Нефтедобывающий завод — это предприятие, которое обрабатывает производственные флюиды из нефтяных скважин с целью выделения ключевых компонентов и подготовки их к экспорту. Типичные производственные флюиды из нефтяных скважин представляют собой смесь нефти , газа и пластовой воды . Нефтедобывающий завод отличается от нефтебазы , которая не имеет перерабатывающих мощностей.
Нефтедобывающие предприятия могут быть связаны с нефтяными месторождениями на суше или на море.
Многие постоянные морские установки имеют полноценные нефтедобывающие мощности. [1] [2] Меньшие платформы и подводные скважины экспортируют производственные жидкости на ближайший производственный объект, который может находиться на близлежащей морской перерабатывающей установке или на береговом терминале. Добытая нефть иногда может быть стабилизирована (форма дистилляции ), что снижает давление паров и осветляет «кислую» сырую нефть, удаляя сероводород, тем самым делая сырую нефть пригодной для хранения и транспортировки. Морские установки доставляют нефть и газ на береговые терминалы, которые могут дополнительно обрабатывать жидкости перед продажей или доставкой на нефтеперерабатывающие заводы.
Конфигурация береговых объектов добычи нефти зависит от размера нефтяного месторождения. Для простых месторождений, включающих одну скважину или несколько скважин, может быть достаточно резервуара для хранения нефти. Резервуар периодически опорожняется автоцистерной и перекачивается на нефтеперерабатывающий завод . Для более высоких показателей добычи может подойти перевалочный пункт железнодорожной цистерны. [3] Для более крупных месторождений требуется полная трехфазная перерабатывающая установка. Трехфазные сепараторы разделяют скважинные жидкости на три составляющие фазы: нефть, газ и пластовую воду. Нефть может транспортироваться автомобильным или железнодорожным цистерной или по трубопроводу на нефтеперерабатывающий завод. Газ может использоваться на месте для работы газовых двигателей для производства электроэнергии или может быть передан по трубопроводу местным пользователям. [3] Избыточный газ сжигается в наземном факеле. Пластовая вода может быть повторно закачана в пласт. Небольшие месторождения могут использовать переносные интегрированные пакеты, такие как паронепроницаемые резервуары .
См. например: Wytch Farm
Существует широкий спектр вариантов переработки добытой нефти. Они варьируются от минимальной переработки на море, когда все добытые жидкости отправляются на береговой объект, до полной переработки на море для получения продукции, пригодной для продажи или использования без дальнейшей обработки на берегу. Решение о том, какие объекты предоставить, зависит от ряда факторов: [4]
Мексиканский залив и Северное море — два зрелых района добычи, которые использовали разные подходы к предоставленным объектам. Они обобщены в следующей таблице: [5]
Варианты экспорта нефти и газа и их размещения по всему миру следующие:
Утилизация газа может осуществляться одним или несколькими из следующих способов: [5]
В центральной и северной части Северного моря газ доставляется на терминалы St Fergus или Teesside по небольшому количеству газопроводов большого диаметра (36 дюймов, 91,4 см). Они работают при давлении 1600–2500 фунтов на кв. дюйм (110–172 бар) в плотной фазе, т.е. выше критического давления. Работа в плотной фазе обеспечивает ряд преимуществ:
Эти преимущества нивелируются необходимостью дополнительного сжатия и использования более толстостенных и более дорогих трубопроводов. [4]
Еще одним соображением является количество линий разделения и количество стадий разделения. Линии технологических установок работают параллельно, а стадии работают в последовательной серии. Количество линий зависит от расходов, доступности завода и доступной площади участка. Отдельные линии способны обрабатывать от 150 000 до 200 000 баррелей нефти в день (23 847 – 31 797 м 3 /день). Размеры судов могут быть от 14 до 19 футов (от 4,27 до 5,79 м) в диаметре и до 30 футов (9,14 м) в длину. Суда на глубоководных установках Мексиканского залива имеют диаметр от 12 до 14 футов (от 3,66 до 4,27 м) и длину от 60 до 70 футов (от 4,27 до 21,34 м). [4]
Количество стадий разделения зависит от:
Сепараторы первой ступени в Мексиканском заливе обычно работают при давлении от 1500 до 1800 фунтов на квадратный дюйм (от 103,4 до 124,1 бар), они работают как двухфазные сепараторы жидкости и пара со временем пребывания жидкости от 1 до 2 минут. Производимая вода удаляется в трехфазном сепараторе низкого давления (LP). Он работает при давлении от 150 до 250 фунтов на квадратный дюйм (от 10,3 до 17,2 бар). [4]
