Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции сква
.pdfРисунок 83 — Схем а производства аммиака и мочевины:
1 — первичный риформер; 2 — компрессор; 3 — вторичный риформер; 4 — конвертер; 5 — экс трактор С 0 2; 6 — конвертер для синтеза аммиака; 7 — охлаждение; 8 — насос; 9 — реактор для производства мочевины; 10 — очистка; 11 — обезвоживание; 12 — секция завершения произ водства мочевины; 13— затаривание в мешки; I — газ из скважины; II — пар; III — синтетический
газ(Н2, СО, С 0 2); IV— воздух; V — синтетический газ (Н2>С О ,СО г, N,); VI — синтетический газ для получения аммиака (Н2, N2); VII — газообразный аммиак; VIII — жидкий аммиак; IX — карбамат
аммония; X — 75%-й раствор мочевины; XI — расфасованная мочевина
Метанол, поступающий из скважины, и пар при соединении в первичном риформере образуют синтетический газ (смесь водорода, окиси и двуокиси углерода). Во вторичный риформер вместе с воздухом вводится азот. Окись углерода в конвертере окисляется до двуокиси углерода. Затем отдельно от водорода и азота двуокись углерода попадает в конвертер по производству аммиака. Из конвертера и холодильника аммиак выходит в виде жидкости при температуре около 40 °С и давлении 1,7 МПа.
Аммиак и двуокись углерода соединяются в реакторе с образованием мо чевины, карбамата аммония и воды. Эту смесь с избыточным содержанием аммиака очищают до получения 75%-го раствора мочевины. Концентрацию
мочевины в растворе увеличивают путем перегонки; конечный продукт по лучается в виде кусков или гранул. Варианты обустройства платформы пред ставлены на рис. 84.
Рисунок 84 — Варианты размещения технологического оборудования
при производстве мочевины в морских условиях:
А — вариант I; Б — вариант II; В — вариант III; 1 — установки для производства аммиака и моче
вины; 2 — установка для производства аммиака; 3 — одноточечный причал; 4 — установка для производства мочевины; 5 — хранение частично готового продукта; 6 — 50 или 75%-й раствор
мочевины, кристаллы и гранулы мочевины в россыпном виде; I — газ из скважины; II — мочевина в мешках; III — транспортирование мочевины на берег; IV — 75%-й раствор мочевины
Наиболее приемлемым является III вариант обустройства: установка для производства аммиака, реактор для получения мочевины и система ее очист ки размещаются на платформе, а на пришвартованную к платформе баржу подается 75%-й раствор мочевины. В этом случае баржа служит промежуточ ным хранилищем, а также снабжена оборудованием для получения из 75%-го раствора мочевины продукта, транспортируемого на берег.
На берег мочевина может транспортироваться в виде четырех продуктов: 50 или 75%-го раствора, гранул или кристаллов.
Применительно к III варианту производства мочевины в количестве 1,6 тыс. т/сут платформа с размещенным на ней оборудованием имеет сле
дующие характеристики: |
|
|
•глубина моря, м |
55 |
|
• |
предельная высота волн, м . |
16 |
• максимально допустимая скорость ветра, м/с |
52 |
|
• |
размеры платформы, м |
80 х 41 х 9 |
• |
численность бригады, чел.. |
30 |
• масса платформы с оборудованием, тыс. т |
143 |
|
•производительность парового котла, тыс. м3/сут |
1,47 |
|
• |
расход охлаждающей воды, м3/мин. |
534 |
• |
потребляемая мощность, МВт |
. 3,3 |
• тепловая мощность вспомогательного парового котла, ГДж |
152 |
|
|
Основными проблемами при хранении и транспортировании мочевины |
|
являются кристаллизация и гидролиз в растворе мочевины, а также |
об |
|
разование биурета. Для предотвращения этих эффектов требуется допол нительная энергия. При транспортировке раствора мочевины необходимо поддерживать температуру выше температуры начала кристаллизации. Для 50%-го раствора мочевины температура начала кристаллизации равна 20 °С, а для 75%-го - 86 °С. При повышении температуры раствора возрастают по тери мочевины в результате ее гидролиза - разложения на аммиак и двуокись углерода. Для 50%-го раствора мочевины потери от гидролиза незначитель ны, для 75%-го весьма значительны. На берегу и 50%-й и 75%-й раствор мочевины необходимо дополнительно подогревать.
