EA024790B1 - Система и способ подводной закачки высокосернистого газа и/или кислого газа - Google Patents

Abstract

В изобретении описан способ переработки углеводородов, включающий переработку потока газообразных углеводородов с образованием начального потока продукции и начального потока закачки и сжатие начального потока закачки в компрессоре, помещенном в выбранном местоположении ниже поверхности моря; где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется на основе траектории пузырькового шлейфа модельной утечки начального потока закачки из компрессора и где траектория пузырькового шлейфа определяется с помощью одного или нескольких параметров импульса поперечного потока. Также описаны производственные объекты по переработке углеводородов, имеющие подводные компрессоры, размещенные в таких выбранных местоположениях, способы конструктивного исполнения таких объектов переработки углеводородов и математическая модель, применимая для таких способов, процессов и объектов.

Description

Данная заявка устанавливает приоритет на основании предварительной патентной заявки США № 61/503986, поданной 1 июля 2011 г., озаглавленной 8иВ8ЕЛ 8ΘυΚ СЛ8 ΛΝΌ/ΘΚ АСЮ СЛ8 1ШЕСΤΙΟΝ 8Υ8ΤΕΜ8 ΑΝΏ ΜΕΤΗΟΌ8, которая в полном объеме включена в настоящее описание.

Область техники, к которой относится изобретение

Варианты осуществления изобретения относятся к подводному сжатию кислого газа. Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам и системам, использующим подводные компрессоры кислого газа.

Уровень техники изобретения

Данный раздел предназначен для представления различных аспектов уровня техники, которые могут быть связаны с иллюстративными вариантами осуществления настоящего изобретения. Данное описание, вероятно, поможет задать рамки, способствующие лучшему пониманию конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, данный раздел необходимо понимать именно в этом смысле, и не обязательно в качестве допущения существующего уровня техники.

Многие газовые потоки, например, природный газ, содержат большое количество кислых газов, которые должны быть отделены от более ценных компонентов в газе. Природный газ скважинной добычи широко используется в качестве топлива и в качестве основного сырья в нефтехимической и других отраслях химической промышленности. Хотя состав природного газа может значительно различаться от месторождения к месторождению, многие пласты-коллекторы газа имеют относительно низкое процентное содержание углеводородов (например, менее 40%) и высокое процентное содержание кислых газов, в основном углекислого газа, но также сероводорода, карбонилсульфида, дисульфида углерода и различных меркаптанов. Высокосернистый газ является смесью, содержащей сероводород, диоксид углерода и углеводороды. Удаление кислых газов из высокосернистого газа желательно для обеспечения очищенного или сладкого осушенного природного газа для подачи в трубопровод, извлечения газоконденсата, извлечения гелия, превращения в сжиженный природный газ или удаления азота.

Отделенные кислые газы доступны для переработки, секвестрации, удаления или для дальнейшего использования. Кислые газы, например, закачивают в подземный пласт для удаления и в нефтегазоносные пласты для извлечения углеводородов. Закачка кислого газа (ЛСГ) и закачка высокосернистого газа (8С1) практикуются на протяжении более 15 лет в технологиях применения на суше. Компримирование и технология закачки могут включать потоки, находящиеся в диапазоне от менее 1 тыс.станд.куб.фут/сут (28,3 м³/сут) до более 80 тыс.станд.куб.фут/сут (2265,6 м³/сут). Давление находится в диапазоне до 3200 фунт/кв. дюйм (22,06 МПа) на поверхности. Оборудование, используемое при ΑΟΙ, может быть представлено поршневыми компрессорами, центробежными компрессорами и центробежными или поршневыми насосами плотной фазы. Насосы также иногда объединяются с компрессорами для достижения более высокого давления нагнетания.

Поршневые и центробежные компрессоры также используются одновременно на суше и в море для сжатия газа, содержащего сероводород, для продажи или закачки. Некоторые поршневые компрессоры товарного газа использовались в промышленных масштабах для сжатия газа, содержащего до 1% сероводорода. В некоторых случаях центробежные компрессоры использовались в промышленных масштабах для закачки газа, содержащего приблизительно 5% сероводорода. В обоих этих примерах используется газ, полученный непосредственно при добыче, без процесса удаления Η₂8.

Дополнительная информация, относящаяся к области изобретения, может быть найдена в Р. 8. ΝογιΙιιόρ е! а1., Сгуодешс 8оиг Сак Ргосекк ЛПгасйуе Еог Лей Сак Ьдеейоп Лррйсайопк, РгосееДшдк Лппиа1 Сопуепйоп - Сак Ргосеккогк Лккоаайоп, 14 Магсй 2004, рр. 1-8; Международной патентной заявке СО 2006/132541 и патенте США № 6632266.

