Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции сква
.pdf•возможность обработки до 3200 м3/сут продукции из двух добывающих скважин (при двух нагнетательных) с одной сепарационной линией, обеспечивающей одноступенчатую сепарацию;
•откачка при необходимости жидкой продукции к существующей плат форме;
•пригодность для различных глубин моря;
•возможность безводолазного извлечения на поверхность всех компо нентов оборудования, требующих обслуживания или ремонта;
•способность транспортировать на расстояние до 50 км к существующей эксплуатационной платформе нефти и газа в неподготовленном для про дажи виде.
Технологическая схема системы «PRIME» приведена на рис. 77.
Рисунок 75 — 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:
1— 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 — хранилища; 4 — нефтяной манифольд;
5 — водяной манифольд; 6 — сепаратор второй ступени на 0,12 МПа; 7 — песок; 8 — вода; 9 — нефть
Рисунок 76 — Схема экспериментального сепаратора на месторождении Арджилл фирмы «Hamilton Brothers» в британском секторе Северного моря:
1 — газовый райзер; 2 — кабель обеспечения; 3 — существующие райзеры; 4 — существующий манифольд; 5 — выкидные линии; 6 — экспериментальная подводная сепарационная установка на 800 м3/сут массой 60 т размерами 7x5x5 м
Система «PRIME» совместима с газлифтом, обычно применяемым мето дом механизированной добычи нефти из скважин с подводным расположени ем устья. Выделение легких углеводородов в газовую фазу из массы добытой в жидкой фазе воды обеспечивает уменьшение риска гидратообразования
в газопроводе и экономичное ингибирование образования гидратов путем инжекции метанола из гликоля. Если используется гликоль, он может быть извлечен на платформе, так как не связан с минерализованной пластовой водой, а входит в состав свободных от солей водяных паров. Применение системы «PRIME» не требует существенного изменения, установленного на палубе платформы энергетического оборудования, контрольно-измеритель ных систем и устройств дозированного ввода ингибиторов.
I
Рисунок 77 — Технологическая схема подводной сепарации на типичном месторождении
с добычей нефти 2400...3200 мэ/сут, обеспечивающая закачку воды в пласт, газлифтный спо соб механизированной добычи и запуск с платформы скребков для очистки трубопроводов:
I — подача электроэнергии; II — вывод газа высокого давления по райзеру на палубу платфор
мы; III — газ для газлифта с палубы платформы; IV — закачка воды с палубы; V — нефть, вода, сжиженный газ к палубе платформы; VI — от скважины спутника Na1; VII — газовая линия №1;
VIII — от скважины спутника Ns 2; IX— газовая линия № 2; X — закачка воды; 1 — эксплуатацион
ный штуцерный модуль N91; 2 — эксплуатационный штуцерный модуль № 2; 3 — сепараторный модуль; 4 — насосный и энергетический модуль; 5 — трансформатор; 6 — модуль для запус
ка скребков с целью очистки полости трубопроводов от жидкостей; 7 — модуль для запуска скребков с целью очистки полости трубопроводов от газа; 8 — главный коллекторный модуль; 9 — вторичный модуль №1; 10 — вторичный модуль № 2
4.3. Разработка технологий получения метанола на морском месторождении
Важной проблемой при эксплуатации морских месторождений является транспорт продукции скважин. Перевозки нефти особых проблем не вы зывают. Транспорт газа возможен по трубопроводам, но не всегда является экономичным. В начале 80-х гг. в связи с проблемами доставки газа потре бителям рассматривались вопросы его сжижения или производства метанола из газа непосредственно на месторождении. Сопоставление затрат на транс портировку метанола и сжиженного природного газа на танкерах показано на рис. 78 и при значительных расстояниях перевозок доставка метанола более выгодна [2]. С точки зрения транспортировки физические свойства ме танола (за исключением токсичности) незначительно отличаются от свойств нефтепродуктов. Давление насыщенных паров и плотность метанола срав нимы с характеристиками легких нефтей.
Кроме того, метанол представляет собой более ценный продукт, чем сжи женный природный газ, и при сравнении на эквивалентной энергетической основе (при одинаковом энергосодержании) его цена выше, чем цена сжи женного газа. Например, при использовании в качестве заменителя бензина или в качестве добавки к нему цена метанола составляет 0,26 дол. за литр или 7,6 дол./ГДж. Соответственно рыночная цена сжиженного газа колеблет ся в пределах от 3,8 до 4,7 дол./ГДж (цены 1987 г.) [12].
Рисунок 78 — Удельные затраты на перевозку СПГ и метанола
В 1979-1980 гг. было проведено исследование технической и экономи ческой целесообразности строительства в Северном море плавучего завода по получению из попутного газа метанола.