На различных стадиях процесса производства может возникать биурет. Это примесь, скорость образования которой зависит от температуры. В высококонцентрированном растворе мочевины при температуре 133 °С скорость образования биурета составляет примерно 1 % в 1 г. В 75%-м растворе мочевины при температуре 38 °С эта скорость равна 0,1 % в час. Содержание этой примеси в 1...2% может быть токсичным для обслужи вающего персонала. Образованию биурета препятствует избыточное со держание аммиака в растворе мочевины высокой концентрации. В 50%-м растворе мочевины биурет не образуется. Схема производства, хранения и транспортировки твердой мочевины на море показана на рис. 85.
Рисунок 85 — Схема производства, хранения и транспортирования мочевины на море:
1 — причальный буй; 2 — 75%-й раствор мочевины; 3 — хранилище технологического конден
сата; I — технологический конденсат; II — 75%-й раствор мочевины; III — пар
На заякоренную баржу 75%-й раствор мочевины подают вместе с паром, необходимым для завершения технологического процесса. На барже раствор мочевины выпаривают и подают на грануляторы или кристаллизаторы. На всех этапах транспортировки и хранения твердую мочевину необходимо за щищать от влаги. Еще одним вариантом переработки продукции скважин на морских месторождениях может быть плавучий завод для получения дизель ного топлива, который в 1984 г. был намечен для строительства компанией «Саптаг» (Канада) [42]. Э т о т эксплуатационный комплекс с одновременной переработкой добытой нефти и получением легких и тяжелых дизельных топлив предназначался для 43 судов обеспечения, принадлежащих компании и выполняющих работы в море Бофорта. Плавучий завод должен представ лять собой полностью автономную систему. Оборудование, необходимое для работы, в блочном исполнении монтируется на палубе переоборудованного танкера водоизмещением 25 тыс. т. Переработка нефти потребуется в пер вые годы разработки месторождений, когда активность судов обеспечения наиболее высока.
Полученное топливо накапливается на борту плавучего НПЗ и перио дически доставляется небольшим танкером на нефтебазу компании «Down petroleum », расположенную в заливе М ак-Кинли, вмещающую около 24 тыс. м3 нефтепродуктов.
Подача нефти на НПЗ осуществляется прямо от устья скважины по тру бопроводу диаметром 203 мм. С начала ледостава трубопровод отключен, скважина закрыта, а плавучий завод отведен для зимовки в залив Мак-Кинли.
Список использованных источников
1.Аббат Дж. Плавучая метанольная установка // Нефтегазовые техноло гии. — 1997. — № 5. — С. 55.
2.Американская техника и промышленность. Вып. III: Нефтегазовая про мышленность. — М.: В/о «Внешторгреклама» СССР, 1977.
3.Астафьев В. Н. Проектирование подводных трубопроводов в условиях арктических морей (на примере шельфа Северного Сахалина): Учебное пособие. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. — 76 с.
4.ВН 39-1.9-005-98. Нормы проектирования и строительства морского газопровода. — М.: ИРЦ Газпром, 1998. — 32 с.
5.ВСН 51-9-86. Проектирование морских подводных нефтегазопроводов. Ведомственные строительные нормы / Мингазпром. — М.: ВНИИЭ Газ пром, 1987. — 39 с.
6.Вяхирев Р. И., Никитин Б. А., Мирзоев Д. А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. — М.: Изд-во Академии горных наук, 2001. — 459 с.