Сжатие кислых и высокосернистых газов в прибрежных условиях имеет потенциал сделать рентабельными новые шельфовые месторождения. Тем не менее, морские платформы накладывают специфические ограничения на гибкость эксплуатации в любой подвергающейся опасности окружающей среде. Возможности для укрытия или эвакуации в случае попадания в атмосферу вредных или огнеопасных газов, выброшенных из компрессора или системы компримирования, являются ограниченными. Это особенно справедливо для поршневых компрессоров, которые демонстрируют резкие массивные выбросы высокосернистого газа в некоторых режимах отказа. Существует потребность снижения угрозы для здоровья, нормативных рисков и ущерба окружающей среде из-за неожиданного выброса кислых газов при компримировании кислого газа в море. Существует также потребность в способах и системах, которые оптимизируют размещение подводного компрессора с целью дополнительного снижения угрозы для здоровья, нормативных рисков и ущерба окружающей среде из-за неожиданного выброса кислых газов при подводном компримировании кислого газа.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к способам переработки углеводородов, включающим переработку потока газообразных углеводородов с образованием начального потока продукции и начального потока закачки; и сжатие начального потока закачки в компрессоре, помещенном в выбранном местоположении ниже поверхности моря; где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется, исходя из траектории пузырькового шлейфа модельной утечки начально- 1 024790 го потока закачки из компрессора, и где траектория пузырькового шлейфа определяется с помощью одного или нескольких параметров импульса поперечного потока.

Настоящее изобретение также относится к производственным объектам по переработке углеводородов, включающим систему переработки газа, выполненную с возможностью приема и переработки потока газообразных углеводородов с образованием по меньшей мере одного газового потока закачки и по меньшей мере одного газового потока продукции; систему закачки кислого газа, включающую компрессор, выполненный с возможностью сжатия и закачивания по меньшей мере одного газового потока закачки и помещенный в выбранном местоположении ниже поверхности моря; где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется, исходя из траектории пузырькового шлейфа модельной утечки начального потока закачки из компрессора, и где траектория пузырькового шлейфа определяется с помощью одного или нескольких параметров импульса поперечного потока.

Настоящее изобретение также еще относится к способам разработки объединенного производственного объекта по переработке углеводородного газа, включающим обеспечение морской добывающей платформы, имеющей жилую зону; обеспечение по меньшей мере одной установки обессеривания газа, расположенной на морской добывающей платформе, где по меньшей мере одна установка обессеривания газа находится в сообщении по текучей среде по меньшей мере с одной установкой для отделения жидкости и по меньшей мере с одной подводной компрессорной установкой; и определение выбранного местоположения подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны, где определение основано на траектории пузырькового шлейфа модельной утечки из компрессора; и оптимизацию времени достижения утечкой из подводного компрессора жилой зоны.

Настоящее изобретение также относится к математической модели для прогнозирования траектории подводных утечек, в которой модель прогнозирует траекторию пузырькового шлейфа одной или нескольких подводных утечек, исходя по меньшей мере из одного или нескольких параметров импульса поперечного потока.

Краткое описание чертежей

Вышеуказанные и другие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидны при рассмотрении нижеследующих детального описания и чертежей неограничивающих примеров вариантов осуществления, в которых

На фиг. 1 показан репрезентативный производственный объект по переработке углеводородов по настоящему изобретению.

На фиг. 2 схематически показан незапланированный выброс кислого/высокосернистого газа из подводного газового компрессора.

На фиг. 3 показано прогнозируемое влияние глубины на скорость газа на ватерлинии при использовании модели пузырькового шлейфа по настоящему изобретению.

На фиг. 4 показано прогнозируемое влияние глубины на радиус шлейфа на ватерлинии при использовании модели пузырькового шлейфа по настоящему изобретению.

На фиг. 5 показано прогнозируемое влияние глубины и эквивалентного диаметра утечки на время подъема шлейфа при использовании модели пузырькового шлейфа по настоящему изобретению.

На фиг. 6 показано прогнозируемое влияние глубины и эквивалентного диаметра утечки на скорость газа на ватерлинии при использовании модели пузырькового шлейфа по настоящему изобретению.

На фиг. 7 показано прогнозируемое влияние глубины на время подъема шлейфа для выбросов различного состава при использовании модели пузырькового шлейфа по настоящему изобретению.

На фиг. 8 показано прогнозируемое влияние глубины на радиус шлейфа на ватерлинии для выбросов различного состава при использовании модели пузырькового шлейфа по настоящему изобретению.

На фиг. 9 показано прогнозируемое влияние глубины утечки на рассеивание шлейфа в атмосфере при использовании модели пузырькового шлейфа по настоящему изобретению.

На фиг. 10 показана осевая траектория шлейфа для мелкомасштабных проверочных выбросов.

На фиг. 11 показаны смещения шлейфа на ватерлинии как функция интенсивности утечки для мелкомасштабных проверочных выбросов.

На фиг. 12 приводится сравнение между измеренными смещениями шлейфа и прогнозными смещениями шлейфа.

На фиг. 13 показан вид сбоку прогнозных траекторий шлейфа для трех выбросов флюидов разного состава.

