ВЕРХНИЕ СТРОЕНИЯ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПЛАТФОРМ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
ИСТОРИЯ МОРСКИХ ПРОМЫСЛОВ В 1859 году полковник Эдвин Дрейк пробурил первую известную в мире нефтяную скважину в Пенсильвании, США, и тем самым положил начало современной нефтяной промышленности. B 1891 на Калифорнийском побережье Тихого океана была пробурена наклонная скважина, забой которой отклонился на расстояние 250 м от берега, которая впервые вскрыла продуктивные пласты морской залежи. C тех пор калифорнийский шельф стал основным объектом поиска, разведки и добычи углеводородов под дном Тихого океана. Бурение скважин c целью разработки морских нефтяных месторождений стали проводить в CCCP в начале 30-x гг. 20 века. B конце 40-x - начале 50-x годов широкое применение на Каспии получил эстакадный способ добычи нефти. Подобные морские нефтепромыслы при глубине моря 15-20 метров были сооружены также в Мексиканском заливе и в Венесуэле. Строительство плавучих технических средств для освоения морских месторождений нефти началось в основном в 50-x годах 20 века c создания буровых платформ.
ИСТОРИЯ МОРСКИХ ПРОМЫСЛОВ Нефтяные Камни – это уникальное морское месторождение, явившееся выдающимся событием в развитии нефтяного дела Азербайджана. Нефтяные Камни в тот период являлись крупнейшим в мире морским нефтяным месторождением, как по мощности залежи, так и по объему добываемой нефти. Островной способ освоения морских нефтяных месторождений у побережья Калифорнии.
Систематические поиски нефтяных месторождений на акваториях морей и океанов были начаты в 1954 году. B 1965 всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 - 21 страна, в 1973 более 30 стран, а в 1984 году уже свыше 40 государств добывали газ и нефть со дна морей и океанов и свыше 140 осуществляли их поиски на шельфе. Между 1947-м и серединой 1990-х приблизительно 10,000 оффшорных платформ различных типов, конфигураций, и размеров были установлены во всем мире. ИСТОРИЯ МОРСКИХ ПРОМЫСЛОВ
На шельфе и прибрежных акваториях сегодня добывают 35% нефти и около 32% газа. Большая часть нефтедобычи сосредоточена в морских акваториях вблизи 200-мильной зоны. Основные районы морской добычи нефти - это Венесуэльский залив, шельфы Мексиканского залива и штата Калифорния, Персидский залив, некоторые районы Гвинейского залива (у Западной Африки), Северное море, отмели у берегов Аляски, Перу, Эквадора, а также Каспийское море, акватории оз. Mаракайбо и залива Kука. МОРСКАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЕДОБЫВАЮЩИЕ ПЛАТФОРМЫ В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ ПЛАТФОРМЫ ТРУБОПРОВОДЫ
СТРУКТУРА МОРСКОГО ПРОМЫСЛА ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАЛАМПАЙЯ (ФИЛИППИНЫ)
СБОР ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ НА БЕРЕГ ОТГРУЗКА ПОДГОТОВЛЕННОЙ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПОДГОТОВКА И УТИЛИЗАЦИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРСОНАЛА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ
СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ
СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ: FPSO FPSO Espirito Santo, Shell, Brazil Производительность: нефть – 100000 баррелей/сутки
СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ: ГРАВИТАЦИОННАЯ ПЛАТФОРМА
СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ: TLP TLP Olympus
СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ: НАМЫВНОЙ ОСТРОВ
Модули собирают на берегу: на производственных площадках завода-изготовителя или на достроечной набережной верфи, которая в большинстве случаев занимается строительством и опорного основания. Береговые производственные мощности для строительства верхних строений некоторых верфей способны выполнять полный цикл производства стальных конструкций, сборку и погрузку компонентов верхних строений. Здесь же модули проходят испытания, а затем их перевозят на специальных плавсредствах к месту установки. Установку модулей на опорной конструкции палубы осуществляют в соответствии с составленным в ходе предварительного проектирования планом. Положение межустановочных трубопроводов определяют таким образом, чтобы окончательные соединения модулей можно было осуществить с помощью соединений двух фланцев или приваривания переводника. МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ Модули ВС – монтажно-сборочные единицы, оборудование в которых комплектуется по функциональному принципу и закреплено в металлоконструкции. В подавляющем большинстве случаев верхние строения формируются по модульному способу.
МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ Достроечная набережная верфи BRASA (Бразилия), где собирали модули ВС для FPSO Cidade de Maricá и FPSO Cidade de Saquarema
МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ Достроечная набережная верфи BRASA (Бразилия), где собирали модули ВС для FPSO Cidade de Maricá и FPSO Cidade de Saquarema
МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ FPSO Cidade de Maricá и FPSO Cidade de Saquarema
МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ Установка модуля на N’Goma FPSO Jamba Heavy Lift Crane на верфи Paenal (Ангола)
В некоторых случаях ВС полностью собирается на верфи и транспортируется морем к месту уже установленного опорного основания. Например, полностью смонтированное на верфи ( Hyundai Heavy Industries, Ульсан, Южная Корея) ВС весом в 30 тысяч тонн перевезено компанией Dockwise в 2012 году к месту уже установленного опорного основания на месторождении нефти в Бенгальском заливе МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ
МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ Только небольшое количество модулей тиражируется производителями, в основном оборудование комплектуется в модуль «под заказ» для каждого конкретного случая.
МОДУЛИ ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ Модульная палуба FPSO Cidade de Paratysails
КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ФАЗОВЫМ СОСТОЯНИЯМ УГЛЕВОДОРОДОВ: нефтяная, содержащая только нефть, в различной степени насыщенную газом ; газовая, если залежь содержит только газ, состоящий более чем на 75% из метана; газо нефтяная и нефте газовая (двухфазные). В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая – газовая, в нефтегазовых – газовая шапка превышает по объему нефтяную часть. газоконденсатно нефтяная и нефтегазо конденсатная : в первой – основная по объему нефтяная часть, а во второй - газоконденсатная.
СОСТАВ ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО ГАЗА: СОСТАВ ПРИРОДНОГО ГАЗА СОСТАВ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА Природным газом принято называть газ чисто газовых месторождений. Основными его компонентами являются лёгкие углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, углеводороды С5-С6), углекислый газ и азот. Природный газ сильно отличается по составу, который может изменяться в процессе эксплуатации одной и той же скважины.
ЭЛЕМЕНТНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ:
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ:
ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ:
ТЕМПЕРАТУРА КИПЕНИЯ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ КИПЕНИЕ - ПЕРЕХОД ЖИДКОСТИ В ПАР, ОБРАЗУЮЩИЙ В ЕЕ ОБЪЕМЕ СТРУКТУРНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ (ПАРОВЫЕ ПУЗЫРИ, ПЛЕНКИ, СТРУИ) - ФАЗОВЫЙ ПЕРЕХОД ПЕРВОГО РОДА. ПАРООБРАЗОВАНИЕ ИДЕТ ВО ВСЕМ ОБЪЕМЕ ЖИДКОСТИ, ТЕМПЕРАТУРА ЖИДКОСТИ ПРИ ЭТОМ ОСТАЕТСЯ ПОСТОЯННОЙ. ИСПАРЕНИЕ - ПРОЦЕСС ФАЗОВОГО ПЕРЕХОДА ВЕЩЕСТВА ИЗ ЖИДКОГО СОСТОЯНИЯ В ПАРООБРАЗНОЕ ИЛИ ГАЗООБРАЗНОЕ, ПРОИСХОДЯЩИЙ НА ПОВЕРХНОСТИ ВЕЩЕСТВА.
РАСТВОРИМОСТЬ В ВОДЕ Растворимость углеводородов в воде очень низка и составляет для метана и этана 0.05 и 0.09 м 3 /м 3 при 0˚С и уменьшается до 0.02 м 3 /м 3 при 100 ˚С (при атмосферном давлении). Обратное растворение – растворяющая способность воды для углеводородной среды – составляет также ничтожную величину 0.004 – 0.008% (масс.) для бензина и керосина в воде. Растворимость углеводородов в воде при 25 ᴼ С ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА, УЧИТЫВАЕМЫЕ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКЕ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ И ГАЗА К ТРАНСПОРТУ:
Эффект Джоуля-Томсона - ДРОССЕЛЬНЫЙ ЭФФЕКТ - заключается в изменении температуры газа при его прохождении через малое отверстие (дросселировании ). Для идеального газа эффект отсутствует Для реального газа эффект может быть как положительным (газ охлаждается), так и отрицательным. Интегральный эффект Джоуля-Томпсона для природного газа – падение температуры в диапазоне 2 - 4 ᴼ К при снижении давления на 1 МПа в зависимости от состава газа и начальной температуры газа. Для приближенных расчетов – (-3 ᴼ К/МПа) ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА, УЧИТЫВАЕМЫЕ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКЕ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ И ГАЗА К ТРАНСПОРТУ:
1. ПЛОТНОСТЬ газов зависит от давления и температуры. Так как при движении по газопроводу давление уменьшается, то плотность газа снижается, и скорость его движения возрастает – газ в газопроводах движется с ускорением. 2. ВЯЗКОСТЬ газов в отличие от вязкости жидкостей изменяется прямо пропорционально изменению температуры, т.е. при увеличении температуры она также возрастает и наоборот - охлаждая газы после компримирования, добиваются уменьшения потерь давления на преодоление сил трения в газопроводах. 3. СЖИМАЕМОСТЬ – это свойство газов уменьшать свой объем при увеличении давления. Благодаря свойству сжимаемости в специальных емкостях - газгольдерах высокого давления - можно хранить количество газа, в десятки раз превышающие геометрический объем емкости. 4. СПОСОБНОСТЬ К ОБРАЗОВАНИЮ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ. Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях давления и температуры он образует гидраты - белую кристаллическую массу, похожую на лед или снег. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА, УЧИТЫВАЕМЫЕ ПРИ ЕГО ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО ТРУБОПРОВОДУ:
Гидраты образуются при высоком давлении и низкой температуре. Скапливаясь в газопроводах, они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали. кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами воды и углеводородов. Водородная связь выстраивает молекулы воды в геометрически правильные структуры. При внедрении молекул газа эта структура стабилизируется и образуется твёрдый осадок – газовый гидрат.