В Северном море сепараторы первой ступени обычно работают при давлении < 750 фунтов на кв. дюйм (< 51,72 бар). Они работают как 3-фазные (пар, нефть и вода) сепараторы и рассчитаны на время пребывания жидкости 3–5 минут. Давление устанавливается для максимального разделения газа при максимально возможном высоком давлении. В Мексиканском заливе распространено до 5 стадий разделения, а на платформах в Северном море — до 4 стадий. [4]
В таблице показаны пропускная способность, количество линий, ступени разделения и давление сепаратора первой ступени для ряда исторических морских установок. [3] [6]
Для нефтеперерабатывающих заводов используется ряд конструкционных материалов. Углеродистая сталь широко используется, поскольку она недорогая. Однако она не подходит для коррозионной эксплуатации, где требуется ряд коррозионно-стойких сплавов и других материалов. Таблица иллюстрирует типичные материалы для эксплуатации на заводе, который перерабатывает кислые жидкости. [7]
Можно считать, что производственная установка начинается после клапана эксплуатационного крыла на рождественской елке нефтяной скважины . Пластовые жидкости из каждой скважины подаются по трубопроводу к штуцерному клапану , который регулирует скорость потока и снижает давление жидкостей. [2] Трубопроводы из каждой скважины собираются вместе в одном или нескольких входных коллекторах. Они предусмотрены для каждой линии или работают при разных давлениях, чтобы соответствовать давлению на устье скважины с различными давлениями сепаратора. Коллекторы высокого давления направляются в сепаратор первой ступени , который разделяет три фазы жидкости. Производимая вода , самая плотная фаза, оседает на дне сепаратора, нефть плавает наверху фазы добываемой воды, а газ занимает верхнюю часть сепаратора. [8] Сепаратор рассчитан на обеспечение времени пребывания жидкости от 3 до 5 минут, что достаточно для легкой сырой нефти (>35° API), добываемой в Северном море. В Мексиканском заливе сепаратор первой ступени работает как двухфазный (газ и жидкость) сосуд, его размер рассчитан на время пребывания жидкости от 1 до 2 минут.
Песок и другие твердые частицы из резервуара будут иметь тенденцию осаждаться на дне сепараторов. Если позволить твердым частицам накапливаться, они уменьшат объем, доступный для разделения нефти/газа/воды, что снизит эффективность. Сосуд можно отключить и слить, а твердые частицы удалить, выкопав их вручную. Или трубы для промывки водой в основании сепаратора, используемые для разжижения песка, который можно слить через сливные клапаны в основании.
Нефть из сепаратора первой ступени может охлаждаться или нагреваться в теплообменнике для содействия дальнейшему разделению. Месторождения Северного моря, как правило, работают при более высоких температурах, поэтому нагрев может не потребоваться. Месторождения Мексиканского залива, как правило, работают при более низких температурах, поэтому для достижения экспортных характеристик паров и BS&W требуется нагрев . Типичные рабочие температуры составляют 140–160 °F (60–71 °C). [4]
Затем нефть направляется либо на второй этап сепаратора, работающий при более низком давлении, чем первый этап, для дальнейшего разделения нефти/газа/воды, либо на коагулятор для дальнейшего удаления воды. [8] Несколько этапов разделения, работающих при последовательно более низких давлениях, направлены на уменьшение количества растворенного газа и, следовательно, на снижение температуры вспышки нефти для соответствия экспортным техническим требованиям к нефти. [9] Для более высоких расходов нефти могут потребоваться параллельные ряды сепараторов для обработки потока и обеспечения возможности снижения. [2] Последним этапом разделения может быть электростатический коагулятор. Они могут достигать содержания воды 0,5% по объему, типичные проектные потоки составляют порядка 200 баррелей нефти в сутки/фут2 . [ 4]
Тестовый сепаратор (см. схему) позволяет определить производительность отдельных скважин. Отдельная скважина подключена к тестовому коллектору, который направляет жидкости в тестовый сепаратор. Происходит трехфазное разделение на нефть, пар и пластовую воду. Расходы этих фаз точно измеряются по мере того, как жидкости текут к точкам более низкого давления в нефтяной линии. Расходы определяют производительность скважины с точки зрения максимального расхода скважины, газового фактора и обводненности жидкостей.