Подробное описание изобретения

В нижеследующем разделе подробного описания приводятся конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Однако, в той степени, в которой нижеследующее описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящего изобретения, оно предназначено только для иллюстративных целей и просто предлагает описание примеров осуществления. Соответственно, изобретение не ограничивается описанными ниже конкретными вариантами осуществления, а скорее оно включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинной сущности и объема прила- 2 024790 гаемой формулы изобретения.

Использованные в настоящем документе различные термины определяются ниже. Если объем термина, использованного в формуле изобретения, не определен ниже, ему следует давать наиболее широкое определение, даваемое специалистами в данной области техники и отраженное по меньшей мере в одной вышедшей публикации или выданном патенте.

Используемый в настоящем документе термин природный газ относится к многокомпонентному газу, полученному из скважины сырой нефти (попутный газ) или из подземного газоносного пласта (непопутный газ). Состав и давление природного газа могут значительно меняться. Типичный поток природного газа содержит метан (СН₄) в качестве главного компонента. Поток природного газа может также содержать этан (С₂Н₆), углеводороды с более высокой молекулярной массой (например, углеводороды С₃-С₂₀), один или несколько кислых газов (например, сероводород, углекислый газ) или любое их сочетание. Природный газ также может содержать небольшое количество примесей, таких как вода, азот, сульфид железа, парафин, сырая нефть, или любое их сочетание.

Кислые газы являются примесями, которые часто встречаются в потоках природного газа. Как правило, эти газы включают углекислый газ и сероводород, хотя любое количество других примесей также может образовывать кислоты. Кислые газы обычно удаляют при контактировании газового потока с абсорбирующей жидкостью, которая может взаимодействовать с кислым газом. Когда абсорбирующая жидкость становится обогащенной кислым газом, может использоваться стадия десорбции для выделения кислых газов из абсорбирующей жидкости. Обедненную абсорбирующую жидкость затем обычно рециркулируют для дальнейшей абсорбции.

Термин кислый газ означает любой один или более из таких газов, как углекислый газ (СО2), сероводород (Н₂З), сероуглерод (СЗ₂), карбонилсульфид (СОЗ), меркаптаны (К-ЗН, где К является алкильной группой, содержащей от 1 до 20 атомов углерода), диоксид серы (ЗО₂), их сочетания, смеси и производные.

Термин высокосернистый газ означает газ, содержащий нежелательные количества кислого газа, например 55 частей на миллион по объему (ррту) или более, или 500 ррту, или 5% по объему (об.%) или более, или 15 об.% или более, или 35 об.% или более. По меньшей мере один пример высокосернистого газа является газом, содержащим от примерно 2 об.% или более до примерно 7 об.% или более кислого газа.

Установка удаления кислого газа в широком смысле относится к любому подходящему устройству и/или оборудованию для выделения по меньшей мере части потока кислого газа из другого технологического потока, такого как поток водорода. Кислый газ в широком смысле относится к газу и/или пару, который содержит сероводород, углекислый газ, другие аналогичные примеси и/или тому подобное. Желательно, чтобы установка удаления кислого газа могла разделять и/или образовывать поток водорода или поток очищенного сингаза, и поток кислого газа. Установка удаления кислого газа также может разделять поток кислого газа на один или несколько компонентов и/или составляющих, например, на поток углекислого газа и поток сероводорода. Установка удаления кислого газа может включать любое подходящее устройство и/или оборудование, такое как насосы, клапаны, трубы, компрессоры, теплообменники, емкости высокого давления, дистилляционные колонны, системы управления и/или тому подобное. Согласно одному варианту осуществления установка удаления кислого газа включает одну или несколько абсорбционных колонн и одну или несколько десорбционных колонн. Установка удаления кислого газа может извлекать и/или отделять любое необходимое количество кислого газа из технологического потока, например, по меньшей мере примерно 50%, по меньшей мере примерно 75%, по меньшей мере примерно 85%, по меньшей мере примерно 90%, по меньшей мере примерно 95%, по меньшей мере примерно 99%, или тому подобное, по массе, объему, в молярном отношении и/или т.п. Установка удаления кислого газа может включать системы КесЙ8о1® от Ьшбе АО, Мюнхен, Г ермания, и/или от Ьиг§1 ОтЬН, Франкфурт, Германия, метанольные системы, спиртовые системы, аминовые системы, системы промотированных аминов, системы блокированных аминов, гликолевые системы, эфирные системы, системы поташной очистки, системы мокрой очистки газа, другие подходящие растворители и/или тому подобное.

Термин сладкий газ означает газ, имеющий не более максимального содержания серы, определенного в спецификациях товарного газа завода или по определению юридического лица, например Техасской железнодорожной комиссии. Термин сладкий газ включает газ, не имеющий нежелательных соединений серы, например менее 21 ррту серосодержащих соединений (в расчете на серу), и не содержащий нежелательного количества углекислого газа. Например, сладкий газ имеет максимальное количество углекислого газа менее 2 об.% для подаваемого по трубопроводу товарного газа и 50 ррту для производимого сжиженного природного газа (СПГ).