Все используемые процессы производства метанола в 80-е гг. из при родного газа включали риформинг очищенного от сернистых соединений в потоке пара с образованием промежуточного газа, содержащего СО, Н2 и С 0 2 в соответствующих пропорциях. Процесс получения метанола из при родного газа в 1967 г. разработала английская компания ICI [9]. К 1980 г. технологическая схема производства метанола из природного газа была мо дифицирована и представлена на рис. 79 [2].
Рисунок 79 — 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; б — поток водяного пара; 7 — теплообменник-холодильник; 8 — топливо; 9 — продувочная линия; 10 — турбокомпрессор; 11 — линия синтеза; 12 — хра нилище для сырьевого метанола; 13 — осушитель; 14 — отвод воды; 15 — высшие спирты; 16 — метанол; 17 — метиловое топливо; 18 — легкие фракции
Применяемые процессы получения метанола, в основном, сходны, од нако отличаются используемыми катализаторами и различной конструкци ей риформеров и реакторов. Разработкой технологии получения метанола из природного газа в 80-е гг. занимались в США фирмы: «Haldor Topsoe»; «Imperial Chemical Industries»; «Vulcan-Cincinnati»; «Lurgi»; «Chemical Co nstruction Corp.»; «Pritchard and Co».
Плавучая установка по производству метанола имеет ряд преимуществ перед береговыми предприятиями [40, 71, 72]:
•отсутствие трубопроводов и портовых сооружений значительно снижа ет капиталовложения;
•сокращение сроков строительства позволяет ускорить оборот капита ловложений;
•транспорт и хранение метанола становятся более удобными;
•полная автономность установки позволяет обеспечить производство ме танола в отдаленных районах;
•установка может быть использована для эксплуатации малодебитных газовых месторождений.
В начале 80-х гг. в Японии проводились исследовательские работы по утилизации попутного газа [39, 40]. В 1980 г. была завершена разработка плавучей нефтегазоперерабатывающей системы. Система предусматрива ла переработку газа и получение сжиженного метанола на борту плавучей установки с последующей транспортировкой на танкере или барже. По окон чании разработки месторождения установка может быть отбуксирована на другую точку.
Схема эксплуатации нефтяного месторождения с применением плавучего завода по производству метанола производительностью 1000 т/сут, рабо тающего по схеме низкого давления, спроектированного фирмой «Imperial Chemical Industries» (ICI) представлена на рис. 80 [43].
Газ очищается от сернистых соединений и в смеси с перегретым паром, получаемым из морской воды (требуется 1150 т воды на 1000 т метанола), по дается на установку риформинга. Здесь образуется синтез-газ, содержащий водород и окислы углерода. Смесь компримируется и подается в реактор, где протекает реакция образования метанола. Полученный метанол после очист ки хранится в танкере. Процесс не требует внешнего подвода энергии, его общий термодинамический КПД около 60 %. Для производства 1000 т ме танола требуется около 880 тыс. м3 газа. Наиболее серьезные проблемы при создании плавучего завода по производству метанола связаны с установкой риформинга. Это наиболее громоздкое и тяжелое оборудование, масса кото рого около 2,5 тыс. т, а габариты 20 х 50 х 24 м. Специалисты ICI, выполнив шие проект, указывают, что ветровые нагрузки не приведут к нарушениям
вего работе. Установка риформинга может выдержать ветер скоростью бо лее 55 м/с, ограничивающим фактором при этом может стать безопасность работы оператора. Перемещения судна и изменение температуры воздуха не могут создавать трудности в работе установки риформинга.
Стоимость завода для получения метанола высокого качества в зависи мости от его производительности представлена на рис. 81.
Рисунок 80 — Схема эксплуатации нефтяного месторождения с использованием попутного газа для получения метанола:
1 — газопровод; 2 — основание причала; 3 — универсальное соединение с вертлюгом; 4 — мор ской стояк; 5 — причальный буй; 6 — вертлюг; 7 — причальная ферма; 8 — танкер; 9 — завод по
производству метанола; 10 — буксирный трос; 11 — плавучий рукав; 12 — танкер для перевозки метанола
Производствометанола,т/сут
Рисунок 81 — Зависимость стоимости завода по производству метанола
от его производительности
В 1981 г. шведской фирмой «Swedyard development» совместно с фир мой «Haldor Topsoe» разработана серия нефтеперерабатывающих устано вок, построенных в соответствии с международными стандартами [41]. Установки для производства мочевины, метанола, целлюлозы и смежных продуктов смонтированы на платформах, которые могут быть размещены в прибрежных водах или в реках. Новая технология позволяет смонтиро вать установку на сборочной площадке, а затем доставить ее в необходи мую точку с помощью баржи. Для доставки технологических установок применяются океанские баржи размерами до 120x35 и грузоподъемностью до 25 тыс. т, способные перемещаться со скоростью 11... 15 км/ч с помощью буксиров мощностью 7,5...10МВт.В 1981 г. в стадии разработки находились специальные самоходные баржи (спуск на воду намечался в 1985 г.) со ско ростью транспортирования 22...27 км/ч.