Сбор продукции скважин Сепарация: разделение на газ, нефть и пластовую воду Обезвоживание и дегазация нефти Подготовка газа Подготовка и утилизация пластовой воды Измерение Отгрузка
Механические примеси (частицы породы, соли). Растворенный в нефти углеводородный газ. Вода и растворенные в ней неорганические соли. Серусодержащие соединения. Промысловая подготовка нефти необходима для создания таких условий, при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы магистральных нефтепроводов и средств транспортировки. Промысловая подготовка нефти заключается в: удалении механических примесей, дегазации, обезвоживании (деэмульсации) и обессоливании. ПРИМЕСИ В ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ:
1. Механические примеси (частицы породы, соли). 2. Пары воды. 3. Сероводород (Н2 S) - сильный яд, вызывает коррозию стальных труб и резервуаров, что может стать причиной утечек и аварий. 4 Примеси паров тяжелых углеводородов (С5+) Промысловая подготовка газа заключается в: удалении механических примесей; удалении тяжелых углеводородов; очистка от Н2 S ; осушка до требуемой точки росы. ПРИМЕСИ В ПЛАСТОВОМ ПРИРОДНОМ И ПОПУТНОМ ГАЗЕ
ГАЗ: ОСТ 51.40-93 «ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ, ПОСТАВЛЯЕМЫЕ И ТРАНСПОРТИРУЕМЫЕ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ»: ТРЕБОВАНИЯ К СЫРЬЮ ПРИ ЕГО ПОДГОТОВКЕ НА БЕРЕГУ НЕФТЬ: ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть» ВОДА: ОСТ 39-225-88 «ВОДА ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ» Допустимое содержание механических примесей, мг/л воды 3-50 Допустимое содержание нефти, мг/л воды 5-50 точка росы - это температура, при которой выпадает конденсат
ТРЕБОВАНИЯ К СЫРЬЮ ПРИ ЕГО ПОДГОТОВКЕ В МОРЕ Основная цель морского промысла – подготовка продукции скважин к транспортировке на береговые перерабатывающие предприятия Основная задача – минимизация количества операций, проводимых в море
ГАЗ В ПОДВОДНЫЙ ТРУБОПРОВОД: Давление (зависит от дальности транспортировки). Температура (обычно +40 ᴼ С). Точка росы по воде и углеводородам (по проекту). Содержание примесей (Н2 S, CO2) (как для берега). ГАЗ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПЛАТФОРМЫ: В соответствии с требованиями энергетического оборудования или с требованиями к газу для газлифта. НЕФТЬ. ОТГРУЗКА НА ТАНКЕР: Давление насыщенных паров – до 80 кПа; Содержание воды и солей – 0,5%. НЕФТЬ. ОТГРУЗКА В ПОДВОДНЫЙ ТРУБОПРОВОД : Давление насыщенных паров – 500 – 830 кПа; Содержание воды и солей – до 5%. ПЛАСТОВАЯ ВОДА Содержание нефти в воде – 5 мг нефти на 1 м3 воды.
