Завод по производству масла
Нефтедобывающий завод — это объект, который перерабатывает добываемые жидкости из нефтяных скважин с целью отделения ключевых компонентов и подготовки их к экспорту. Типичные жидкости для добычи нефтяных скважин представляют собой смесь нефти , газа и попутной воды . Завод по производству нефти отличается от нефтебазы , которая не имеет перерабатывающих мощностей.
Нефтедобывающий завод может быть связан с наземными или морскими нефтяными месторождениями.
Многие постоянные морские установки имеют полностью оборудованные мощности по добыче нефти. [1] [2] Меньшие платформы и подводные скважины экспортируют добываемые жидкости на ближайший производственный объект, который может находиться на близлежащей морской перерабатывающей установке или наземном терминале. Добытую нефть иногда можно стабилизировать (разновидность дистилляции ), что снижает давление паров и подслащивает «кислую» сырую нефть за счет удаления сероводорода, тем самым делая сырую нефть пригодной для хранения и транспортировки. Морские установки доставляют нефть и газ на береговые терминалы, которые могут осуществлять дальнейшую обработку жидкостей перед продажей или доставкой на нефтеперерабатывающие заводы.
Добыча нефти на суше
[ редактировать ]Конфигурация береговых объектов нефтедобычи зависит от размера нефтяного месторождения. Для простых месторождений, состоящих из одной скважины или нескольких скважин, резервуара для хранения нефти может быть достаточно. Резервуар периодически опорожняется автоцистерной и переправляется на нефтеперерабатывающий завод . Для более высоких объемов добычи может оказаться целесообразным перегрузочное оборудование в железнодорожных цистернах. [3] Для более крупных месторождений требуется комплексная установка трехфазной обработки. Трехфазные сепараторы разделяют скважинный флюид на три составляющие фазы: нефть, газ и пластовую воду. Нефть может транспортироваться автомобильным или железнодорожным транспортом в цистернах или по трубопроводу на нефтеперерабатывающий завод. Газ можно использовать на объекте для запуска газовых двигателей для производства электроэнергии или подавать по трубопроводу местным потребителям. [3] Избыток газа сжигается в наземном факеле. Пластовую воду можно повторно закачивать в пласт. На небольших полях можно использовать портативные комплексные агрегаты, например, паронепроницаемые резервуары .
См., например: Ферма Ведьм.
Варианты морской переработки нефти
[ редактировать ]Существует множество вариантов переработки добываемой нефти. Они варьируются от минимальной переработки на море, когда все добытые жидкости отправляются на береговой объект, до полной переработки на море, позволяющей получить продукцию, соответствующую спецификации, пригодной для продажи или использования, без дальнейшей обработки на берегу. Решение о том, какие удобства предоставить, зависит от ряда факторов: [4]
- оптимальный размер морской установки
- ли береговой терминал требуется или доступен
- какие экспортные маршруты (трубопроводы, танкеры) доступны
- ограничения проекта с точки зрения стоимости, графика и ресурсов
- влияние или последствия для будущих проектов
и Мексиканский залив Северное море — два зрелых добывающих района, в которых используются разные подходы к предоставляемым объектам. Они сведены в следующую таблицу: [5]
| Параметр | Континентальный шельф Мексиканского залива | Глубоководный Мексиканский залив | Северное море |
|---|---|---|---|
| Переработка нефти | |||
