Анализ новейших подводных технологий сепарации и обоснование применения сепаратора на киринском месторождении

Актуальность данной работы подтверждается пользой от применения сепараторов для подводной эксплуатации месторождений, а именно, возможностью продления срока службы трубопроводов. В статье рассматриваются новейшие технологии сепарации продукции на шельфовых месторождениях и применение подводно-добычных комплексов (ПДК) а так же рассмотрение применения подводного сепаратора на Киринском (ГКМ).

Использование подводной технологии добычи имеет ряд преимуществ:

• возможность добывать углеводородное сырье в сложнейших климатических условиях, даже подо льдом.

• не требуется строительства платформ и иных надводных конструкций.

• не требуется непосредственного присутствия обслуживающего персонала;

• экономическая эффективность применения ПДК по сравнению с морскими платформами.

Немного об истории первых подводных скважин. Первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. на озере Эри (США) на глубине 11,5м. С тех пор этим методом закончено около 300скважин в различных морских месторождениях мира : в Мексиканском заливе,, у Тихоокеанского побережья США, у побережья Юго-Восточной Азии в северном море и т. д. За 1976-1980 гг. число скважин с подводными расположением устья возросло с 217 до 283. В первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже имелось оборудование или оно было заказано. Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно – направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуатацию. Кроме того, метод разработки месторождения с подводными расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого- физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются гидравлические или электрогидравлические системы. Управление каждой задвижкой осуществляется либо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

Различают две системы подводной установки оборудования:

• с открытым расположением оборудования устья под водой;

• и с закрытым оборудованием – «сухим» (атмосферным).

В системах открытого типа все устьевое оборудование находиться под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря.

Можно выделить следующие этапы формирования подводного оборудования:

• 1994 г. – начало промышленной эксплуатации первой подводной насосной станции на месторождении на шельфе Италии;

• 2001 г. – начало опытно-промышленной эксплуатации первого подводного сепаратора на месторождении TROLL (Норвегия);

• 2007 г. – начало первого промышленной эксплуатации подводного сепаратора на месторождении Tordis (Норвегия);

• 2014-2015гг., начало опытно-промышленной эксплуатации подводных компрессорных станций

Для создания подводных УПГТ разработано все необходимое оборудование, а именно:

• подводно сепарационные установки;

• подводные дроссели;

• подводное теплообменное оборудование;

• подводные насосы.

При рассмотрении различных схем подводной сепарации и перекачки добываемой продукции необходимо найти оптимальное соотношение между капитальными и эксплуатационными затратами и получаемыми доходами. Очевидно, что затраты на прирост добычи должны соотноситься с дополнительными затратами времени и расходами на создание подводной и расходами на создание подводной инфраструктуры. Принятое решение усложняется пропорционально содержанию газа в добываемой продукции требуемой степени сепарации. Выбор должен определяться по состоянию, когда газ слишком влажен, чтобы обеспечивалась непрерывная перекачка продукции или содержание жидкой фазы в потоке столь велико, что насос отказывается работать. Таким образом, на морском дне может быть установлено простое сепарирующее устройство каплеотбойного типа. Хотя подводная сепарация повышает эффективность перекачки газожидкостного потока, необходимо учитывать дополнительные затраты, связанные с использованием отдельного второго стояка и выкидной линии для дополнительного газа.

Гравитационная сепарация - доказанная технология сепарации на палубе платформы. Также успешно работают сепараторы гравитационного типа, установленные на морском дне в районе месторождения Тролль в относительно неглубоких водах- 330м. В глубоких водах высокое гидростатическое давление требует применения толстостенных тяжелых сепараторов. Хотя при использовании сепараторов меньшего диаметра толщину их стенок может уменьшить, это может привести к уменьшению эффективности сепарации вследствие снижения времени задержки в них газожидкостного потока.

Учитывая изложенное ранее была разработана технологии подготовки газа на основе 3S- сепарации. 3S- сепарация (от англ. supersonicseparation) – новейшая технология, предназначенная для извлечения целевых компонентов из природных газов.

3S сепарация – новейшая технология, предназначенная для извлечения целевых компонентов из природных газов. Технология базируется на охлаждении природного газа в сверхзвуковом закрученном потоке газа.

Сверхзвуковой поток реализуется с помощью конфузорно-диффузорного сопла Лаваля. В таком сопле газ разгоняется до скоростей превышающих скорость распространения звука в газе. При этом за счет перехода части потенциальной энергии потока в кинетическую энергию происходит сильное охлаждение газа. Выделившаяся в результате охлаждения жидкость центробежными силами с ускорением достигающим 106 м/с² отбрасывается к стенкам выходного раструба, а газ выходит через диффузор. В диффузоре кинетическая энергия, приобретенная потоком, переходит в давление (давление на выходе составляет 70-80 % от входного давления).

Диффузор — часть трубы, в которой происходит замедление (расширение) потока. При этом перепад статических давлений на диффузоре может быть меньше, чем на участке прямой трубы исходного сечения.

