Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции сква

последнего минимальна. Загрязняющие материалы распределяются по всей длине гелевого поршня. В очистной цепочке расстояние между механи­ ческими скребками должно быть минимум 150 мм, так что не составляет труда поддерживать требуемый режим движения.

Так как гелевые поршни легко диспергируются водой, спереди и сза­ ди они должны быть изолированы гелевыми разделительными поршнями, чтобы избежать их контакта с водой. Оба гелевых поршня - для удаления мусора и разделительный — имеют весьма различные характеристики, по­ этому они не смешиваются в трубопроводе, и в очистной цепочке допускает­ ся непосредственный контакт между «хвостом» переднего разделительного гелевого поршня и «головой» гелевого поршня-очистителя. Однако хвост поршня-очистителя должен быть отделен от головы второго разделитель­ ного поршня, чтобы избежать перемешивания вследствие проявления вы­ шеупомянутого эффекта «тракторной гусеницы».

Проектные параметры очистной цепочки могут изменяться в весьма значительных пределах. Очистной поршень удерживает определенное ко­ личество загрязняющего материала даже при некотором растворении его водой.

Но при полном сохранении целостности этого поршня его несущая спо­ собность возрастает в четыре раза при практически том же самом давлении проталкивания.

При выбросе очистного геля вместе с загрязняющим материалом в море происходит быстрое диспергирование геля. Полимер полностью биодегра­ дирует и не оказывает какого-либо отрицательного влияния на окружающую среду. Разрешен сброс этого полимера в морскую воду как в британском, так и норвежском секторах Северного моря.

Углеводородные гели. Гели с жидкой углеводородной средой, или ор­ ганогели, с использованием в качестве дисперсионной среды, например, дизельного топлива или керосина характеризуются высокой степенью обес­ печения герметичности при использовании их в качестве разделителей. Они могут применяться в ряде случаев при эксплуатации нефте- и газопроводов. Проталкивание их может проводиться жидкостями, механическими разде­ лителями или свабами (с проталкиванием последних газом).

Органогели весьма эффективны с точки зрения удаления накопившейся воды или мусора из нефтепроводов, а также конденсата из газопроводов. В гелях такого рода массовая доля ингибиторов коррозии может быть до­ ведена до 20 %, поэтому они могут выполнять две функции одновременно, что доказано на газопроводных системах «Flags» и «Statpipe».

Система «Statpipe» (рис. 67) транспортирует газ с месторождений Статфьорд, Галлфакс и Хеймдал через месторождение Экофиск к потребителям на европейский континент [34]. Система эксплуатируется компанией «Stat-

1 марта 1986 г., на месяц раньше срока.

Применение технологии гелевой очистки и осушки способствовало успешному вводу в эксплуатацию всей системы в целом.

Если по газопроводу транспортируется влажный или жирный газ, даже при частой очистке его обычными поршнями механического типа не удается полностью вытеснить из полости выпавший конденсат [28]. Эффективность очистки от конденсата резко возрастает при комбинированном применении механического поршня и органогеля. Транспортирование газа продолжается обычным образом при закачке геля в трубопровод, но с меньшим расходом. Такая периодическая очистка дает весьма хорошие результаты с точки зре­ ния удаления из трубопровода конденсата; в гель можно вводить ингибитор коррозии.

Осушающие гели. Для повышении эффективности осушки полости трубопроводов могут быть использованы гели на основе спиртов и других агентов [76].

Образовать гель из такого осушающего растворителя, как метанол, можно путем использования другого биодеградируемого полимера - производной целлюлозы [28]. Применение геля на основе метанола может обеспечить уменьшение числа прогонов механических поршней (рис. 68а, б).

о

fits

Рисунок 68 — Схема осушки полости трубопроводов с использованием гелевых осушителей:

1 — спирт в гелеобразном состоянии; 2 — спирт; 3 — гелевый поршень-разделитель; 4 — тру­ бопровод, заполненный водой; 5 — органогель; а — без механических поршней: б — с механи­ ческими поршнями

В начале осушающей цепочки - разделительный поршень из гидрогеля. Назначение этого поршня - очистка полости от основной массы воды; пос­ ле него остается только водяная пленка, абсорбирующая осушающие реа­ генты. Далее следует осушающий поршень, голова которого контактирует с хвостом разделительного поршня. В результате предотвращается поглоще­ ние спиртом значительных количеств воды из гидрогеля. В конце цепочки используются механические поршни, манжеты которых уплотняются преды­ дущим осушающим гелем. Механические поршни, в свою очередь, протал­ киваются газом. Такая схема сводит к минимуму перетоки проталкиваю­ щего газа в осушающий поршень и трение манжет механических поршней о стенки трубопровода.