| Добыча нефти, баррелей нефти в сутки (BOPD) | < 20 000 (<3180 м 3 /день) | 50,000 – 250,000 (7949 – 39746 м. 3 /день) | 50 000 – 250 000 (7 949 – 39 746 м) 3 /день) |
| Дебит отдельной скважины, БНД (м 3 /день) | < 3000 (<477 м 3 /день) | 10,000 – 35,000 (1590 – 5564 м. 3 /день) | 10,000 – 25,000 (1590 – 3975 м. 3 /день) |
| Температура устья °F (°C) | 90–110 (32–43 °С) | 110–200 (43–93 °С) | 150–230 (65–110 °С) |
| Разделительный поезд(а) | 1 | 1–2 | 1 – 2 |
| Этап(ы) разделения | 4 – 5 | 3 – 5 | 1 – 3 |
| Содержание воды в экспортной нефти, % по объему | < 1 | < 1 | < 2 |
| Экспортная нефть по Рейду Давление паров, фунт/кв. дюйм | < 11 | < 11 | < 150 (истинное давление пара) |
| Давление масла на экспорте, фунт на квадратный дюйм (бар) | 1000–1500 (69–103 бар) | 1500–3000 (103–207 бар) | 1500–2800 (103–193 бар) |
| Переработка газа | |||
| Расход газа, MMSCFD (миллион стандартных кубических футов в сутки) | < 50 | 50 – 400 | 50 – 300 |
| Сжатие газа | Поршневые компрессоры | Винтовые, центробежные компрессоры | Центробежные компрессоры |
| Осушка газа | Триэтиленгликоль (ТЭГ) | ТЭГ, усиленная регенерация | ТЭГ, усиленная регенерация |
| Содержание воды в экспортном газе, фунт/млн куб. футов | 7 | 2 – 4 | 2 – 4 |
| Давление экспортного газа, фунт/кв. дюйм (бар) | 1000–1200 (69–93 бар) | 1500–3000 (103–207 бар) | 2000–2700 (138–186 бар) |
| Вспомогательные объекты и коммунальные услуги | |||
| Технологический нагрев | Прямой нагрев, горячее масло | Горячее масло | Горячее масло |
| Технологическое охлаждение | Теплообменник с воздушным охлаждением | Теплообменник с воздушным охлаждением, теплообменник с водяным охлаждением | Морская вода, ТЭГ/водяное охлаждение |
| Очистка пластовой воды | Ским-танк, индуцированная газовая флотация (IGF) | Гидроциклоны, ИФР | Гидроциклоны, дегазаторы |
| Закачка воды | Случайный | Частый | Частый |
Параметры экспорта
[ редактировать ]Варианты экспорта нефти и газа и размещения по всему миру следующие:
- Стабилизированная сырая нефть
- Давление пара по Риду RVP < 11 фунтов на квадратный дюйм (0,76 бар)
- Основные осадки и вода BS&W < 1% по объему)
- Мексиканский залив, Восточное побережье Канады, Западная Африка, Индонезия .
- Нестабилизированная сырая нефть
- Истинное давление паров 150 фунтов на квадратный дюйм (10,3 бара)
- БСиЗ 2%
- Северное море, Азербайджан , Суэцкий залив , Тринидад .
Утилизация газа может осуществляться одним или несколькими из следующих маршрутов: [5]
| Маршрут утилизации | Переработка газа | Развертывание местоположения | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Обезвоживание | Точка росы углеводородов | Объекты Мексиканского залива | Объекты Северного моря | Развернуто в другом месте | |
| Трубопровод | Да | Да | Немного | Некоторый | Индонезия |
| Трубопровод | Да | Нет | Большинство | Большинство | Большинство областей |
| Трубопровод | Нет | Нет | Немного | Немного | Суэцкий залив, Тринидад |
| Обратная закачка газа | Да | Да | Немного | Некоторый | Восточное побережье Канады, Западная Африка |
| Развальцовка | Нет | Нет | Немного | Немного | Несколько изолированных месторождений и производство FPSO |
В центральной и северной части Северного моря газ доставляется на терминалы Сент-Фергюс или Тиссайд по небольшому количеству газопроводов большого диаметра (36 дюймов, 91,4 см). Они работают при давлении 1600–2500 фунтов на квадратный дюйм (110–172 бар) в плотной фазе, т.е. выше критического давления. Работа в плотной фазе дает ряд преимуществ:
