книги / Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин

нет данных; нет данных; 18,7 ’ нет данных; нет данных; 18,7

На газонефтяном месторождении Фршт (открыто в 1971 г.) продуктивны песчаники эоцена на глубине 2000 м. Плотность нефти 0,916. В газе содер­ жится % об.: СН496; С2Н6- 3,6. Отмечены следы сероводорода.

Нефть месторождения Статфьорд (открыто в 1974 г.) залегает на глубине 2400 м в песчаниках средней юры. Плотность нефти 0,826, газонасыщенность 140...206 м3/т.

4.1.3.Физико-химические свойства нефтей морских месторождений Азербайджана

Агпиеронский архипелаг в геологическом отношении является частью Апшеронской геологической области. В изучении его строения большую роль сыграли морские сейсморазведочные работы. Разведка и освоение морских месторождений нефти получили широкое развитие в 40-е гг. XX столетия. Начиная с 1947 г. были открыты месторождения Гюрга- ны-море, о. Жилой, Нефтяные камни, Грязевая сопка, банка Дарвина, о. Песчаный, Южная. С 1948 г. разрабатываются месторождения банка Макарова и А. Асланова. Среди всех месторождений Апшеронского ар­ хипелага первое место по запасам и уровню добычи занимает месторож­ дение Нефтяные камни. Нефти месторождений Апшеронского архипелага являются так же, как и все нефти Азербайджана, малосернистыми (серы 0,008...0,38 %). По содержанию парафина, смолистых веществ и особенно асфальтенов нефти значительно различаются между собой большинство нефтей Апшеронского архипелага малопарафинистые (0,12... 1,00 %) ис­ ключение составляют нефти о. Песчаный, которые содержат значительное количество парафина (11,00... 14,70 %) с темперазурой плавления 51.. .52 °С (табл. 16). Содержание селикогелевых смол в нефтях колеблется от 5 до 14 %, асфальтенов от следов до 1,70 %.

Наибольшим выходом светлых фракций отличаются нефти месторож­ дения Нефтяные камни (до 200 °С 19...20 %, до 350 °С 48,4...52,0 %). Со­ держание фракций, выкипающих до 200 °С и до 350 °С, в артемовской смо­ листой нефти составляет 6,2 и 38 % соответственно.

В разработке 47 нефтяных и 3 газонефтяных месторождения. Продук­ тивные горизонты к отложениям мела, палеогена и неогена на глубине 110...4500 м.

Состав нефтей тесно связан с глубиной и стратиграфический принад­ лежностью продуктивных горизонтов. Отложения миоцена — олигоцена содержат тяжелые высокосернистые нефти. Нефти эоцена носят промежу­ точный характер, в отложениях палеоцена и мела распространены залежи сравнительно легких низкосернистых нефтей (табл. 17,18). Нефти Маракаибского нефтегазового бассейна отличаются высокой газонасыщенностью.

Как показывает анализ свойств нефтей морских месторождений, между ними больше различий, чем сходства. И в каждом конкретном случае, преж­ де чем приступить к разработке месторождения, необходимо оценить воз­ можность его освоения, исходя из специфики нефтей. Тем не менее можно отметить сходство всех рассмотренных нефтей по такому показателю, как газосодержание. В большинстве случаев этот показатель достаточно высок. Если в условиях добычи нефти на суше этот фактор не является определя­ ющим, то в ограниченном пространстве эксплуатационных платформ про­ ведение подготовки нефти для дальнейшей транспортировки затруднено, и этот факт во многих случаях необходимо учитывать. Перекачка таких многофазных систем по трубопроводам на берег может быть осложнена целым рядом факторов. Необходимо изучить характер течения конкретной многофазной системы в трубопроводе большой протяженности. На основе этого должен быть разработан комплекс мероприятий по предотвращению осложнений при перекачке многофазной среды по трубопроводам, среди которых выделим следующие:

•предотвращение гидратообразования в присутствии воды жидких и га­ зообразных углеводородов;

•предотвращение коррозии и эрозии трубопроводов при перекачке мно­ гофазных сред;

•подбор надежных насосов и приводов для перекачки многофазных сред, а также источников энергоснабжения и системы регулирования повы­ шения давления в трубопроводах для многофазных сред;

•снижение гидравлических потерь на трение при перекачке продукции скважин в виде многофазного потока;

•затруднение в моделировании и прогнозировании параметров работы трубопровода, перекачивающего многофазную среду;

•подбор и обустройство подводных эксплуатационных систем модульно­ го типа для многофазного потока.

Учитывая приведенные выше факторы, во многих случаях при освоении морских месторождений, применение трубопроводов для перекачки много­ фазной продукции скважин на берег не представляется возможным, посколь­ ку требуются значительные материальные затраты. Этот факт может при­ вести к нецелесообразности эксплуатации нефтяного месторождения при добыче нефти с высоким газосодержанием.