Термин подводный охватывает как среду с соленой водой, так и пресноводную среду, и соответствует области между поверхностью воды и дном водоема.

Подводный компрессор может включать любой тип или сочетания сходных или различных типов компрессионного оборудования, и может включать вспомогательное оборудование, известное в данной области техники, для сжатия вещества или смеси веществ. Компрессорная установка может использо- 3 024790 вать одну или несколько ступеней сжатия. Типичные компрессоры могут включать без ограничения компрессоры объемного типа, например, такие как поршневые и роторные компрессоры, и компрессоры динамического типа, например, такие как центробежные и осевые компрессоры.

Описанные здесь варианты осуществления относятся к способам и производственным объектам, содержащим подводные газовые компрессоры. Варианты осуществления описанных здесь способов и производственных объектов могут использоваться для снижения угрозы для здоровья и нормативных рисков операций по добыче углеводородов в море. В частности, описанные здесь варианты осуществления могут снижать для работающих в море риск попадания под воздействие опасных выбросов кислых и/или высокосернистых газов.

Традиционная переработка в условиях морского базирования часто включает разделение, сжатие, обессеривание газа, осушку газа, регулировку точки росы газа, стабилизацию конденсата и/или очистку пластовой воды. Очень часто газокомпрессорная станция расположена на добывающей платформе. В случае неожиданного выброса кислых и/или высокосернистых газов малый размер добывающей платформы приведет к довольно быстрому поступлению токсичных газов в зону для рабочего персонала. Это дает мало времени для того, чтобы надеть респираторы или баллоны с воздухом или найти убежище от распространяющегося газового облака. Возможности снижения риска попадания под воздействие опасных выбросов кислых/высокосернистых газов в море включают размещение газокомпрессорной станции либо на удаленной нежилой платформе, либо под водой, или удаленно на морском дне, или в соединении с опорной конструкцией, которая далее присоединена к добывающей платформе.

Из этих вариантов технология подводного сжатия газа является особенно привлекательной из-за сравнительно низкой стоимости и лучших особенностей регламентирования.

Предпочтительно утечкам из газокомпрессорных станций, расположенных под водой, требуется время, чтобы подняться к поверхности моря. Когда газ выбрасывается в воду, вода благодаря своей плотности и вязкости служит в качестве инерционного тормоза при рассеивании токсичных газов, замедляя их распространение по сравнению с рассеиванием выброса газа в воздухе. Другими словами, вода создает гораздо большее сопротивление движению выброшенного газа, чем воздух. Следовательно, газ покидает поверхность воды с гораздо более низкой скоростью, чем скорость выброса, благодаря чему он легко уносится ветром.

Авторы изобретения разработали модель пузырькового шлейфа, в которой местоположение источника незапланированного выброса может коррелировать с последующим подъемом и рассеиванием пузырькового шлейфа. Описанные здесь варианты осуществления относятся к математической модели для прогнозирования траектории подводных утечек, при этом модель прогнозирует траекторию пузырькового шлейфа одной или нескольких подводных утечек на основе по меньшей мере одного или нескольких параметров импульса поперечного потока и их использования. Эта модель предпочтительно позволяет прогнозировать оптимальное размещение под водой компрессоров кислого/высокосернистого газа, чтобы максимально увеличить время, имеющееся до того, как пузырьковый шлейф поднимется к поверхности, и/или местоположение шлейфа на поверхности.

В частности, некоторые описанные здесь варианты осуществления относятся к способу переработки углеводородов, включающему переработку потока газообразных углеводородов с образованием начального потока продукции и начального потока закачки; и сжатие начального потока закачки в компрессоре, помещенном в выбранном местоположении ниже поверхности моря; где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется, исходя из траектории пузырькового шлейфа модельной утечки начального потока закачки из компрессора, и где траектория пузырькового шлейфа определяется с помощью одного или нескольких параметров импульса поперечного потока.

Кроме того, описанные здесь варианты осуществления относятся к производственному объекту по переработке углеводородов, включающему систему переработки газа, выполненную с возможностью приема и переработки газообразного углеводородного потока с образованием по меньшей мере одного газового потока закачки и по меньшей мере одного газового потока продукции; систему закачки кислого газа, включающую компрессор, выполненный с возможностью сжатия и закачивания по меньшей мере одного газового потока закачки и помещенный в выбранном местоположении ниже поверхности моря; где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется, исходя из траектории пузырькового шлейфа модельной утечки начального потока закачки из компрессора, и где траектория пузырькового шлейфа определяется с помощью одного или нескольких параметров импульса поперечного потока.

К тому же, описанные здесь варианты осуществления относятся к способу разработки объединенного производственного объекта по переработке углеводородного газа, включающему обеспечение морской добывающей платформы, имеющей жилую зону; обеспечение по меньшей мере одной установки обессеривания газа, расположенной на морской добывающей платформе; где по меньшей мере одна установка обессеривания газа находится в сообщении по текучей среде с по меньшей мере одной установкой для отделения жидкости и по меньшей мере с одной подводной компрессорной установкой; и определение выбранного местоположения подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны;

- 4 024790 где определение основано на траектории пузырькового шлейфа модельной утечки из компрессора; и оптимизацию времени, необходимого для достижения утечкой газа из подводного компрессора жилой зоны.