- газ под высоким давлением эффективнее транспортировать на большие расстояния
- устраняет проблему многофазного потока
- исключает необходимость очистки газа путем конденсации углеводородов
Эти преимущества компенсируются необходимостью дополнительного сжатия и необходимостью более толстостенных и более дорогих трубопроводов. [4]
Конфигурация установки
[ редактировать ]Дополнительным соображением является количество сепарационных линий и количество ступеней сепарации. Очереди технологических объектов работают параллельно, а этапы – последовательно. Количество поездов зависит от расхода, наличия завода и доступной площади участка. Одиночные поезда способны переваливать от 150 000 до 200 000 баррелей нефти в день (23 847–31 797 м3). 3 /день). Размеры судов могут составлять 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 в Мексиканском заливе 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 ступеней разделения зависит от:
- устьевое давление
- соотношение газ/нефть
- спецификация давления паров экспортного потока сырой нефти
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. Пластовая вода удаляется в трехфазном сепараторе низкого давления (НД). Он работает при давлении 150–250 фунтов на квадратный дюйм (10,3–17,2 бар). [4]
В Северном море сепараторы первой ступени обычно работают при давлении <750 фунтов на квадратный дюйм (<51,72 бар). Они работают как трехфазные сепараторы (пар, масло и вода) и рассчитаны на время пребывания жидкости в течение 3–5 минут. Давление устанавливается таким образом, чтобы максимизировать сепарацию газов при как можно более высоком давлении. В Мексиканском заливе распространено до 5 стадий разделения, в Северном море – до 4 стадий. [4]
Пропускная способность, количество линий, ступени сепарации и давление сепаратора первой ступени для ряда исторических морских установок показаны в таблице. [3] [6]
| Установка | Расположение | °API Гравитация | Добыча нефти, BOPD | Добыча газа, м 3 /день | Давление на входе в сепаратор, бар | Количество поездов | Количество этапов |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Брент С | Северное море | 38 | 150,000 | 8,500,000 | 9.6 | 3 | 4 |
| Клеймор А | Северное море | 30 | 180,000 | 5.9 | 1 | 3 | |
| Баклан А | Северное море | 35 | 60,000 | 900,000 | 30 | 1 | 3 |
| Статфьорд А | Северное море | 38 | 300,000 | 8,500,000 | 69 | 2 | 4 |
| Мерчисон | Северное море | 36 | 164,000 | 1,300,000 | 45 | 1 | 3 |
| Бьюкен | Северное море | 33.5 | 70,000 | 600,000 | 10 | 1 | 3 |
| Магнус | Северное море | 39 | 140,000 | 2,500,000 | 28 | 2 | 2 |
| Брей А | Северное море | 33/35, 41/45, 33 | 100 000 + 12 000 НГЛ | 4,250,000 | 248 | 2 | 3 |
| парень я | Южная Америка | 40,000 | 640,000 | 2 | 3 | ||
| Парень II | Южная Америка | 60,000 | 420,000 | ||||
| Cherne I | Южная Америка | 50,000 | 120,000 | 1 | |||
| После А | Южно-Китайское море | 60,000 | 27 | 2 | 2 | ||
| Брэй Б. | Северное море | 33/35, 41/45, 33 | 75,000 | 11,300,000 | 103 | 1 | 4 |
| Корабль Мелководье | Мексиканский залив | 12,000 | 4,250 | 90 | 1 | 3 | |
| Эхо сороковых годов | Северное море | 37 | 67,000 | 300,000 | |||
| Гага | Северное море | 34 | 53,000 | 14 – 29.3 | 1 | 1 | |
| Би (Сайрус) | Северное море | 36 | 15,000 | 6,000,000 | 17 | 1 | 2 |
| Восточный Брей | Северное море | 33/35, 41/45, 33 | 120,000 | 17,000,000 | 102 | 1 | 3 |
| Олуша | Северное море | 38/43 | 56,000 | 4,000,000 | 18 – 70 | 4 | 1 |
