Технология подготовки нефти со средним газовым фактором

Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.

Выберем продукцию со средним газовым фактором.

Технология основана на трёхступенчатой сепарации нефти с одновременным отстоем её от воды. Газы каждой ступени компримируются, охлаждаются и сепарируются, освобождаясь от конденсата и воды. Но, в отличии от предыдущей схемы, газ объединяется и высушивается. Конденсат сбрасывается в нефть, которая охлаждается. Таким образом, отсутствие гидратов при транспорте газа гарантируется, а выход нефти увеличивается (Рис.2).

X

X

X

Схема установки подготовки нефти со средним газовым фактором

Рис. 2.

1 – сепаратор первой ступени; 2 – сепаратор второй ступенни; 3 – сепаратор третьей ступени; 4, 7 – насос; 5, 9, 12, 15, 17, 19, 21, 24, 30 – теплообменник, охлаждаемый морской водой; 6 – газовый сепаратор для газа третьей ступени; 8 – компрессор для газа третьей ступени; 10 – газовый сепаратор для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени; 11 – компрессор для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени; 13 – газовый сепаратр для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени; 14 – компрессор для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени; 16 – итоговый газовый сепаратор; 18 – дополнительный компрессор; 20 – дополнительный газовый сепаратор; 22 – абсорбер; 23 – магистральный компрессор; 25 – магистральный газовый сепаратор; 26 – замерной сепаратор; 27, 28, 29 – расходомеры; 31 – газовый сепаратор для газа, направляемого на собственные нужды; 32 – паровой подогреватель.

I – продукция скважин; II – газ первой ступени сепарации; III – нефтяная фаза на вторую ступень сепарации; IV – вода, отделившаяся от продукции скважин; V – газ второй ступени; VI – нефтяная фаза на третью ступень сепарации; VII – газ третьей ступени сепарации; VIII – нефтяная фаза после третьей ступени сепарации; IX – нефть на хранение; X – морская вода; XI – газ из газового сепаратора для газа третьей ступени; XII – углеводородный конденсат из газового сепаратора для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени; XIII – газ из газового сепаратора для смеси газа второй ступени и поджатого газа третьей ступени; XIV – конденсат из газового сепаратора для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени; XV – газ после газового сепаратора для смеси газа первой ступени и уже имеющейся смеси газов второй и третьей ступени; XVI – конденсат из итогового газового сепаратора; XXVII – газ из итогового газового сепаратора; XVIII – конденсат из дополнительного газового сепаратора; XIX – газ из дополнительного газового сепаратора; XX – свежий гликоль; XXI – отработанный гликоль; XXII – газ из абсорбера; XXIII – конденсат из магистрального газового сепаратора; XXIV – газ из магистрального газового сепаратора; XXV – смесь конденсата из магистрального газового сепаратора и конденсата из дополнительного газового сепаратора; XXVI – нефть после замера; XXVII – газ из замерного сепаратора; XXVIII – конденсат из газового сепаратора для газа, направляемого на собственные нужды; XXIX – газ из газового сепаратора для газа, направляемого на собственные нужды; XXX – пар; XXXI – газ на собственные нужды; XXXII – жидкость из газового сепаратора для газа третьей ступени;

Подача деэмульгатора не показана.

Продукция скважин (поток I) с помощью специального приспособления (на схеме не показано) подаётся либо в сепаратор первой ступени – 1, либо в замерной сепаратор – 26.

На первой ступени сепарации поддерживается давление порядка 19,5 атм. и температура порядка 55 – 60 ^оС. Отделившаяся в сепараторе – 1 вода выводится (поток IV), а нефтяная фаза направляется в сепаратор – 2 (поток III) на вторую ступень сепарации при давлении порядка 12 атм. Отделившаяся в сепараторе – 2 вода выводится (поток IV), а нефтяная фаза направляется в сепаратор – 3 (поток VI) на третью ступень сепарации при давлении порядка 1,2 атм. Отделившаяся в сепараторе – 3 вода выводится (поток IV), а нефтяная фаза (поток VIII) забирается насосом – 4 и после охлаждения (для снижения ДНП) морской водой (поток Х) в теплообменнике – 5 направляется (поток IX) в ёмкости для хранения.

Газ третьей ступени сепарации (поток VII) подаётся в газовый сепаратор – 6, где освобождается от унесенной капельной жидкости, которая насосом – 7 (поток XXXII) сбрасывается в нефтяную линию.

Оставшийся газ (поток XI) поджимается компрессором – 8 и после охлаждения морской водой в теплообменнике – 9 смешивается с газом второй ступени сепарации (поток V) и поступает в газовый сепаратор – 10, где освобождается от выпавшего конденсата.

Данный конденсат представляет собой воду, выводимую потоком IV, и унесенную капельную жидкость, сбрасываемую (поток XII) на вход сепаратора третьей ступени.

Газ из сепаратора – 10 (поток XIII) поджимается компрессором – 11 и после охлаждения морской водой в теплообменнике – 12 смешивается с газом первой ступени сепарации (поток II) и направляется в газовый сепаратор – 13. Отделившийся конденсат (поток XIV) воды практически не содержит, поэтому сбрасывается на вход сепаратора третьей ступени, а оставшийся газ (поток XV) поджимается компрессором – 14 и после охлаждения морской водой в теплообменнике – 15 направляется в газовый сепаратор – 16.

Отделённый конденсат представляет собой углеводородную жидкость, поэтому после охлаждения морской водой в теплообменнике – 17 (поток XVI) он сбрасывается на вход сепаратора –2 (вторая ступень сепарации).

Оставшийся газ (поток XVII) дополнительно поджимается компрессором – 18 и после охлаждения морской водой в теплообменнике – 19 поступает в газовый сепаратор – 20.

Отделившийся углеводородный конденсат (поток XVIII) после охлаждения морской водой в теплообменнике – 21 сбрасывается на вход первой ступени сепарации в сепаратор – 1, а оставшийся газ (поток XIX) направляется в абсорбер – 22 для окончательного высушивания гликолем, подаваемым потоком ХХ.

Отработанный гликоль (поток XXI) направляется на традиционную регенерацию – на схеме не показано.

Оставшийся газ (поток XXII) окончательно поджимается на компрессоре – 23, охлаждается морской водой в теплообменнике – 24, отделяется от углеводородного конденсата в газовом сепараторе – 25 и потоком XXIV направляется на берег. Отделившийся углеводородный конденсат (поток XXIII) смешивается с конденсатом из сепаратора – 20 и объединенным потоком XXV направляется в сепаратор – 1 первой ступени сепарации.

Замерной сепаратор – 26 представляет собой трёхфазный аппарат, на каждой выходной линии которого установлены расходомеры – 27, 28, 29.

Нефтяная фаза (поток XXVI) сбрасывается на третью ступень сепарации в сепаратор – 3, а газ (поток XXVII) после охлаждения морской водой в теплообменнике – 30 направляется в газовый сепаратор – 31.

Отделившийся конденсат (поток XXVIII) сбрасывается в нефтяную линию из сепаратора – 26, а газ (поток XXIX) после подогрева паром (поток ХХХ) в теплообменнике - 32 потоком XXXI направляется на собственные нужды.

В последнее время в двух основных вариантах наметилась новая перспективная тенденция:

Продукция отдельных месторождений (или отдельных платформ) собирается на центральную технологическую платформу (ЦТП), где все потоки (нефть, газ, конденсат и вода) и доводятся до требуемой кондиции.