Может быть применен также вариант, когда вместо механических порш­ ней за осушающим следует гелеобразный проталкивающий поршень, по составу совместимый с проталкивающим газом. В состав геля этого допол­ нительного поршня может быть введен ингибитор коррозии.

Цепочка из комбинации гелевых поршней, в том числе осушающего, механических поршней и проталкивающего газа, может обеспечить одно­ временное освобождение полости трубопровода от воды и осушку и, как следствие, значительное сокращение затрат времени и средств на проведе­ ние этих операций по сравнению с обычно применяемыми методами.

Глава 4

РАЗВИТИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Высокие эксплуатационные затраты при разработке морских нефтегазо­ вых месторождений (особенно глубоководных) могут превратить рентабель­ ную залежь в неэкономичную.

При разработке морских месторождений большое значение имеет знание физико-химических свойств нефти, поскольку от этого зависит правильный выбор варианта разработки месторождения, а также способа транспортиров­ ки продукции скважин на берег.

Промышленная добыча нефти, начавшаяся в 20-е гг. прошлого столетия в Калифорнии и продолжившаяся в 30-е гг. на Каспии в районе Баку, а также все освоенные в более позднее время морские месторождения убедительно показали, что нефти морских месторождений имеют значительные отли­ чия по своим физико-химических свойствам. Этот факт можно проследить при анализе свойств нефтей основных морских месторождений, что край­ не необходимо для обеспечения рациональной разработки месторождения, транспорта нефти на берег, а также для выбора метода ее переработки на береговых нефтеперерабатывающих заводах.

4.1. Физико-химические свойства нефтей, добываемых на основных морских месторождениях мира

Анализ состава нефти любого месторождения (в том числе и морско­ го) нефти на начальном этапе позволит оптимально подобрать методы и технические средства разработки месторождения, а также выбрать спосо­ бы и средства доставки нефти потребителю, нуждающемуся в конкретном сорте нефти. Для рассмотрения свойств нефтей морских месторождений выбраны основные морские месторождения мира, находящиеся в про­ мышленной разработке к началу 80-х гг. XX столетия. Сведения по составу нефтей имеют некоторые различия. Так, для анализа нефтей зарубежных месторождений применяется методика, разработанная горным бюро США, предусматривающая определение плотности, вязкости, содержания серы, кокса, микроэлементов - ванадия и никеля. Реже встречаются сведения

осодержании твердых парафинов и селикагелевых смол [18].

ВСССР была принята технологическая классификация нефтей по ГОСТ 912-65, щ е сведения о содержании парафинов смол и асфальтенов являются обязательными [19].

4.1.1. Физико-химические свойства нефтей морских нефтегазовых месторождений США

КА ЛИ Ф О РН И Я Освоены 3 нефтегазоносных бассейна, расположенных в прибрежной

зоне. Глубина продуктивных пластов изменяется от нескольких сотен метров до 3700 м. Нефти в большей степени тяжелые, с большим содержанием серы (табл. 5) фракционный состав нефтей характеризуется небольшим выходом низкокипящих фракций (табл. 6). В групповом углеводородном составе пре­ обладают нафтеновые углеводороды (табл. 7). На всех месторождениях до­ бывается нефть с высоким содержанием газа.

М ЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ Имеются около 5000 нефтяных и газонефтяных месторождений в бе­

реговой зоне и акватории залива. По направлению к акваториальной ча­ сти бассейна глубина залегания углеводородных скоплений увеличивается до 5000 м. Нефти акваториальной зоны в основном легкие, малосернистые.

Вконтинентальной зоне преобладают нефти средней плотности с увеличен­ ным содержанием серы (табл. 8). По групповому составу нефти метаново­ нафтеновые со средним выходом низкокипящих фракций (табл. 9, 10).

Вбольшинстве нефтей отмечено высокое газосодержание.

НЕФТЕГАЗОВЫ Й БАССЕЙН ЗАЛИВА КУКА В разработке было 3 нефтяных и 3 газонефтяных месторождения. Про­

дуктивными отложениями являются песчаники палеогена и неогена. Основ­ ной нефтегазоносный горизонт - песчаники Хемлок, залегающие на глубине 2490.. .3470 м. Нефти весьма разнообразны по плотности, малосернистые, с высоким содержанием бензиновых фракций и разнообразны по газосодержанию(табл. И , 12).

4.1.2. Физико-химические свойства нефтей месторождений Северного моря

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ Более 20 нефтяных месторождений расположены в принадлежащем Ве­

ликобритании секторе Северного моря. Большинство открытых в британ­ ском секторе Северного моря месторождений относятся к категории крупных и крупнейших. Нефтяные месторождения сосредоточены в северной части сектора, залежи приурочены к терригенным коллекторам юры и палеогена. Нефти северо-морских месторождений характеризуются, в основном, сред­ ней плотностью, высокой газонасыщенностью и невысокой сернистостью

(табл. 13, 14, 15).

Cоl