| Нельсон | Северное море | 40 | 145,000 | 9 | 1 | ||
| Тиффани | Северное море | 33.6 | 105,000 | 3,250,000 | 17 | 1 | 2 |
Материалы конструкции
[ редактировать ]На нефтеперерабатывающем заводе используются различные строительные материалы. Углеродистая сталь широко используется, поскольку она недорогая. Однако он непригоден для коррозионно-активной эксплуатации, когда требуется ряд коррозионностойких сплавов и других материалов. В таблице показаны типичные материалы для эксплуатации на установках по переработке кислых жидкостей. [7]
| Система или установка | Материал конструкции |
|---|---|
| Выкидные линии и коллекторы (приятное обслуживание) | Углеродистая сталь |
| Выкидные линии и коллекторы (кислородная среда) | Сплав 825 |
| Выкидные линии и коллекторы (высокая H 2 S) | Дуплекс |
| Сепараторы (сладкие) | Углеродистая сталь |
| Сепараторы (кислые) | Углеродистая сталь, плакированная сплавом 825. |
| Сепараторы конденсата | Углеродистая сталь |
| Сепараторы конденсата (кислотного высокого давления) | Углеродистая сталь, плакированная нержавеющей сталью 316. |
| Сепараторы конденсата (кислого низкого давления) | нержавеющая сталь 316 |
| Перекачка и экспорт нефти | Углеродистая сталь |
| Сжатие газа | Углеродистая сталь |
| Газокомпрессионный трубопровод (кислый) | нержавеющая сталь 316 |
| Газокомпрессорные сосуды (кислые) | Углеродистая сталь |
| Обезвоженный газ | Углеродистая сталь |
| Экспорт газа | Углеродистая сталь |
| Факел и вентиляционное отверстие | Углеродистая сталь |
| Факел (кислый или холодный сервис) | нержавеющая сталь 316 |
| Закачка газа | Углеродистая сталь |
| Морская вода | ВРП |
| Морская вода | хвойное дерево |
| Огненная вода | Оцинкованная сталь |
| Морская вода для теплообменников | Титан |
| Инъекционная вода | Углеродистая сталь |
| Дренажи | Углеродистая сталь |
| Пресная вода | Медь |
| Воздух | Углеродистая сталь |
| Охлаждающие и нагревательные среды | Углеродистая сталь |
| Топливный газ | Углеродистая сталь |
Описание процесса
[ редактировать ]Нефтяной поезд
[ редактировать ]Производство завода можно считать начавшимся после производства крыльевого клапана на нефтяной скважины рождественской елке . Пластовые жидкости из каждой скважины подаются по трубопроводу к дроссельному клапану , который регулирует скорость потока и снижает давление жидкостей. [2] Выкидные линии от каждой скважины собираются вместе на одном или нескольких входных коллекторах. Они предусмотрены для каждой линии или работают при разных давлениях, чтобы согласовать устьевое давление с различными давлениями в сепараторах. Коллекторы высокого давления направляются в сепаратор первой ступени , который разделяет три жидкие фазы. Пластовая вода , самая плотная фаза, оседает в нижней части сепаратора, нефть плавает сверху фазы пластовой воды, а газ занимает верхнюю часть сепаратора. [8] Сепаратор рассчитан на время пребывания в 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) резервуар, его размеры обеспечивают время пребывания жидкости от 1 до 2 минут.
Песок и другие твердые частицы из резервуара будут иметь тенденцию оседать на дне сепараторов. Если допустить накопление твердых частиц, уменьшите объем, доступный для разделения нефти/газа/воды, что снижает эффективность. Судно можно вывести из строя и осушить, а твердые частицы удалить, выкопав вручную. Или трубы для разбрызгивания воды в основании сепаратора, используемые для псевдоожижения песка, который можно слить через сливные клапаны в основании.