7.Горяйнов Ю. А. Управление проектами строительства морских газонефтепроводов: Автореф. дис. ... д-ра техн. наук. — М., 2005.
8.Капустин К. Я., Камышев М. А. Строительство морских трубопрово дов. — М.: Недра, 1982. — 207 с.
9.Кельцев В. В. Метанол — конкурент природного газа // Газовая про мышленность. — 1958. — № 12. — С. 53.
10. Кулиев И. П. Основные вопросы строительства нефтяных скважин
в море. — Баку: Азнефтеиздат, 1958. — 374 с.
11.Кулиев И. П., Сафаров Ю. А. Строительство нефтяных скважин в мо ре. — Баку: Азнефтеиздат, 1956. — 332 с.
12.Лейбсон И., Давенпорт С., Мюнцер М. Экономика транспорта природ ного газа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1987. — № 8. — С. 78-81.
13.Морская нефть. Развитие технических средств и технологий / Э. М. Мов- сум-заде, Б. Н. Мастобаев, Ю. Б. Мастобаев, М. Э. Мовсум-заде. — СПб.: Недра, 2005. — 236 с.
14.Морские трубопроводы / Ю. А. Горяйнов, А. С. Федоров, Г. Г. Васильев и др. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. — 131 с.
15.Нефтегазовые технологии. — 1998. — № 3.
16.Нефтегазовые технологии. — 1995. — № 6.
17.Нефтегазовые технологии. — 2001. — № 3.
18.Нефти и газы месторождений зарубежных стран: Справочник / Под ред. В. И. Высоцкого и А. Н. Гусевой. — М.: Недра, 1977. — 328 с.
19.Нефти СССР: Справочник: В 4 т. — Т. 3. — М.: Химия, 1972. — 616 с.
20.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — № 1.
21.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1982. — № 10.
22.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1982. — № 11.
23.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1989. — № 11.
24.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1990. — № 11.
25.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1982 — № 12.
26.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1990. — № 12.
27.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. — № 3.
28.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1987. — № 3.
29.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1990. — № 3.
30.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 4.
31.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. — № 6.
32.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1982. — № 7.
33.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984. — № 7.
34.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — № 8.
35.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1989. — № 8.
36.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1991. — № 8.
37.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1991. — № 9.
38.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 12.
39.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 4. — С. 37.
40.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 4. — С. 65.
41.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1982. — № 2. — С. 65.
42.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984. — № 1. — С. 38-39.
43.Остби М., Нистад А. Плавучий завод по производству метанола из газа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1980. — № 4. — С. 6-9.
44.Пат. Англии, кл. F 2Р, ВЗЕ (F 16.1), № 1077331.
45.Пат. США, кл. 61-72.3 (ВбЗв, 1/100), № 3512367.
46.Пат. ФРГ, кл. 47fl 1|100 (F 061), № 1210275.
47.Райт Т. Новое эксплуатационное оборудование для морских месторож дений // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. — № 7.
48.РД 412-81. Рекомендации по проектированию и строительству морских подводных нефтегазопроводов. — М.: ВНИИСТ, 1981. — 108 с.
49.Резервуары и подводные трубопроводы. — М : ВНИИОЭНГ, 1974.
50.Скугорова Л. П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хра нилищ. — М.: Недра, 1975. — 320 с.
51.СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/Минстрой России.— М.: ГУП ЦПП, 1997. — 60 с.
52.СНиП 2.06.01-86. Гидротехнические сооружения. Основные положения проектирования. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. — 32 с.
53.СНиП 2.06.04-82*. Нагрузки и воздействия на гидротехнические соору жения (волновые, ледовые и от судов) / Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. — 40 с.
54.Состояние и дальнейшее развитие подводного нефтепроводного транс порта за рубежом. — М.: ВНИИОЭНГ, 1973.
55. Феодосьев В. И. Сопротивление материалов. — М.: Наука, ГИФМИ, 1979. — 560 с.