По сравнению с традиционными схемами подготовки газа использование 3S-сепараторов имеет следующие преимущества:

• Позволяет отказаться от использования химикатов для борьбы с гидратообразованием (время пребывания газожидкостной смеси внутри сепаратора составляет тысячные доли секунды, за столь малый промежуток времени гидраты не успевают сформироваться)

• Малая занимаемая площадь и масса установки, высокая транспортабельность и монтажеспособность (сепаратор спроектированный на рабочее давление в 100 бар имеет длину 2 м);

• Продление периода бескомпрессорной эксплуатации месторождения;

• Углубленное извлечение пропан-бутанов и этана;

• Эффективное извлечение CO₂ и H₂S из кислых природных газов;

• В 3S-сепараторе отсутствуют движущие части и, как следствие, нет необходимости в трудоемком и высококвалифицированном текущем обслуживании аппарата;

• Можно использовать на платформах и в подводных системах подготовки газа.

Рисунок 1 - Принципиальная схема сверхзвукового сепаратора [2]

1 - Закручивающие устройство; 2 - сверхзвуковое сопло; 3 - рабочая часть; 4 - устройство отбора газожидкостной смеси; 5 - диффузор.

Первая экспериментальная установка была построена в Канаде. Первая в мире промышленная установка 3-s сепарации была введена в строй в 2005 году в Западной Сибири.

За рубежом данная технология активно используется компанией Shell.

Задачей работы является обоснование применения подводного сепаратора на Киринском КГМ.

Киринское газоконденсатное месторождение является первоочередным объектом освоения в проекте «Сахалин-3». Расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалин. Месторождение Киринское находится в Охотском море в 28 километрах на восток от острова Сахалин. В районе месторождения глубина моря составляет порядка 90 метров. Одно из самых перспективных месторождений проекта Сахалин-3 - Южно-Киринское — где ведется бурение, в недалеком будущем станет основным источником газа для комплекса по производству СПГ под Владивостоком

Добытый газ собирается на манифольде и затем по морскому трубопроводу доставляется на БТК. Газ, подготовленный на БТК к транспортировке, направляется по 139-километровому газопроводу на головную компрессорную станцию газотранспортной системы «Сахалин-Хабаровск-Владивосток».

Также по дну проложен трубопровод для подачи с берега на месторождение моноэтиленгликоля (предотвращает образование гидратов в скважинах и системе сбора газовой смеси) и кабель управления подводной добычной системой.

3S сепаратор это энергосберегающий аппарат, предназначенный для очистки от жидких ингредиентов природного и попутного газов. Мы заинтересовались этой идеей потому, что видим большой потенциал в ее применении и пользу для сохранения экологии и энергосбережения и предлагаем его установку.

Данный сепаратор обладает рядом преимуществ:

• основным достоинством сепаратора является одновременно проводить осушку, отделение конденсата и извлечение газоконденсатных жидкостей;

• малые габариты;

• работа без применения химических реагентов;

• отсутствие движущих частей, как следствие надежность.

Для обеспечения Киринского ГКМ оборудованием были проведены сложные операции по его доставке из разных регионов России и из-за рубежа на о. Сахалин. Например, из норвежских портов Ларвик и Лангесунд в морской порт Холмск на Сахалине был доставлен комплект оборудования фонтанной арматуры для скважин Киринского месторождения, а также манифольд — главное звено подводного добычного комплекса.

Учитывая близость береговых сооружений, разработка и обустройство Киринского ГКМ предусматривается с использованием подводных технологий добычи, что позволяет сократить сроки ввода месторождения, и обеспечить транспортировку углеводородов до береговых сооружений в многофазном состоянии.

Предлагается принципиальная схема подводной установки подготовки газа с технологией сверхзвуковой сепарации, которая приведена на рисунке 2.

Рисунок 2 - принципиальная схема подводной установки подготовки газа с технологией сверхзвуковой сепарации

1-устье скважины; 2-клапан; 3-теплообменник; 4-дросссель; 5-сепаратор;

6-угловой клапан; 7-манифольд; 8-конденсатосборник; 9-насос; 10-компрессор

Газ из скважины с давлением 14-15 МПа поступает в подводный теплообменник Т-1, где охлаждается водой. Газ в подводном теплообменнике охлаждается до 275-276К и после этого газовый поток дросселируется в Др-1,2,3 до давления 6-8 МПа. Затем газ подается в подводный сепаратор С-1,2,3, где газовый поток отделяется от сконденсировавшейся жидкости. После подводных сепараторов газ поступает в манифольд и затем направляется по трубопроводу на береговой комплекс. Жидкость направляется в насосную станцию и затем транспортируется на берег.

Литература:

1. Сергиенко, А.В. Технологии освоения газовых месторождений арктического шельфа / А.В. Сергиенко, А.С. Пиотровский, А.Н Чернов // новаторство и надежность - МурманшельфИнфо.-2008. - №3 – С. 34-37.

2. Marco Betting, Hugh Epsom. Supersonic separator gains market acceptance // World Oil / April 2007.

3. Хистяев А.А. Подводные технологии на шельфе России // Oil & Gas Journal. – 2012. - №6. – С. 38-39.

4. Обустройство Киринского ГКМ: т.7. 1. 1 «Проект организации строительства ПДК». – М. : Питер Газ, 2010

5. Полстянов Д.Е. Низкотемпературная сепарация. Пути развития - Материалы XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука – Северо Кавказскому региону».Том первый. Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки. Ставрополь: СевКавГТУ, 2008. 298с.

7. Supersonic Gas Technologies - TransLang Technologies Ltd., Calgary, Canada.