Масло из сепаратора первой ступени можно охлаждать или нагревать в теплообменнике для облегчения дальнейшего разделения. Месторождения Северного моря, как правило, работают при более высоких температурах, поэтому подогрев может не потребоваться. Месторождения Мексиканского залива, как правило, работают при более низких температурах, поэтому для достижения экспортных паров и требований BS&W требуется тепло . Типичные рабочие температуры составляют 140–160 °F (60–71 °C). [4]
Затем нефть направляется либо в сепаратор второй ступени, работающий при более низком давлении, чем в первой ступени, для дальнейшего разделения нефти/газа/воды, либо в коагулятор для дальнейшего удаления воды. [8] Несколько стадий сепарации, работающих при последовательно более низких давлениях, направлены на уменьшение количества растворенного газа и, следовательно, на снижение температуры вспышки нефти до соответствия экспортной спецификации нефти. [9] При более высоких расходах нефти могут потребоваться параллельные цепочки сепараторов для управления потоком и обеспечения возможности регулирования. [2] Заключительной стадией разделения может быть электростатический коагулятор. Они могут достигать содержания воды 0,5% по объему, типичные расчетные флюсы составляют порядка 200 баррелей в день/фут. 2 . [4]
Тестовый сепаратор (см. диаграмму) позволяет определять производительность отдельных скважин. Отдельная скважина подключена к испытательному коллектору, который направляет жидкости в испытательный сепаратор. Происходит трехфазное разделение на нефть, пар и пластовую воду. Расходы этих фаз точно измеряются по мере того, как жидкости перетекают в точки с более низким давлением в масляной рампе. Дебиты определяют производительность скважины с точки зрения максимального дебита скважины, газового фактора и обводненности флюидов.
Некоторые нефтяные месторождения кислые, 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 все еще может содержать сернистые соединения, превышающие типичный предел содержания H 2 S в нефти, составляющий <10 частей на миллион по массе. Используется тарельчатая колонна, в которую высокосернистая нефть подается в верхнюю часть колонны, а отпарный газ вводится в нижнюю часть колонны. [4]
На заключительной стадии сепарации или в коагуляторе нефть может быть охлаждена для соответствия экспортным спецификациям или для ограничения термических напряжений в подъемнике для отгрузки нефти. Масло дозируется для точного измерения расхода. [10] и затем перекачивается по трубопроводу на береговой терминал. Некоторые установки, такие как бетонные конструкции с гравитационным основанием и плавучие хранилища и отгрузки продукции, FPSO , имеют встроенные резервуары для хранения нефти, которые постоянно заполняются нефтью и периодически сбрасываются в нефтяные танкеры .
Пластовая вода
[ редактировать ]Пластовая вода из сепаратора(ов) и коагулятора направляется в дегазатор пластовой воды , работающий при давлении, близком к атмосферному, для удаления растворенного газа из воды. На заре морской индустрии сепараторы с параллельными пластинами использовались для очистки пластовой воды перед ее сбросом за борт. Более компактные гидроциклоны были представлены в 1980-х годах. [1] Гидроциклон удаляет унесенную нефть и твердые частицы из пластовой воды, которая затем поступает в дегазатор и затем может быть либо повторно закачана в пласт , либо сброшена за борт. Флотационная установка с искусственным газом используется, когда гидроциклонная/дегазационная установка не может достичь требуемого содержания нефти в воде. Для сброса за борт вода должна иметь содержание нефти менее примерно 30 частей на миллион (ppm) масла в воде. [11] На установках в Северном море более высокие рабочие температуры позволяют достичь концентрации нефти в воде > 20 ppmw. [4]
Газовый поезд
[ редактировать ]Попутный газ из верхней части сепаратора(ов) также известен как газ мгновенного испарения или влажный газ, поскольку он насыщен водой и жидкими углеводородами. Газ обычно пропускается через скрубберы , компрессоры и охладители для повышения давления газа и удаления жидкостей. [2] Скрубберы представляют собой вертикальные сосуды, которые позволяют удалять и отделять жидкости из газового потока. Охладители расположены после компрессора для отвода тепла сжатия. Центробежные компрессоры часто используются на море. Они компактнее и легче поршневых машин, а затраты на техническое обслуживание меньше. Последние используются там, где перекачиваются лишь небольшие объемы газа. Центробежные компрессоры могут приводиться в движение газовыми турбинами или электродвигателями. [4]
Сухой газ может экспортироваться, использоваться для газлифта , сжигаться на факелах, использоваться в качестве топлива для электрогенераторов установки или после дальнейшего сжатия повторно закачиваться в пласт . Экспортный газ измеряется для точного измерения расхода перед отправкой на береговой терминал по газопроводу. Могут потребоваться другие процессы лечения.