Некоторые нефтяные месторождения являются кислыми, с высоким содержанием углекислого газа (CO 2 ) и сероводорода (H 2 S). Операция разделения при высокой температуре переводит эти газы в паровую фазу. Однако сырая нефть может по-прежнему содержать кислые соединения выше типичного предела спецификации H 2 S в сырой нефти < 10 ppmw. Используется тарельчатая колонна с кислой нефтью, подаваемой в верхнюю часть колонны, и отпарным газом, вводимым в нижнюю часть колонны. [4]
На заключительном этапе разделения или из коагулятора нефть может охлаждаться для соответствия экспортным спецификациям или для ограничения термических напряжений на стояке экспорта нефти. Нефть измеряется для точного измерения расхода [10] , а затем перекачивается по трубопроводу на береговой терминал. Некоторые установки, такие как бетонные конструкции гравитационного основания и плавучие системы добычи, хранения и отгрузки, FPSO , имеют встроенные резервуары для хранения нефти, которые непрерывно заполняются нефтью и периодически сбрасываются в нефтяные танкеры .
Производимая вода из сепаратора(ов) и коагулятора направляется в дегазатор добываемой воды , работающий при давлении, близком к атмосферному, для удаления растворенного газа из воды. На заре шельфовой индустрии для очистки добываемой воды перед сбросом за борт использовались сепараторы с параллельными пластинами . Гидроциклоны , которые более компактны, были введены в 1980-х годах. [1] Гидроциклон удаляет захваченную нефть и твердые частицы из добываемой воды, которая затем поступает в дегазатор и затем может быть либо повторно закачана в резервуар , либо сброшена за борт. Установка флотации с использованием индуцированного газа используется, когда установка гидроциклона/дегазатора не может достичь спецификации «нефть в воде». Для сброса за борт вода должна иметь содержание нефти менее примерно 30 частей на миллион (ppm) нефти в воде. [11] На установках в Северном море более высокие рабочие температуры позволяют достичь концентрации нефти в воде > 20 ppmw. [4]
Попутный газ из верхней части сепаратора(ов) также известен как флэш-газ или влажный газ, поскольку он насыщен водой и жидкими углеводородами. Газ обычно направляется через скрубберы , компрессоры и охладители для повышения давления газа и удаления жидкостей. [2] Скрубберы представляют собой вертикальные сосуды, которые позволяют удалять и разделять жидкости из газового потока. Охладители располагаются после компрессора для удаления тепла сжатия. Центробежные компрессоры часто используются на шельфе. Они компактнее и легче поршневых машин, а расходы на техническое обслуживание меньше. Последние используются там, где обрабатываются только небольшие объемы газа. Центробежные компрессоры могут приводиться в действие газовыми турбинами или электродвигателями. [4]
Сухой газ может быть экспортирован, использован для газлифта , сожжен, использован в качестве топлива для электрогенераторов установки или после дальнейшего сжатия закачан обратно в резервуар . Экспортируемый газ измеряется для точного измерения расхода перед отправкой на береговой терминал по газопроводу. Могут потребоваться другие процессы обработки.
Газ может быть осушен для снижения содержания воды в соответствии со спецификацией продаж, для предотвращения конденсации воды в трубопроводе и образования пробок или для предотвращения образования гидратов в экспортном трубопроводе. Газ осушается путем противоточного контакта с триэтиленгликолем в гликолевой осушительной башне. [12] Обычно осушенный газ имеет содержание воды от 2,5 до 7 фунтов воды / MSCF. Гликолевые контакторы обычно работают при 1100–1200 фунтов на квадратный дюйм (от 75 до 83 бар). [4] Обогащенный водой гликоль регенерируется путем нагрева и отгонки воды. Улучшенная регенерация использует DRIZO или Coldfinger для улучшения производительности регенерации. [4] Контакторные башни ранее состояли из колпачковых тарелок, с 1980-х годов используется структурированная насадка, которая обеспечивает эквивалент 3–4 теоретических тарелок, необходимых для обеспечения содержания воды <4 фунтов / MSCF. [4]
Спецификация точки росы экспортных углеводородов (обычно 100 бар изб. при 5 °C [13] ) может быть достигнута путем охлаждения газа для удаления высших алканов ( бутана , пентанов и т. д.). Это может быть сделано с помощью холодильной системы или пропускания газа через клапан Джоуля-Томсона или через турбодетандер для конденсации и разделения жидкостей. Полученные жидкие фракции природного газа (NGL) могут быть добавлены в экспортные жидкости нефти, где экспортируются жидкости с высоким давлением паров. [1] В качестве альтернативы колонны фракционирования NGL могут использоваться для получения жидкости для отдельного экспорта. Колонны фракционирования NGL установлены в Нкосса, Западная Африка, и Арджуна, Индонезия. [4]
Сухой газ может быть дополнительно обработан для соответствия спецификациям экспортного газа. [13] Избыточный диоксид углерода (CO 2 ) может быть удален путем обработки в процессе очистки газа амином (например, Selexol), при котором CO 2 предпочтительно растворяется в противоточном потоке амина в контактной башне. Сероводород также может быть удален с помощью амина или пропусканием газа через слои абсорбента из оксида цинка .
Береговые нефтяные терминалы получают нефть с морских установок и обрабатывают ее для производства продуктов для продажи или дальнейшей переработки, например, на нефтеперерабатывающем заводе. Береговые терминалы обычно имеют огневые нагреватели, за которыми следуют сепараторы и коагуляторы для стабилизации сырой нефти и удаления любой попутной воды и легких углеводородов, не отделенных на море. Береговые сепараторы, как правило, работают при более низком давлении, чем морские сепараторы, и поэтому выделяется больше газа. Попутный газ, как правило, сжимается, доводится до точки росы и экспортируется по специальному трубопроводу. Если экспорт газа неэкономичен, его можно сжигать. Береговые терминалы часто имеют большие резервуары для хранения сырой нефти, чтобы можно было продолжать добычу на море, если экспортный маршрут станет недоступным. Экспорт на нефтеперерабатывающий завод осуществляется либо по трубопроводу, либо на танкере.
Наземные газовые терминалы могут иметь установки для удаления жидкостей из входящего потока газа. Процессы обработки газа могут включать гликолевую дегидратацию, очистку газа от серы, контроль точки росы углеводородов и сжатие газа перед распределением газа потребителям.
В дополнение к системам добычи и обработки газа и нефти предоставляется ряд вспомогательных, вспомогательных и коммунальных систем для поддержки добычи и эксплуатации морской установки. Системы включают: [1] [14]
Теплоноситель обычно нагревается за счет рекуперации отработанного тепла от выхлопов газовых турбин электростанций. Требуемая температура обычно не превышает 400 °F (204 °C), и используются жидкости на основе минерального масла. [4] Также используются горячая вода под давлением, пар и смеси гликоля и воды, хотя температуры обычно ограничены < 300 °F (149 °C). На небольших установках наиболее подходящим вариантом для нагрева жидкостей могут быть электрические нагревательные элементы. [4]
Процесс охлаждения может осуществляться с использованием воздуха, морской воды (известно как прямое охлаждение) или охлаждающей среды, содержащей 30% смеси гликоля (ТЭГ)/воды и известной как косвенное охлаждение. [4] Установки в Северном море, как правило, довольно переполнены и не имеют места для обширной площади участка, необходимой для теплообменников с воздушным охлаждением. Теплообменники с водяным охлаждением занимают относительно небольшую площадь участка. Установки в Северном море часто снабжены установками для впрыска воды . Для этого требуется поднимать большие объемы морской воды. Таким образом, дополнительные затраты на использование морской воды для охлаждения значительно сокращаются. Кроме того, снижение растворимости воздуха в подогретой воде является преимуществом, поскольку воздух необходимо удалять из впрыскиваемой воды. Холодная температура воды в Северном море уменьшает размер теплообменников. Косвенное охлаждение охлаждающей средой с меньшей вероятностью будет иметь проблемы с коррозией, чем прямое охлаждение морской водой, для которого могут потребоваться более дорогие металлы, такие как медные сплавы, титан или инконель . Системы охлаждающей среды имеют более низкие капитальные затраты . Чистая жидкость позволяет использовать теплообменники с печатными платами, что обеспечивает экономию пространства и веса. [4]