4.2. Технологии и технические средства, применяемые на морских месторождениях для разделения многофазной продукции скважин

С середины 50-х гг. XX в. 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 может быть достиг­ нуто за счет необычного использования углеводородов в морских условиях и оптимизации размещения и работы эксплуатационного оборудования. Од­ ним из таких направлений является создание компактного оборудования для сепарации газонефтяного потока. Применение сепарационных установок обеспечит разделение потока на два наиболее важных компонента: нефть и газ. Нефть транспортируется на берег выбранным для данного месторож­ дения 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 г. была разработана система, состоящая из двух циклонов [68]. Газ и нефть подаются в первый циклон, где осуществляется первичная

сепарация (рис. 72). Выходящий из первого циклона поток газа вместе с увле­ каемой нефтью сепарируется во втором циклоне. Сепарация воды и нефти осуществляется путем коалесценции нефтяных капелек в аппаратах патрон­ ного типа, размещенных в емкостях с высоким давлением. Вода с небольшим содержанием нефти, выходящая из первой сепарационной емкости, подверга­ ется дополнительной обработке во второй емкости (рис. 73).

После предварительных лабораторных испытаний системы на одном из месторождений Ближнего Востока, а также проведения промысловых ис­ пытаний была создана компактная система сепарации нефти и газа произ­ водительностью 9,5 тыс. м3/сут, а также система сепарации воды и нефти

производительностью 24 тыс. м3/сут, требующая в 10 раз меньше времени для сепарации, чем необходимо при использовании электростатической или воздушной флотационной системы, и занимающая только 28 % пространства палубы.

В 1982 г. в норвежском секторе Северного моря на платформе «Статфьорд В» была применена технология отделения газа и закачки его в пласт. Единая технологическая схема на платформе В обеспечивала выделение до 5,1 млн м3/сут из 28,6 тыс. м3/сут нефти в четырех ступенях сепарации (рис. 74) [47].

Рисунок 72 — Схема компактного оборудования дгШгШарации нефти и газа:

1 — первичный циклонный сепара­

тор; 2 — вторичный циклонный сепа­ ратор; 3 — подача нефти или пены; 4 — газ +некоторое количество неф­ ти; 5 — регистрирующий манометр; 6 — автоматический регулятор дав­ ления; 7 — сепарированный газ; 8 — уровнемер; 9 — регистратор уровня; 10 — регулятор уровня; 11 — нефть;

12 — анализатор плотности; 13 — расходомер; 14 — сепарированная

нефть; 15 — газ

Рисунок 73 — Схема компактного оборудования для сепарации воды и нефти:

1 — предварительный фильтр; 2 — первичный сепаратор воды и нефти;

3 — сепаратор воды с небольшим содержанием нефти; 4 — контроль

уровня в сепараторе нефти и газа; 5 — линия обратной промывки;

6 — расходомер; 7 — нефть; 8 — ре­ гулятор уровня; 9 — уровнемер;

10 — жидкость из сепаратора нефти

и газа; 11 — датчик давления; 12 — автоматический регулятор давления;

13 — отсепарированная вода

В результате оптимизации технологического процесса добычу увеличили до 29,4 тыс. м3/сут. Пенообразование удалось устранить в марте 1984 г. пу­ тем установки сепарирующих элементов с повышенной площадью контакта в трех последних ступенях сепарации. После ввода в эксплуатацию одной ступени компримирования газа добычу нефти довели до 34,2 тыс. м3/сут. Летом 1984 г. подключили параллельную нитку компримирования газа, что обеспечило возможность увеличения добычи нефти до 37,4 тыс. м3/сут. Успешное применение антипенного реагента позволило в мае 1985 г. увели­ чить добычу нефти до 40 тыс. м3/сут В этом случае, как и в предыдущем, обо­ рудование размещалось на палубе эксплуатационной платформы. В 1988 г. компания BOIT разработала концепцию подводной сепарационной уста­ новки, которую предполагалось использовать для разделения продук­ ции небольших месторождений, открытых в водах, доступных для во­ долазов [56, 59, 60, 61]. В сентябре 1988 г. на месторождении Арджилл в британском секторе Северного моря, эксплуатируемом компанией «Ha­ milton Brothers», на дно моря был спущен опытный образец подводного сепаратора пропускной способностью 800 м3/сут. После проведения ра­ бочих испытаний и модификаций основных компонентов сепарационной установки она в сентябре 1989 г. утверждена регистром Ллойда. Под­ водная сепарационная установка SSSU (Sub Sea Separator Unit) обеспе­ чивает поступление продукции скважин к двухступенчатому сепарационному комплексу, позволяющему обрабатывать 1600 м3/сут продукции в условиях Северного моря, где она разделяется на нефть, газ и воду при давлении, близком к атмосферному. Жидкие продукты откачиваются насо­ сом для дальнейшей обработки ими удаления. Давление внутри сепаратора гравитационного типа регулируется путем отбора газа или сбросом его на факельную свечу на поверхности (рис. 75).

Схема установки экспериментального сепаратора представлена на рис. 76. Фирма «Alpha Thames Engineering» (АТЕ) в 1992 г. представила свою комплексную систему подводной сепарации для малорентабельных место­ рождений в Северном море [58]. Система подводной сепарации «PRIME» фирмы АТЕ предусматривает использование имеющегося оборудования для подводной сепарации, но скомпонованного в модули специально для проведения операций под водой. Модульная форма облегчает испытания

иприемку оборудования, его монтаж в море и безводолазное обслуживание,

атакже подъем после окончания эксплуатации месторождения. В начальной стадии создания системы «PRIME» нефтяные компании представили дан­ ные о неразработанных малорентабельных месторождениях. На основе этих данных и была спроектирована система сепарации, имеющая следующие основные характеристики: