Подводные системы сбора и подготовки продукции скважин

§ Сбор и подготовка нефти в подводных условиях

§ Сбор и подготовка газа в подводных условиях

§ Сбор и подготовка конденсата в подводных условиях

Для традиционных эксплуатационных систем с использованием опорных блоков ферменного типа характерны большие массы, что является существенным недостатком. Кроме того, масса опорного блока ферменного типа находится в слож­ной зависимости от способа строительства, массы верхних строе­ний и глубины воды. Масса верхних строений не оказывает заметного влияния на массу опорного блока; что касается глу­бины, то с ее увеличением масса опорного блока резко воз­растает. Можно рассмотреть несколько вариантов уменьшения массы верхних строений. Один из вариантов - предваритель­ное бурение скважин. Однако оно приводит к определенным затруднения при обслуживании скважин в ходе эксплуатации платформы, а также к увеличению сроков обустройства место­рождения, если программой предусмотрено бурение большого числа скважин. На буровое оборудование приходится свыше 3 тыс. т массы верхних строений. К этим постоянным" нагруз­кам следует прибавить временные нагрузки, связанные с запа­сами химических реагентов и бурильных труб.

Установка технологического оборудования под водой может значительно сократить массу верхних строений. Если подводное оборудование станет относительно простым, то управлять им можно будет с помощью существующих под­водных методов контроля и управления (рис. 10).

Рис. 10. Блок-схема подвод­ной системы сбора и подго­товки нефти: 1 - эксплуатационный манифольд; 2 - добывающие скважины; 3 - ин­гибиторы коррозии; 4 - газ для газ­лифта; 5 - пеногаситель и деэмульгатор; 6 - сепарация продукции скважин; 7 - емкость для хранения; 8 - извлечение нефти; 9 - сепара­ция воды

Устьевое оборудование и манифольды. Подводная установка и эксплуатация устьевого оборудования уже применяются в неф­тяной промышленности. Заканчивается разработка подводных штуцеров.

Сепараторы представляют собой резервуары, снабженные уст­ройствами для регулирования давления и уровня жидкости. Они могут работать под водой, однако нельзя сказать, что они полностью приспособлены к подводной эксплуатации. Определенные трудности связаны с необходимостью обеспечения качественной сепарации смеси на газ и жидкость, а также с необходимостью сброса давления.

Эффективность сепарации. Соблюдение требований к упругос­ти паров продукта обычно достигается контролируемым сниже­нием температуры и давления. Необходимость сохранения теплоты в потоке диктует высокие требования к системе изоляции. Сле­дует помнить также о недопустимости попадания извне морской воды. При потерях теплоты или при тенденции жидких углево­дородов к парафинообразованию может потребоваться иммерси­онный электронагрев сепаратора.

Насосная перекачка нефти и конденсата не должна вызывать затруднений, поскольку существующие модификации погружных насосов должны работать и на глубине.

Попутно добываемая вода находится под давлением и со­держит растворенные и свободные углеводородные компоненты. Она может храниться некоторое время под водой в специальных емкостях, а затем (после отстоя) сбрасываться в море без очистки или после хранения в емкостях загружаться в танкеры.

Транспорт нефти и конденсата. Подготовка нефти к танкерной или трубопроводной транспортировке предполагает получение жидко с упругостью паров по Рейду, равной 100 или 10, с проведением двух- или трехступенчатой сепарации. Для тан­керной транспортировки жидкости с упругостью паров по Рейду, равной 10, требуется загрузочное сооружение. При строительстве такого сооружения основной вопрос заключается в том, проводить обработку нефти под водой или проектировать мини­мальный комплекс технологического оборудования на загрузочной колонне или танкере.

Обезвоживание конденсата может осуществляться в подвод­ных условиях посредством гравитационного разделения или за счет коалесценции. Однако остается проблема сброса воды.

Дата добавления: 2014-12-29