогружная или танкер), использование существующей технологии ограничено и она должна быть модифицирована. Одна и та же система ускоренного ввода в эксплуатацию не может быть в равной степени эффективной в различных районах, а модификация ее компонентов связана с существенными затратами.

Более приемлемый подход заключается в проектировании и строительстве универсальных эксплуатационных установок, пригодных для применения в различных условиях. Использование такой установки дает возможность начать эксплуатацию месторождения уже через несколько недель после окончания бурения на нем первой результативной поисково-разведочной скважины.

Эксплуатационная установка (рис. 8), заякоренная на месторождении должна обеспечивать разделение нефти, газа и воды, а также хранение нефти с последующей ее отгрузкой в танкеры.

Рис. 8. Система ускоренного вода скважины в эксплуатацию и хранения добываемой нефти, характеризующая универсальность и легкостью подготовки к работе 1 – направление ветра, волн и течения; 2 – посадочная площадка для вертолетов; 3 – жилые помещения; 4 – вертлюг для нескольких жидкостей; 5- установки для обработки добываемой продукции; 6 – свеча для сжигания в факеле добываемого нефтяного газа; 7 – электростанция в ремонтные мастерские; 8 – причальный канат к танкеру; 9 – танкер; 10 – плавучий шланг для налива нефти в танкер; 11 – двигатели-толкатели системы динамического позиционирования; 12 – нефтехранилище; 13 – эксплуатационные стояки; 14 – якорная линия; 15 – трубопроводы для транспортирования нефти или газа к берегу; 16 – основание манифольда и стояка; 17 – емкость для обеспечения плавучести стояков; 18 – линии прямого и обратного транспортирования жидкостей; 19 – скважины с подводным заканчиванием Одной из первых является система разработки нефтяных месторождений Северного моря с относительно небольшими запасами (6,4 – 8,0 млн. м3), которые нерентабельно разрабатывать обычными методами, предложенная фирмой «Бритиш петролеум».

Опыт проектирования и использования плавучих эксплуатационных комплексов показал, что исходя из состояния морской нефтегазодобычи с середины 80-х годов применение этих систем значительно расширится, поскольку в определенных условиях они обладают неоспоримыми преимуществами перед другими аналогичными системами. В 1986 г. во всем мире число таких комплексов превышало 15 единиц.

Многие нефтяные компании направили свои усилия на совершенствование плавучих эксплуатационных систем на базе танкеров (FPSO - Floating production oil storage and offloading). Новым направлением развития плавучих средств для разработки морских месторождений явилось создание в 1996 г. первой плавучей платформы на столбовидном буе, отличающейся малыми перемещениями, имеющей фонтанную арматуру «сухого» типа (SPAR). Прототип SPAR использовался как терминал и хранилище нефти в 1972 г. на месторождении «Брент» в Северном море. В разработке SPAR принимали участие конструкторы, создавшие платформу TLP, которая явилась базисом для возникновения SPAR.

Плавучая платформа SPAR создавалась для малодебитных месторождений, сочетая в себе небольшие размеры, наличие необходимого оборудования и хранилища для сбора продукции, обеспечивая работу в глубоких водах. Первая SPAR «Нептун» была изготовлена компанией «Текнип» на верфи в Финляндии, доставлена в Мексиканский залив и эксплуатировалась компанией «Керр-Макджи» в районе, где глубина воды составляла 588 м.

В 2004 г. в эксплуатации находилось 14 платформ SPAR. Все они были установлены в Мексиканском заливе.

Существующие к началу 21 века плавучие эксплуатационные системы для глубоких вод можно сгруппировать по конструкционным признакам и по проводимым на них операциям. Такая классификация, учитывая оба указанных признака, предполагает 6 типов плавучих эксплуатационных систем:

1) FPSO – плавучая система нефтедобычи, хранения и отгрузки продукции на базе танкера;

2) FPSS – плавучая система нефтедобычи на базе полупогружных платформ (SEMI);

3) TLP – плавучая система нефтедобычи на базе полупогружной платформы с избыточной плавучестью с натяжными опорами;

4) SPAR – плавучая система на столбовидном буе;

5) FPDSO – плавучая система бурения нефтедобычи, хранения и отгрузки на базе танкера;

6) DD SEMI – двухъярусная полупогружная платформа.

Внешний вид всех шести видов плавучих систем представлен на рисунке 9. В 2002 г. парк плавучих эксплуатационных систем составлял 119 единиц, более половины из которых были FPSO. Применение всех типов плавучих средств для освоения нефтегазовых месторождений с начала их внедрения обеспечило освоение значительных глубин. На рисунке 10 приводятся сведения по динамике выхода на большие глубины.

Рис. 9. Основные типы плавучих эксплуатационных систем В начале 80-х годов 20 столетия Арктика являлась одним из самых перспективных районов для открытия крупных месторождений углеводородов.

Рис. 10. Освоение морских месторождений нефти и газа с использованием стационарных и плавучих установок Глубина в футах К 1983 г. самыми распространенными основаниями на арктическом шельфе являлись искусственные острова. Ни металлические, ни железобетонные стационарные платформы в определенных условиях не выдерживали ледовых нагрузок, а как показала практика, такие нагрузки способны выдерживать только большие искусственные острова. Перспектива их использования при освоении месторождений в море Бофорта в этот период времени была самая благоприятная. На основании опыта эксплуатации существующих искусственных островов была разработана концепция их создания и использования под основания для бурения скважин и эксплуатации месторождений.

В море Бофорта близ дельты р. Маккензи фирма «Импириал» в середине 1978 г. с первого искусственного острова, сооруженного в водах глубиной 13 м, пробурила газовую скважину открывательницу «Иссерк Е-27». Фирма «Импириал» с партнерами летом 1979 г. наметила намыть еще один искусственный остров в 21 км севернее «Иссерка».

Интересным направлением создания искусственных островов являлось использование ледяного покрова для установки бурового оборудования.

В 70-х было успешно опробовано использование искусственного утолщенного льда в качестве временных площадок для бурения нефтяных скважин. Однако применяемая технология намораживания льда не позволяла за короткий срок создать крупные ледяные блоки. Для строительства ледяной нефтедобывающей площадки в условиях Арктики требовалось около блоков льда, объемом 100 м3. В 1979 г. технология создания ледовых оснований была изменена: по мере наращивания ледяной подушки в слой льда внедряли крупные блоки уретановой пены. Это нововведение позволило уменьшить толщину и массу площадки. В результате этого сократились сроки строительства, и осталось больше время на бурение.

Глава 4. Развитие процессов химической переработки продукции скважин в условиях морского месторождения Высокие эксплуатационные затраты при разработке морских нефтегазовых месторождений (особенно глубоководных) могут превратить рентабельную залежь в неэкономичную.

Анализ состава нефти любого месторождения (в том числе и морского) на начальном этапе позволит оптимально подобрать методы и технические средства разработки месторождения, а также выбрать способы и средства доставки нефти потребителю, нуждающемуся в конкретном сорте нефти. Для рассмотрения свойств нефтей морских месторождений выбраны основные морские месторождения мира, находящиеся в промышленной разработке к начало 80-х годов XX столетия. Как показывает анализ свойств нефтей морских месторождений между ними больше различий, чем сходства. Тем не менее можно отметить сходство всех рассмотренных нефтей по такому показателю как газосодержание. В большинстве случаев этот показатель достаточно высокий. Если в условиях добычи нефти на суше этот фактор не является определяющим, то в ограниченном пространстве эксплуатационных платформ проведение подготовки нефти для дальнейшей транспортировки затруднено и этот факт во многих случаях необходимо учитывать. Перекачка таких многофазных систем по трубопроводам на берег может осложнена целым рядом факторов.

С середины 50-х годов ХХ века при эксплуатации морских месторождений большое внимание уделялось конструированию новых типов оборудования, которое позволило бы сократить время обслуживания и тем самым снизить эксплуатационные затраты. Увеличение рентабельности могло быть достигнуто за счет необычного использования углеводородов в морских условиях и оптимизации размещения и работы эксплуатационного оборудования. Одним из таких направлений являлось создание компактного оборудования для сепарации газонефтяного потока. Применение сепарационных установок обеспечивало разделение потока на два наиболее важных компонента: нефть и газ. Нефть транспортируется на берег выбранным для данного месторождения способом (трубопровод, танкер), а в отношении газа оператор может принять одно из следующих решений: сжигать на факеле;

закачивать обратно в пласт; получать сжатый газ и транспортировать его на берег; производить электроэнергию; химическим путем получать синтетические продукты; получать сжиженный газ с последующей доставкой его на берег.

В 1979 году была разработана система, состоящая из двух циклонов. Газ и нефть подаются в первый циклон, где осуществляется первичная сепарация (рис.11). Выходящий из первого циклона поток газа вместе с увлекаемой нефтью сепарируется во втором циклоне.

В 1988 г. компания БОЭТ («Бритиш оффшор энджиниринг текнолоджи») разработала концепция подводной сепарационной установки, которую предполагалось использовать для разделения продукции небольших месторождений, открытых в водах доступных для водолазов (рис.12). В сентябре 1988 года на месторождении «Арджилл» в британском секторе Северного моря эксплуатируемом компанией «Хамилтон бразерс» на дно моря был спущен опытный образец подводного сепаратора пропускной способностью 800 м3/сут. После проведения рабочих испытаний и модификаций основных компонентов сепарационной установки она в сентябре 1989 года утверждена регистром Ллойда.

Важной проблемой при эксплуатации морских месторождений является транспорт продукции скважин. Перевозки нефти особых проблем не вызывает.

Транспорт газа возможен по трубопроводам, но не всегда является экономичным. В начале 80-х годов рассматривая доставку газа потребителям рассматривались вопросы сжижения газа или производства метанола из газа непосредственно на месторождении. Сопоставление затрат на транспортировку метанола и сжиженного природного газа на танкерах показано на рисунке 13 и при значительных расстояниях перевозок доставка метанола более выгодна.

Кроме того, метанол представляет собой более ценный продукт, чем сжиженный природный газ, и при сравнении на эквивалентной энергетической основе (при одинаковом энергосодержании) его цена выше, чем цена сжиженного газа. Например, при использовании в качестве заменителя бензина Рис. 11. Схема компактного оборудования для сепарации нефти и газа:

1- первичный циклонный сепаратор; 2 – вторичный циклонный сепаратор; 3 – подача нефти или пены; 4 – газ + некоторое количество нефти; 5 – регистрирующий манометр; 6 – автоматический регулятор давления; 7 – сепарированный газ; 8 – уровнемер; 9 – регистратор уровня; 10 – регулятор уровня; 11 – нефть; 12 – анализатор плотности; 13 – расходомер; 14 – сепарированная нефть; 15 – газ.

Рис. 12. Схема подводной сепарационной установки на 1600 м3/сут. с двумя ступенями сепарации, хранилищем нефти и воды, однофазной перекачкой нефти и воды и сжиганием газа на факеле:

I – газ из скважин; II – газ на сжигание; III – нефть к танкеру; IV – вода к танкеру; 1 – коллектор; 2 – сепаратор первой ступени на 2,5 МПа; 3 – при хранилища; 4 – нефтяной манифольд; 5 – водяной манифольд; 6 – сепаратор второй степени на 0,12 МПа; 7 – песок; 8 –вода; 9 – нефть или в качестве добавки к нему цена метанола составляет 0,26 доллара за литр или 7,6 долл/ГДж. Соответственно рыночная цена сжиженного газа колеблется в пределах от 3,8 до 4,7 долл/ГДж (цены 1987 г.).

Удельная стоимость, центы/млн.ккал Протяженность маршрута Рис. 13. Удельные затраты на перевозку СПГ и метанола В 1979 – 1980 годах было проведено исследование технической и экономической целесообразности строительства в Северном море плавучего завода по получению из попутного газа метанола.

Все используемые процессы производства метанола в 80-е годы из природного газа включали риформинг очищенного от сернистых соединений в потоке пара с образование промежуточного газа, содержащего СО, Н2 и СО2 в соответствующих пропорциях. Процесс получения метанола из природного газа в 1967 г. разработала английская компания «ICI». К 1980 г.

технологическая схема производства метанола из природного газа была модифицирована и представлена на рисунке 14.

Применяемые процессы получения метанола, в основном, сходны, однако отличаются используемыми катализаторами и различной конструкцией риформеров и реакторов.

В начале 80-х годов в Японии проводились исследовательские работы по утилизации попутного газа. В 1980 году была завершена разработка плавучей нефтегазоперерабатывающей системы. Система предусматривала переработку газа и получение сжиженного метанола на борту плавучей установки с последующей транспортировкой на танкере или барже. По окончании разработки месторождения установка может быть отбуксирована на другую точку. Схема эксплуатации нефтяного месторождения с применением плавучего завода по производству метанола производительность 1000 т/сут., работающего по схеме низкого давления, спроектированного фирмой «Империал Кэмикэл Индастрис» (ICI) представлена на рисунке 15.

Газ очищается от сернистых соединений и в смеси с перегретым паром, получаемым из морской воды (требуется 1150 т воды на 1000 т метанола), подается на установку риформинга. Здесь образуется синтез-газ, содержащий водород и окислы углерода.

Рис. 17. Схема технологической линии по производству метанола из природного газа:

1 – очищенный природный газ; 2 – подача сырья; 3 – паровой риформер; 4 – теплообменник; 5 – выброс газа в атмосферу; 6 – поток водяного пара; 7 – теплообменник-холодильник; 8 – топливо; 9 – продувочная линия; 10 – турбокомпрессор; 11 – линия синтеза; 12 – хранилище для сырьевого метанола;

13 – осушитель; 14 – отвод воды; 15 – высшие спирты; 16 – метанол; 17 – метиловое топливо; 18 – легкие фракции.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»