Осушка газа
[ редактировать ]Газ может быть осушен для снижения содержания воды до соответствия техническим требованиям, для предотвращения конденсации воды в трубопроводе и образования пробок или во избежание образования гидратов в экспортном трубопроводе. Газ осушается противоточным контактом с триэтиленгликолем в башне обезвоживания гликоля . [12] Обычно осушенный газ имеет содержание воды от 2,5 до 7 фунтов воды/MMSCF. Гликолевые контакторы обычно работают при давлении от 1100 до 1200 фунтов на квадратный дюйм (от 75 до 83 бар). [4] Богатый водой гликоль регенерируется путем нагревания и удаления воды. Улучшенная регенерация использует DRIZO или Coldfinger для улучшения производительности регенерации. [4] Контакторные башни раньше представляли собой тарелки с пузырьковыми крышками, а с 1980-х годов используется структурированная насадка, которая обеспечивает эквивалент 3-4 теоретических тарелок, необходимых для обеспечения содержания воды <4 фунтов/MMSCF. [4]
Очистка углеводородов
[ редактировать ]экспортных углеводородов Спецификация точки росы (обычно 100 бар изб. при 5 °C). [13] ) можно решить путем охлаждения газа для удаления высших алканов ( бутана , пентанов и т. д.). Это можно сделать с помощью системы охлаждения , пропускания газа через клапан Джоуля-Томсона или через турбодетандер для конденсации и разделения жидкостей. Произведенные сжиженный природный газ (ШФЛУ) можно добавлять в жидкости для экспорта нефти, куда экспортируются жидкости с высоким давлением паров. [1] Альтернативно, колонны для фракционирования ШФЛУ могут использоваться для получения жидкости для отдельного экспорта. Колонны фракционирования ШФЛУ установлены в Нкоссе, Западная Африка, и Арджуне, Индонезия. [4]
Ослабление газа
[ редактировать ]Сухой газ может быть дополнительно обработан для соответствия спецификациям экспортного газа. [13] Избыточный диоксид углерода (CO 2 ) можно удалить путем обработки в процессе обработки газа амином (например, Селексолом), при этом CO 2 преимущественно растворяется в противоточном потоке амина в контактной колонне. Сероводород также можно удалить с помощью амина или путем пропускания газа через слой абсорбента оксида цинка .
Береговые терминалы
[ редактировать ]Береговые нефтяные терминалы принимают нефть с морских установок и обрабатывают ее для производства продуктов для продажи или дальнейшей переработки, например, на нефтеперерабатывающем заводе. На береговых терминалах обычно имеются огневые нагреватели, за которыми следуют сепараторы и коалесцеры для стабилизации сырой нефти и удаления любой добываемой воды и легких углеводородов, не отделенных на море. Береговые сепараторы, как правило, работают при более низком давлении, чем морские сепараторы, поэтому выделяется больше газа. Попутный газ обычно сжимается, достигает точки росы и экспортируется по специальному трубопроводу. Если экспорт газа нерентабелен, его можно сжигать на факелах. Береговые терминалы часто имеют большие резервуары для хранения сырой нефти, позволяющие продолжить добычу на море, если экспортный маршрут станет недоступен. Экспорт на нефтеперерабатывающий завод осуществляется по трубопроводу или танкерами.