На фиг. 1 показан репрезентативный производственный объект по переработке углеводородов по настоящему изобретению. Производственный объект добычи углеводородов обычно расположен в море. В пределах объема данного изобретения также находится осуществление стадий добычи и переработки на суше, а сжатия остаточного газа - в море. В некоторых вариантах осуществления стадии добычи осуществляются на добывающей платформе 206. В описанных здесь вариантах осуществления добывающая платформа может быть стационарной или плавучей.

Добывающая скважина 202 расположена ниже поверхности моря 216. Добывающая платформа 206 состоит из производственного оборудования 204, 208 и 214, которое регулирует скважинные флюиды и разделяет газ и жидкости. Отделенные жидкости 210, как правило, используются для продажи. На данном производственном объекте также перерабатывается некоторая часть или весь газ для удаления токсичных и коррозионных соединений, таких как Н₂§ и СО₂, с использованием традиционных способов обессеривания газа и оборудования 214. Обессеренный газ 212 может использоваться либо для продажи, либо как топливо. Образующийся в результате остаточный поток 215 обычно находится при низком давлении и подается в компрессор 218, расположенный ниже поверхности воды 216.

Компрессор 218 является приводным герметизированным компрессором, позволяющим сжимать кислый газ до достаточно высокого давления для обеспечения потока сжатого газа, непосредственно закачиваемого 220 в нагнетательную скважину (скважины) 208, либо для удаления, либо для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления стадии добычи и/или переработки осуществляются на морской платформе.

Описанные здесь варианты осуществления требуют применения подводного газового компрессора. В некоторых вариантах осуществления используется центробежный газовый компрессор, удобный для подводного применения. Такой компрессор приводится в действие двигателем, либо непосредственно, либо через передаточный механизм. Иногда высокоскоростные электродвигатели (> 6200 об./мин) используются для достижения необходимых скоростей компрессора. Эти компрессоры часто требуют частотно-регулируемого привода (νΤΌ) для достижения скорости выше синхронной (3000 или 3600 об./мин) и предназначены для сжатия газа из потока скважинных флюидов с целью передачи на удаленные перерабатывающие производственные объекты для закачки. Подводное сжатие требует, чтобы двигатель, νΡΌ (при подводном размещении) и компрессор были герметизированы для удержания сжатого газа и защиты двигателя и компрессора от морской среды. Для подводного сжатия также необходим источник электроэнергии, подаваемой в компрессор. Кроме того необходимо, чтобы газовый канал также был разработан из материалов, пригодных для эксплуатации в водонасыщенной кислотной среде. В настоящее время проводятся пилотные испытания с использованием подводных компрессоров, выпускаемых Оеиега1 Е1ес1пс.

Если из подводного компрессора происходит незапланированный выброс кислого/высокосернистого газа, выброшенный газ будет, как правило, образовывать шлейф, который поднимается к поверхности воды. В настоящем документе пузырьковый шлейф, газовый шлейф или шлейф относятся к выброшенному газу, поднимающемуся через толщу воды. Пузырьковый шлейф может быть описан на основании его диаметра, скорости и местоположения шлейфа на поверхности. Эти характеристики пузырькового шлейфа показаны на фиг. 2 и в свою очередь описаны ниже.

На фиг. 2 представлена схема утечки из подводного компрессора, которая не является построенной в масштабе. На фиг. 2 показан подводный компрессор 230, расположенный на глубине 235 ниже поверхности моря и на горизонтальном расстоянии 237 от производственного объекта, имеющего жилые зоны 238. Подводный компрессор может быть помещен на любую подходящую глубину 235. Максимальная глубина, на которую подводный компрессор может быть помещен, как правило, ограничена глубиной морского дна 239. В некоторых вариантах осуществления подводный компрессор расположен на глубине 300 м (928 футов) или более (альтернативно, на 500 м или более, альтернативно на 1500 м или более, альтернативно на 3000 м или более, или альтернативно на 4500 м или более). В некоторых вариантах осуществления подводный компрессор расположен или на уровне морского дна, или на опорной конструкции, неподвижно прикрепленной к морской платформе. В предпочтительных вариантах осуществления подводный компрессор расположен на морском дне.

Подводный компрессор также может быть смещен в сторону от платформы и любых жилых зон на горизонтальное расстояние 237. Степень данного латерального смещения является заслуживающим внимания расчетным параметром описанной здесь модели пузырькового шлейфа. При увеличении расстояния по горизонтали от жилых зон обычно существует компромисс между снижением риска и увеличением капиталовложений. С увеличением горизонтального расстояния 237 повышается длина трубопровода большого диаметра, транспортирующего газ к компрессору. Это приведет к повышению стоимости производственного объекта. Использование модели пузырькового шлейфа для оптимизации горизонтального расстояния может предпочтительно позволить обеспечить максимум снижения риска при сохранении экономических инвестиций. В некоторых вариантах осуществления подводный компрессор расположен

- 5 024790 на горизонтальном расстоянии примерно 300 м или более от жилых зон 238. В других вариантах осуществления подводный компрессор расположен на горизонтальном расстоянии примерно 500 м или более от жилой зоны (альтернативно, от примерно 1500 м или более).