осуществляется посредством комплекса оборудования, предназначенного для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до перерабатывающего оборудования платформы: Устьевая арматура. Манифольды. Промысловые трубопроводы. Замерная установка. СБОР ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН:
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ В процессе глубинного бурения нефтяных скважин возникает необходимость в креплении их стенок. Это необходимо выполнять для достижения следующих целей : закрепления и цементации неустойчивых горных пород; отделения водоносных слоев; разобщения нефтеносных и газоносных пластов скважины; создания герметичного канала для беспрепятственного поднятия на поверхность нефти и газа; снижения гидравлических потерь. Разделение и крепление стенок скважины выполняют с использованием ОБСАДНЫХ ТРУБ, а пространство между обсадными трубами и стенкой выработки цементируют специальным раствором. Этот процесс называют цементацией. (кондуктор)
Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой – стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин. 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4-перфорация в обсадной трубе и цементном камне; 1-направление; II-кондуктор; Ш-промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН: ФОНТАННАЯ И ГАЗЛИФТНАЯ
КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН: НАСОСНЫЕ
Конструкция колонной головки должна обеспечивать: а) надежную герметизацию межколонных пространств; б) контроль - за давлением в межколонном пространстве; в) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; г) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн различных диаметров; д) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного износа при работе бурильным инструментом; е) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; ж) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; з) минимально возможную высоту; и) абсолютную прочность с учетом действия различных нагрузок. КОЛОННАЯ ГОЛОВКА
Фонтанная, насосная и нагнетательная устьевая арматура предназначена для оборудования устья фонтанных, насосных и нагнетательных скважин с целью: герметизации устья скважины; регулирования режима эксплуатации скважины; установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважины и проведения технологических операций. УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Устьевая арматура состоит из двух основных частей: трубной головки и елки
УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ НА ПЛАТФОРМЕ И НА ДНЕ
К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин и осуществления контроля за работой скважин
В сепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстаивание сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты называют также отстойниками. Регулируемые давление и температура позволяют создать условия для более полного отделения газа от нефти.
Сепарацией газа от нефти называют процесс отделения жидкой фазы (нефти) от газообразной фазы. Сепарация происходит при снижении давления и повышении температуры. СЕПАРАЦИЯ Модель сепарации в системе нефть/газ/вода В процессе трёхфазной сепарации одновременно должны осуществляться четыре процесса: пузырьки газа поднимаются в слое воды и нефти, капли воды осаждаются в слое нефти, капли нефти поднимаются в слое воды, в дисперсной зоне происходит коалесценция капель дисперсной фазы с соответствующей непрерывной зоной.
При эксплуатации нефтяных месторождений образуется смесь нефти с водой - нефтяная эмульсия, из которой при обычном отстаивании нефть не выделяется. НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ Водонефтяная эмульсия (через полтора часа после перемешивания)
Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при низком давлении, где она окончательно разгазируется. Остаточная вода удаляется в электростатическом дегидраторе. СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ
При попадании нефтяной эмульсии в электрическое поле, частицы воды, заряженные отрицательно, перемещаются внутри капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремящиеся к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, и происходит пробой оболочки капель. В результате мелкие капли воды сливаются и укрупняются, что способствует их осаждению в электродегидраторе. При высокой концентрации соли, в нефть добавляют пресную воду и промывают несколько раз в электродегидраторе. Кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и отстой (осаждение) деэмульгированной нефти, поскольку электродегидратор является одновременно отстойником.
СТАДИИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
МОДУЛИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
МОДУЛИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ FPSO CIDADE DE ILHABELA • Petrobras • Brazil Модуль сепарации нефти для FPSO CIDADE DE ILHABELA на достроечной набережной верфи Brasa (Бразилия)
1. Механические примеси (частицы породы, соли). 2. Пары воды. 3. Сероводород (Н2 S) - сильный яд, вызывает коррозию стальных труб и резервуаров, что может стать причиной утечек и аварий. 4 Примеси паров тяжелых углеводородов (С5+) Промысловая подготовка газа заключается в: удалении механических примесей ; удалении тяжелых углеводородов; очистка от Н2 S ; осушка до требуемой точки росы. ПРИМЕСИ В ПЛАСТОВОМ ПРИРОДНОМ И ПОПУТНОМ ГАЗЕ Точка росы - это температура, при которой выпадает конденсат
Влажный газ — смесь сухого газа и водяного пара. Относительной влажностью газа называется отношение количества паров воды, фактически находящихся в газе при данных температуре и давлении, к количеству паров, способных удержаться в газе в состоянии насыщения при тех же условиях. Температура, при которой газ становится насыщенным при данном давлении и количестве водяного пара, называется точкой росы газа по воде. ОСУШКА ГАЗА
НД - низкое давление ВД - высокое давление
ГЛИКОЛИ — класс органических соединений, содержащих в молекуле две гидроксильные группы (-ОН). Простейшими гликолями являются: этиленгликоль НО-СН 2 -СН 2 -ОН ( МЭГ ); диэтиленгликоль НО-СН 2 -СН 2 -О-СН 2 -СН 2 -ОН ( ДЭГ ); триэтиленгликоль НО-СН 2 -СН 2 -О-СН 2 -СН 2 -О-СН 2 -СН 2 -ОН ( ТЭГ ) АБСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА ГАЗА ГЛИКОЛЯМИ Абсорбция - (поглощение, растворение) газов жидкостями При абсорбционном методе осушаемый газ направляется в нижнюю часть абсорбера, а навстречу ему с верха колонны стекает раствор поглотителя – гликоля.
колонна с насадкой или тарелками, в нижнюю часть которой подается газ, а в верхнюю — жидкость; газ удаляется из абсорбера сверху, а жидкость — снизу.
Горячий обедненный ТЭГ Колпачковая тарелка
МОДУЛИ ОЧИСТКИ ГАЗА ( NOV – National Oilwell Varco) В состав модуля очистки входят: Очистка газа от механических примесей в высокоэффективных скрубберах Аминовая очистка от сероводорода и регенерация амина; Осушка газа ТЭГ и регенерация ТЭГ
КОМПРЕССОР С ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ КОМПРЕССОР С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ КОМПРЕССОРЫ РАЗЛИЧАЮТ ПО НАЗНАЧЕНИЮ: КОМПРЕССИЯ ЭКСПОРТНОГО ГАЗА КОМПРЕССИЯ ПОПУТНОГО ГАЗА КОМПРЕССОРЫ ДЛЯ ГАЗЛИФТА ВОЗДУШНЫЕ КОМПРЕССОРЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ОЧИСТКИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ОТ НЕФТИ, МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ И ДЛЯ ДЕГАЗАЦИИ ПЕРЕД ОБРАТНОЙ ЗАКАЧКОЙ ИЛИ УТИЛИЗАЦИЕЙ ОБРАБОТКА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ 1. ОТСТАИВАНИЕ 2. ОЧИСТКА В ГИДРОЦИКЛОНАХ 3. ФЛОТАЦИЯ 4. ФИЛЬТРАЦИЯ
ОБРАБОТКА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ: ФЛОТАТОР Метод флотации основан на явлении, когда пузырьки инертного газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность в виде пены, которая затем сливается в дренажную систему.
Отгрузка нефти с морских платформ осуществляется в основном следующими способами: По трубопроводу на берег. На танкер способом «борт-о-борт» или «тандем» через наливной рукав, наматываемый в межотгрузочный период на барабан
На танкер посредством отгрузочного устройства типа «КУПОН» через наливной рукав, расположенный на стреле оффшорного крана (на платформе Приразломная). КУПОН - комплекс устройств прямой отгрузки нефти позволяет с производительностью 10000 м 3 /час обеспечивать перегрузку нефти на танкер по трубопроводу диаметром 500 мм и длиной 80 метров. Около 80 тысяч тонн нефти передаются на танкер всего за 8-9 часов. Два отгрузочных комплекса «КУПОН» размещены на юго-западном и северо-восточном углах платформы. ОТГРУЗКА НЕФТИ: «КУПОН»
ФАКЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ПОДГОТОВКА МОРСКОЙ ВОДЫ СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ВОЗДУХА И ВОЗДУХА КИП СИСТЕМА АЗОТА ПОДГОТОВКА ТОПЛИВНОГО ГАЗА ДОЗИРОВАНИЕ ХИМРЕАГЕНТОВ ДРЕНАЖНАЯ СИСТЕМА СИСТЕМА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ/ХЛАДАГЕНТА ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ
Морская вода используется для поддержания пластового давления и должна быть подготовлена в соответствии с ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству»: ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ: ПОДГОТОВКА МОРСКОЙ ВОДЫ Кислород, растворенный в воде, вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода (СО 2 ) приводит к усилению коррозии оборудования. Сероводород ( H2S) образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту.
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ: ОБРАБОТКА МОРСКОЙ ВОДЫ Модуль обработки и закачки морской воды для ППД для Petreco - OSX-1 FPSO 3- D модель На достроечной набережной верфи Установка на FPSO
ОПОРЫ МОДУЛЕЙ ( ДЛЯ FPSO)
ОПОРЫ МОДУЛЕЙ ( ДЛЯ FPSO) Опоры модулей на FPSO P-66 (Petrobras, Бразилия) Rio Grande Shipyard
РАСПОЛОЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ВС
Подготовка нефти Подготовка и компрессия газа Подготовка воды Вспомогательные системы и производство электроэнергии Факельная вышка Грузовая площадка РАСПОЛОЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ВС: FPSO Cidade de Marica