Береговые газовые терминалы могут иметь устройства для удаления жидкостей из поступающего потока газа. Процессы очистки газа могут включать обезвоживание гликоля, обессеривание газа, контроль точки росы углеводородов и сжатие газа перед его подачей потребителям.
Вспомогательные и вспомогательные системы
[ редактировать ]В дополнение к системам добычи и подготовки газа и нефти предоставляется ряд вспомогательных, вспомогательных и инженерных систем для поддержки добычи и эксплуатации морской установки. Системы включают в себя: [1] [14]
- Регенерация гликоля – богатый водой гликоль нагревается и отгоняется сухим газом для удаления воды.
- Регенерация амина – богатый амин нагревается и отгоняется малосернистым газом для удаления CO 2 и H 2 S.
- Топливный газ — используется для питания газовых турбин , а также для продувки систем сброса давления, вентиляции и факельных установок.
- Продувочный газ - для подачи газа в резервуары и для продувки сосудов перед техническим обслуживанием.
- Инертный газ — для подачи газа в резервуары и для продувки сосудов перед техническим обслуживанием.
- Дизельное топливо - для дизелей пожарной помпы и пуска генераторов.
- Авиатопливо - Джет А-1 для заправки вертолетов
- Атмосфероотвод – удаление газов из систем низкого давления и профилактическая продувка.
- Сброс и факелы – безопасный сбор и утилизация избыточного газа в нормальных условиях и в условиях останова.
- Трубопроводная очистка - для очистки и контроля трубопроводов.
- Установки для испытания скважин – тестовый сепаратор для определения дебитов отдельных скважин.
- Морская вода – используется для промывки, охлаждения, промывки.
- Firewater – морская вода для пожаротушения.
- Закачка воды – деаэрированная морская вода, закачиваемая в нефтяной пласт для подачи нефти к добывающим скважинам и поддержания пластового давления.
- Питьевая вода - питьевая вода, заправленная из судов снабжения или полученная на борту путем дистилляции или обратного осмоса морской воды.
- Охлаждающая среда – для охлаждения газовых и нефтяных потоков; включая охлаждение морской водой (прямое) или смесь пресной воды и гликоля (см. ниже)
- Теплоноситель – для нагрева газовых и нефтяных потоков, ОВиК; включающий горячее масло или смесь пресной воды и гликоля (см. ниже)
- Закрытые (технологические) дренажи – для слива технологического оборудования перед проведением технического обслуживания.
- Открытые стоки - стоки из палубных зон, стоки опасных зон отделены от стоков неопасных зон, выбрасываются за борт
- Очистка сточных вод - мацерация и сброс за борт «черной» (туалет) и «серой» (раковина и душ) воды.
- Заводской/технический воздух – для питания пневматических инструментов, продувки сосудов.
- Приборный воздух - для управления пневматическими контроллерами и клапанами.
- Производство электроэнергии - дизельное топливо или топливный газ для производства электроэнергии с помощью дизельных двигателей или газовых турбин.
- Хранение и закачка химикатов - для облегчения разделения скважинных флюидов и поддержания работы объектов, может включать метанол, гликоль, ингибитор коррозии, ингибитор солеотложений, поглотитель кислорода, поглотитель H 2 S, деэмульгатор, пеноразрушитель, ингибитор парафина.
- Хранилище уплотнительного и смазочного масла - для компрессоров, газовых турбин и дизельных двигателей.