Одной из таких установок, разработанных фирмой в 1981 г., являлась плавучая установка по производству метанола мощностью до 3 тыс. т/сут, которая может быть построена за 28 месяцев.
Процесс производства метанола протекает при низком давлении и пред полагает использование самого различного исходного сырья (природный газ, сжиженный нефтяной газ и т. д.).
Основные ступени процесса:
1)сероочистка (исходное сырье должно быть очищено от серы и хлора);
2)паровой риформинг (разделение углеводородов на водород, окись угле рода и двуокись углерода) происходит в трубах, заполненных катали затором; нагрев труб осуществляется снаружи; реакция протекает при температуре 850°С и давлении 2.. .4 МПа);
3)синтез метанола (протекает при давлении 10 МПа);
4)перегонка (после охлаждения конечный продукт перекачивается в ре зервуары под давлением, близким к атмосферному).
В1984 г. фирма «Single by marins» совместно с корпорацией «Swedyard development» разработала комбинированную плавучую систему для добычи нефти и производства метанола, их хранения и отгрузки. Объединение про цессов производства метанола и добычи, хранения и отгрузки нефти позво ляет снизить капиталовложения и сократить эксплуатационные затраты.
Вкомбинированной плавучей системе используется постоянно заякорен ное судно (переоборудованный танкер), на котором размещается оборудова ние для добычи нефти, производства метанола и отгрузки их в транспортные танкеры.
Большая часть оборудования группируется по назначению и монти руется в виде модулей. Минимальные размеры судна выбираются с уче том необходимого объема хранилища, определяемого числом дней рабо ты с максимальной суточной добычей. Так, танкер дедвейтом 70 тыс. т
имеет емкости для хранения нефти, добываемой в течение 15 суток при темпе отбора 3200 м3/сут и метанола, получаемого при газовом факторе
90м3/м3 (300 т/сут).
В1997 г. на конференции по нефтехимии в Хьюстоне Дж. Аббатом был представлен вариант плавучей метанольной установки, которую можно раз местить рядом с нефтедобывающей платформой [1].
Предлагаемая схема получения метанола включает стадии подготовки ис ходного газа, получения синтез-газа, синтеза метанола и ректификации. При проектировании решались вопросы, специфичные для плавучей установки:
•установка должна размещаться на ограниченной площади;
•необходима нечувствительность к волнам, поскольку установка должна работать в различных погодных условиях с учетом того, что бортовая и килевая качка могут повлиять на процесс, особенно на разделение газа
ижидкости;
•установка и технология должны быть простыми, чтобы работать с высо ким коэффициентом использования календарного времени.
Для получения синтез-газа на плавучей установке рассматривалось че тыре возможных решения: реакция углеводородов с кислородом; реакция углеводородов с воздухом, обогащенным кислородом; автотермическая кон версия с воздухом, обогащенным кислородом и компактный агрегат конвер сии с топкой под давлением.
Технология, разработанная фирмой «ICI-Katalco» (Великобритания), представленная на рис. 82 позволяет получать из легкого природного газа синтез-газ с малым содержанием инертных примесей и почти стехиометри ческим соотношением СО и Н2.
Однако из газа со значительным содержанием пропана и бутана выра батывается синтез-газ, содержащий недостаточное количество водорода. В этом случае состав синтез-газа можно подкорреюировать в дешевом мем бранном аппарате.
Капитальные затраты на такую установку распределяются следующим образом:
•60 % приходится на блок получения синтез-газа, включая разделение воздуха;
•9 % - на узел синтеза метанола;
•12 % - на ректификацию метанола;
•19 % - на энергетические сооружения, включая газовую турбину. Наземная версия такой установки проработала два года (1995... 1997 гг)
на заводе в Лавертоне (Австралия) и подтвердила свою надежность и эф фективность.
4.4.Технология получения мочевины на морском месторождении
В1980 г. предлагается осуществлять производство мочевины и аммиака на море из попутного газа [57, 65, 77]. Морской комплекс по производству мочевины включает источник газа, самоподъемную платформу, одноточеч ный причальный буй заякоренную баржу и морскую транспортную систему. Стационарная платформа, на которой размещается оборудование для произ водства мочевины обеспечивает неподвижность рабочих емкостей.
Мочевина образуется путем соединения аммиака и двуокиси углерода. Упрощенная схема производства мочевины показана на рис. 83.