56. Ханкок У. П., Хаген Д. А. Увеличение добычи нефти на месторождении Статфьорд // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — № 1.
57. Холлиер Р. С., Фоулер Д. У. Рентабельная разработка малодебитных морских газовых месторождений // Нефть, газ и нефтехимия за рубе жом. — 1982. — № 7. — С. 24-31.
58.Эйплфорд Д. Подводная сепарация продукции на морских нефтяных месторождениях // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1992. —
№11/12. — С. 62-65.
59.Subsea separation trial Set for Argyll start-ap // Offshore Engineer, February 1989. — P.20.
60.Songhurst B. W., Edwards W. G. Subsea separation: An economic method for submarginal fields. Paper OTC 5922, presented at the 21st Annual OTC, Houston, May 1-4, 1989.
61.Songhurst B. W., Edwards W. G. Subsea separation: An economic method for submarginal fields. Paper SPE 19228/1, presented at offshore Europe 89, Aberdin, September 5-8, 1989, Note. Text differs from OTC 5922.
62.Code of practice for Pipelines. Part 3. Pipelines subsea: design, construction and installation. British Standard BS 8010: Part 3, 1993, 78 p.
63. С отеаи B. D. and Marden C. J. Unexpected field corrosion leads to new monitoring with revised predictive model // Oil and Gas Journal. - June 1, 1987.
64.Corrosion prevent and control. — 1969. — No 5, 16.
65.Fowler D. W. and Bums I. M. Trucking gas — new way to market isolated reserves // World Oil, November, 1977.
66.Dalidowicz S. J. Forming a Corrosion Protection Film on Pipe Walls. Can. Patent No. 910, 957.
67.Design, Construction, Operation and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines. API Recommended Practice 1111. — American Petroleum Institu te, 1993,21р.
68.Davis E. and Walson P. «Miniaturized Separators for Offsore Platforms» at the Commission of the European Committee’s Symposiumin Luxembourg, April 18-20, 1979.
69. Frisch-Fay R. Flexible bars. - London, Butterworth and Co., Ltd, 1962,
p. 220.
70.Jaggard W. and Scales A. Gel-Like Composition for Use as a Pig in a Pipeli ne. U.S. Patent No. 4,0003, 93.
71.Ocean Industry. — 1981. — Vol. 16. — № 16.
72.Ocean Industry. — 1981. — Vol. 16. — № 4.
73.Oil and Gas Journal. January 20,2003. — Pp. 54-58.
74.Purinton Jr. Aqueous Crosslinked Gelled Pigs for Cleaning Pipelines. U.S. Patent No. 4, 131, 543.
75.Purinton Jr. Cleaning Pipeline Interior with Gel led Pig. U. S. Patent No. 4, 408,473.
76.Purinton Jr. Method for Drying Pipelines. U. S. Patent No. 4, 254, 559.
77.Hollyer R. S. and Fowler D. W. Economic recovery of offshore marginal gas. Presented at the Annual GPA Convention. - March, 1980, Houston.
78.Rules for Submarine Pipeline Systems. — Det Norske Veritas, 1981. — 88 p.
79.Rules for Submarine Pipeline Systems. — Det Norske Veritas, 1996. — 128 p.
80.Scott P. R. Removing Particulate Debris from a Pipeline. U. S. Patent No. 4,216.
81.Specification for Line Pipe. API Specification 5L. Forty-first edition, April 1, 1995. — American Petroleum Institute, 1995, 119 p.
82.Sperling E. E., Craighead M., Dunbar D. and Adams G. Vertiline — a new pipeline inspection service. Canadian Western Regional NACE, Vancouver, Feb. 1989.
83.Submarine Pipeline Systems. Offshore Standard OS-F101. - Det Norske Ve ritas, 2000, 204 p.
84.Wicks M. and Frazer J. Intrainment of water in flowing oil. Materials perfor mance. - NACE, Houston, May 1975.