Подводный компрессор сжимает начальный поток закачки 233 от производственного объекта. В некоторых вариантах осуществления начальный поток закачки является потоком кислого газа или потоком высокосернистого газа. При незапланированном выбросе утечка может произойти в точке выброса, например, 240. Затем газы будут выходить и образовывать пузырьковый шлейф 245, который далее будет подниматься к поверхности моря или ватерлинии. Размещение газового компрессора под водой, таким образом, предпочтительно дает возможность диспергирования газов в воде в случае утечки. В отсутствие кислорода риск возгорания или взрыва под водой является незначительным или полностью отсутствует. Кроме того, по мере подъема газов через толщу воды в виде шлейфа, газы диспергируются в воде, что приводит к расширению шлейфа по мере приближения газов к ватерлинии. Когда газы выходят в атмосферу на ватерлинии, они уже разбавлены за счет диспергирования, тем самым обеспечивая более низкий риск пожара и взрыва на поверхности в результате подводной утечки из компрессора.

Пузырьковый шлейф можно охарактеризовать одним или несколькими показателями: временем подъема шлейфа, скоростью газа на ватерлинии и радиусом шлейфа на ватерлинии. Кроме того, траектория пузырькового шлейфа может определяться одним или несколькими из параметров: давлением в трубопроводе, имеющем утечку, глубиной моря, горизонтальным расстоянием подводного компрессора от жилой зоны, соленостью моря, температурой воды, плотностью компонентов начального потока закачки, скоростью водных течений и диаметром утечки.

Радиус шлейфа в каждой точке является расстоянием от осевой линии шлейфа 270 до края шлейфа и обычно измеряется перпендикулярно к осевой линии шлейфа. Радиус шлейфа на поверхности называется радиусом шлейфа на ватерлинии. В настоящем документе диаметр шлейфа является шириной шлейфа в определенной точке, и обычно примерно в два раза больше радиуса шлейфа в данной точке. Шлейф может иметь один диаметр возле точки выброса 240 и другой диаметр на поверхности моря (или ватерлинии) 312. Диаметр на поверхности называется диаметром шлейфа на ватерлинии. На фиг. 2 диаметр шлейфа отмечен как 250. Радиус шлейфа отмечен как 260. Диаметр шлейфа выброшенного газа может зависеть от нескольких факторов. Например, выброшенный газ может расширяться при подъеме из-за уменьшения гидростатического давления. Кроме того, если выброшенный газ содержит любые жидкие углеводороды, эти жидкие углеводороды могут испаряться при подъеме газа из-за уменьшения гидростатического давления. Данное расширение часто приводит к увеличению диаметра шлейфа. Испарение любых жидкостей и вследствие этого расширение диаметра шлейфа также может зависеть от температуры воды, которая обычно повышается при движении вверх через водную толщу. Кроме того, по мере подъема шлейфа через воду им может захватываться вода, что обычно также способствует повышению диаметра шлейфа.

Время, которое требуется газу для перемещения от точки выброса 240 под водой к поверхности моря 312, называется временем подъема шлейфа. В описанных здесь вариантах осуществления подводный компрессор помещают на глубине для максимального увеличения времени подъема шлейфа. Время подъема шлейфа увеличивается с увеличением глубины утечки и увеличением течения воды. В некоторых вариантах осуществления время подъема шлейфа составляет примерно более 2,0 мин (предпочтительно примерно более 10 мин).

Шлейф может перемещаться и/или деформироваться за счет импульса поперечного потока. В настоящем документе импульс поперечного потока означает силы, вызванные течением воды, которые, как правило, перемещают шлейф в сторону, или силы, вызванные выталкиванием шлейфа, которые обычно перемещают шлейф вверх. В описанных здесь вариантах осуществления параметр импульса поперечного потока включает составляющие действия течения 290 и/или выталкивающей силы. Импульс поперечного потока может меняться в любой точке по всему шлейфу. Данное движение или деформация шлейфа, как правило, повлияют на местоположение шлейфа на поверхности относительно производственного объекта, также называемое местоположением шлейфа на ватерлинии 300. Местоположение шлейфа на ватерлинии является важным, поскольку поблизости от данного местоположения может находиться жилая зона.