- Гидравлическое масло - эксплуатация подводного и подземного скважинного оборудования
- HVAC - для закрытых технологических установок и жилых помещений
- Буровые мощности - склады химических реагентов, оборудование для бурения скважин
Утилиты в деталях
[ редактировать ]Теплоноситель обычно нагревается за счет рекуперации отходящего тепла из выхлопов газовых турбин электростанций. Требуемая температура обычно не превышает 400 °F (204 °C), при этом используются жидкости на основе минерального масла. [4] Также используются горячая вода под давлением, пар и смеси гликоля и воды, хотя температура обычно ограничивается значением <300 °F (149 °C). В небольших установках электрические нагревательные элементы могут быть наиболее подходящим вариантом для нагрева жидкости. [4]
Технологическое охлаждение может осуществляться с использованием воздуха, морской воды (так называемое прямое охлаждение) или охлаждающей среды, содержащей 30% смеси гликоля (ТЭГ)/воды и известной как непрямое охлаждение. [4] Установки в Северном море, как правило, довольно перегружены и не имеют места для обширной площади участка, необходимой для установки теплообменников с воздушным охлаждением. Теплообменники с водяным охлаждением занимают относительно небольшую площадь участка. Установки в Северном море часто снабжаются устройствами для закачки воды . Для их подъема требуются большие объемы морской воды. Таким образом, дополнительные затраты на использование морской воды для охлаждения значительно снижаются. Более того, пониженная растворимость воздуха в нагретой воде является преимуществом, поскольку воздух необходимо удалять из инъекционной воды. Холодная температура воды Северного моря уменьшает размер теплообменников. При непрямом охлаждении охлаждающей средой вероятность возникновения проблем с коррозией меньше, чем при прямом охлаждении 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 печатной платой, что обеспечивает экономию места и веса. [4]
См. также
[ редактировать ]- Нефть
- Нефтяная платформа
- Нефтяная промышленность
- Добыча и добыча (нефтяная промышленность)
- Химический завод
- Нефтеперерабатывающий завод
- ИСО/ТК 67
Ссылки
[ редактировать ]- ^ Jump up to: а б с д Технологические схемы Магнуса, 1983 г.; Технологические схемы NW Hutton, 1987; Технологические схемы буревестника, 2005 г.
- ^ Jump up to: а б с д Кен Арнольд и Морис Стюарт (1998). Операции по наземной добыче, Том 1: Проектирование систем и сооружений нефтепереработки . Оксфорд: Elsevier Science & Technology. ISBN 9780750678537 .
- ^ Jump up to: а б с Департамент торговли и промышленности (1994 г.). Энергетический отчет . Лондон: HMSO. стр. 24–98, 96, 98. ISBN. 0115153802 .
- ^ Jump up to: а б с д и ж г час я дж к л м н тот п д р Ботамли, Марк (сентябрь 2004 г.). «Варианты морской переработки нефтяных платформ». Техническая конференция и выставка Общества инженеров-нефтяников, Хьюстон, Техас, сентябрь 2004 г. (доклад конференции). Общество инженеров-нефтяников, Техническая конференция и выставка SPE. Хьюстон, Техас: Общество инженеров-нефтяников: 1–17.
- ^ Jump up to: а б Адаптировано из Ботэмли, 2004 г.
- ↑ Рекламная брошюра оффшорной компании Matthew Hall Engineering, апрель 1991 г.
- ^ Marathon Brae B Схема строительных материалов, датированная 2000 г.
- ^ Jump up to: а б «Трехфазное разделение» . Проверено 11 февраля 2019 г.
- ^ «Спецификация трубопроводной нефти сороковых годов» . Проверено 10 февраля 2019 г.
- ^ «Коммерческий учет» . Проверено 11 февраля 2019 г.
- ^ «Нефть в воде Гранд-Бэнкс» (PDF) . Проверено 10 февраля 2019 г.
- ^ «Обезвоживание гликоля» . Проверено 11 февраля 2019 г.
- ^ Jump up to: а б «Спецификация газопровода Северного участка» (PDF) . Проверено 10 февраля 2019 г.
- ^ Ассоциация поставщиков переработчиков газа (2004 г.). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 18 Коммунальные услуги.