ГлаваI. ПРОЕКТИРОВАНИЕМОРСКИХТРУБОПРОВОДОВ. 7
1.1. Особенности проектирования морских трубопроводов. |
. 9 |
||
1.2. Обзор норм и правил сооружения подводных трубопроводов. |
11 |
||
1.2.1. Российские нормы и правила . |
|
11 |
|
1.2.2. Зарубежные нормы и правила. |
. |
12 |
|
1.3. Нормативные методы расчета несущей способности |
|
||
морских трубопроводов. |
|
|
18 |
1.3.1. Анализ нормативных методов расчета |
|
|
|
морских трубопроводов на прочность и устойчивость |
.Л 8 |
||
1.3.2. Расчет трубопроводов на внутреннее давление . |
20 |
||
1.3.3. Расчет трубопроводов на чистое смятие |
|
|
|
от внешнего давления . |
|
|
23 |
1.3.4. Расчет трубопроводов на локальное смятие . |
27 |
||
1.3.5. Расчет трубопроводов на лавинное смятие. |
|
29 |
|
1.3.6. Основные принципы выбора толщины стенки |
|
||
морского трубопровода. |
. |
|
31 |
1.4.Проблемы проектирования глубоководных трубопроводов . 32
1.4.1.Изменение конфигурации трубопровода,
уложенного на дно моря |
32 |
1.4.2. Пути предотвращения и контроля |
|
критических напряжений в трубах. |
35 |
1.4.3. М оделирование напряжений в трубопроводах |
39 |
1.4.4. Проблемы проектирования трубопроводов |
|
с устройствами для запуска и приема скребков. |
43 |
ГлаваИ. СООРУЖЕНИЕМОРСКИХТРУБОПРОВОДОВ . |
49 |
2.1. Методы и способы прокладки морских трубопроводов . |
49 |
2.2. Технические средства для прокладки морских трубопроводов |
65 |
2.3. Строительство трубопроводов в ледовых условиях |
81 |
ГлаваIII. ЭКСПЛУАТАЦИЯМОРСКИХТРУБОПРОВОДОВ . |
89 |
3.1. Проблемы эксплуатации морских трубопроводов |
89 |
3.1.1. Угрозы целостности морских трубопроводов |
89 |
3.1.2. Воздействие течения и волнения |
|
на подводный трубопровод. |
94 |
3.1.3. Воздействие литодинамических процессов |
|
на подводный трубопровод. |
96 |
3.2. Инспектирование подводных трубопроводов |
96 |
|
3.2.1. Инспектированиестационарных |
|
|
подводных трубопроводов . |
. |
96 |
3.2.2. И нспектирование гибких подводных трубопроводов |
108 |
|
3.2.3. Применение поршней и химических реагентов |
|
|
в трубопроводном транспорте нефти и газа |
122 |
|
Глава IV. РАЗВИТИЕПРОЦЕССОВПЕРЕРАБОТКИ |
|
ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНВУСЛОВИЯХ |
|
МОРСКОГОМЕСТОРОЖДЕНИЯ |
145 |
4.1. Ф изико-химические свойства нефтей, добываемых |
|
на основныхморскихместорожденияхмира. |
145 |
4.1.1. Ф изико-химические свойства нефтей |
|
морских нефтегазовых месторождений С Ш А . |
146 |
4.1.2. Ф изико-химические свойства нефтей |
|
месторождений Северного моря |
160 |
4.1.3. Ф изико-химические свойства нефтей |
|
морских месторождений Азербайджана. |
163 |
4.1.4. Ф изико-химические свойства нефтей Венесуэлы |
|
(М аракаибский нефтегазовый бассейн) |
166 |
4.2.Технологии и техническиесредства, применяемые на морскихместорожденияхдля разделения
многофазной продукции скважин |
169 |
4.3. Разработка технологий получения метанола |
|
на морском месторождении |
176 |
4.4. Технологияполучениямочевины |
|
на морском месторождении |
182 |