При достижении водной поверхности 312 газ, выходящий из шлейфа, будет рассеиваться в воздухе 310 с определенной скоростью 320. Скорость газа при выходе с поверхности воды называется скоростью газа на ватерлинии. Модель пузырькового шлейфа прогнозирует скорость газа на ватерлинии, которую можно использовать для прогноза рассеивания в атмосфере, что может помочь в выборе оптимального местоположения подводного газового компрессора. В большинстве вариантов осуществления скорость газа на ватерлинии будет менее 2 м/с. Также важны скорость и направление ветра в месте появления шлейфа, поскольку они также влияют на рассеяние газа в атмосфере. При самом худшем сценарии ветровые потоки могут сдувать появляющийся шлейф прямо на жилые зоны 330.

Время, необходимое для подъема газа к поверхности воды, представляет собой дополнительное время для ответных действий персонала, для смягчения последствий происшествия и собственной защиты. Помещение подводного компрессора на определенной глубине под поверхностью моря отодвигает

- 6 024790 газовый шлейф дальше от производственного объекта, тем самым обеспечивая большее расстояние по вертикали для прохождения газового шлейфа. Данное увеличенное вертикальное расстояние, которое газ должен будет пройти, дает ценное время для ответных действий персонала. Любое полученное увеличение времени между моментом выброса газа и рассеиванием выброшенного газа из моря в атмосферу имеет неоценимое значение с точки зрения снижения промышленных рисков и рисков для здоровья. Соответственно, оптимальное размещение системы подводного сжатия газа требует использования любых факторов, которые увеличивают данное время ответной реакции в случае незапланированного выброса кислого/высокосернистого газа из компрессора.

Дополнительные факторы могут включать горизонтальное расстояние газокомпрессорной системы от буровой платформы, особенно от любой жилой зоны, например, жилого модуля. Помещение подводного компрессора в местоположение, горизонтально удаленное от производственного объекта, дает возможность расположения ватерлинии газового шлейфа незапланированной утечки в месте на поверхности, которое находится на определенном расстоянии от производственного объекта. Это дает возможность дополнительного разбавления токсичных газов воздухом. Это понижает содержание токсичных газов в месте нахождения персонала и также предоставляет дополнительное время для ответных действий персонала. Поэтому размещение газокомпрессорной станции под водой на определенном расстоянии по горизонтали от производственного объекта может обеспечить критическое дополнительное время для ответных действий персонала в случае неожиданной утечки высокосернистого и/или кислого газа.

Кроме того, радиус шлейфа на ватерлинии имеет большое значение для оптимального размещения подводной компрессорной станции. Чем больше радиус шлейфа на ватерлинии, тем ниже скорость газа на ватерлинии. Однако слишком большой радиус шлейфа на ватерлинии может быть нежелательным изза большой площади поверхности выделения газа в атмосферу. Соответственно, преимущества пониженной скорости газа на ватерлинии должны быть сбалансированы относительно площади поверхности, доступной для выделения газа в атмосферу.

Другие факторы, которые могут оказать влияние на оптимальное размещение подводной газокомпрессорной станции, включают глубину дна океана, соленость и/или выталкивающую силу, близость к районам других подводных операций, таких как бурение, метеорологические условия, такие как скорость ветра, океанографические условия, такие как рельеф дна океана и преобладающие океанические течения, парциальное давление Η₂δ кислого/высокосернистого газа и предположения о размере утечки.

Оптимального размещения подводного компрессора в местоположении под водой можно добиться при использовании прогностического инструмента, такого как модель пузырькового шлейфа, описанная в данном документе. Авторы изобретения предпочтительно разработали модель пузырькового шлейфа, которая используется для имитации физических характеристик незапланированного подводного выброса. Модель предпочтительно выполняется очень быстро на персональных компьютерах. Программа сначала производит интегрирование вниз от поверхности воды до места выброса для расчета гидростатического противодавления в месте выброса, учитывая изменение плотности воды (обычно морской воды) с температурой. Определяется температурный профиль через водную толщу. Плотность морской воды рассчитывается исходя из солености. На основе указанной температуры и давления в месте выброса (полученных из модели выброса) программа вычисляет скорость флюида в месте его выброса, которая обычно равна скорости звука при данных условиях. Это дает начальную скорость для расчетов шлейфа. Для расчетов шлейфа программа производит интегрирование вверх от места выброса к поверхности воды.

Модель включает решение следующих дифференциальных уравнений: сохранение массы, включающее захват воды в шлейф, и сохранение импульса в осевом и поперечном направлениях. Выброс может быть ориентирован под любым углом в плоскости, выровненной по течению. Скорость, с которой вода захватывается в шлейф, связана с осевой скоростью шлейфа на основе экспериментальных данных. В каждом положении вдоль оси шлейфа силы выталкивания и течения разлагаются на осевые и поперечные составляющие. Течение и температура воды могут меняться в зависимости от глубины воды, по мере ввода пользователем таблицы значений для интерполяции.

Для скорости и относительного содержания газа в направлении, перекрестном шлейфу, был принят профиль цилиндрической формы (ΙορΠαΙ”) с острыми краями. Скорость шлейфа и относительное содержание газа предполагаются постоянными от осевой линии шлейфа к радиусу шлейфа (Ь), т.е. краю шлейфа. В этой точке скорость шлейфа (И) скачкообразно падает до скорости внешнего течения (ЦД и массовая доля газа (£₆) скачкообразно падает до нуля. Дифференциальные уравнения сохранения массы и импульса газа и жидкости выведены в направлении оси шлейфа, обозначенного через 8. При условии сохранения общей массы получается уравнение 1, представленное ниже.

£(ζ»Χχ)=2_Ρχ^1-^5ίη^ (1) где является координатой, направленной вдоль местной оси шлейфа;

- 7 024790

Ь является радиусом шлейфа; р_р является плотностью шлейфа; и является осевой скоростью шлейфа; р„ является плотностью окружающей воды; α является коэффициентом захвата;

является горизонтальной скоростью окружающей воды и

Θ является местным углом отклонения оси шлейфа от вертикали.

Захват внешней текучей среды, такой как морская вода, в шлейф определяется через коэффициент захвата α. Коэффициент захвата представляет собой отношение радиальной скорости внешней текучей среды в шлейфе к осевой скорости шлейфа в данной точке. При условии изменения гидростатического давления, сообщаемого окружающей текучей средой, суммарное сохранение импульса в осевом направлении дает уравнение 2 ниже.

где д является ускорением силы тяжести.

При условии отсутствия межфазного переноса пар-жидкость масса газа сохраняется, что дает уравнение 3 ниже.

«>

где £₆ является массовой долей газа в шлейфе и р_д является плотностью газа.

Уравнение сохранения импульса поперечного потока включает составляющие действия течения и выталкивающей силы, как показано ниже в уравнении 4.

где С,| является коэффициентом сопротивления для поперечного потока.

При условии отсутствия относительного смещения между жидкостью и паром в шлейфе плотность шлейфа определяется, как показано в уравнении 5.

(5)

Уравнение импульса поперечного потока позволяет рассчитать траекторию шлейфа путем разложения сил выталкивания и течения в каждой точке вдоль оси шлейфа на осевые и поперечные составляющие, при этом осевая составляющая параллельна местной оси шлейфа, а поперечная составляющая перпендикулярна к местной оси. Импульс поперечного потока шлейфа изменяется в каждом осевом положении за счет влияния сил выталкивания и течения, что приводит к изменению направления оси шлейфа. Интегрирование вдоль осевой линии шлейфа дает возможность расчета траектории шлейфа.

Влияние сил течения на шлейф рассчитывается, исходя из рассмотрения шлейфа как цилиндрического объекта в поперечном потоке. Местная скорость течения разлагается на осевую и поперечную составляющие. Сопротивление в поперечном потоке рассчитывается с помощью отношений профиля сопротивления при высоких числах Рейнольдса и при условии равенства коэффициента сопротивления (Сф единице. Течение может изменяться с глубиной воды на основе табличных значений, заданных пользователем. Хотя рассмотрение шлейфа в виде твердого цилиндра в поперечном потоке является аппроксимацией, оно предпочтительно позволяет включить влияние течений приемлемым образом.

Кроме того, силы выталкивания рассчитываются как в осевом, так и в поперечном направлениях, при условии, что они направлены вертикально вверх и пропорциональны ускорению силы тяжести и местной разности плотностей шлейфа и окружающей жидкости. В результате, шлейфы с высокой долей газа и, следовательно, низкой плотностью обычно имеют большую тенденцию поворачивать вверх, чем шлейфы с высокой долей жидкости.

Для перерасширенных газовых струй у источника, запертый поток существует в плоскости выходного сечения выпускного отверстия, и сложная область перерасширения существует в струе, пока давление струи не упадет до давления окружающей среды. Эта область перерасширения моделируется упрощенно, при условии, что конус после выпускного отверстия имеет половинный угол 15°. В этой области перерасширения не допускается никакой захват или криволинейность. Конец области перерасширения появляется, когда сохранение входящей массы может быть удовлетворено газом при скорости звука и при давлении и температуре, соответствующим давлению и температуре местной окружающей жидкости. Эта область перерасширения имеет тенденцию к сокращению на порядок десяти диаметров выпускного отверстия, как наблюдается в экспериментах. Это упрощенное, приближенное рассмотрение позволяет избежать расчетов сложной динамики перерасширенного газа. В конце области перерасширения

- 8 024790 привлекаются ранее описанные уравнения массы и импульса в осевом и поперечном направлениях.

Коэффициент захвата α модифицируют путем модификации плотности, как показано в уравнении 6 ниже, получая модифицированный плотностью коэффициент захвата а_т.

где р_р является местной плотностью шлейфа и р„ является местной плотностью окружающей воды. Данная модификация представляет приемлемый способ выражения подавления захвата жидкости в струях газа высокой скорости.

Исходя из положения осевой линии шлейфа, угла и радиуса в любой точке вдоль этой осевой линии, края шлейфа могут определяться, как показано в уравнениях 7-10 ниже.

Верхний край:

Х = Х_с-Ьс<кв (7)

У = ¥_с+Ъ$шв (8)

Нижний край:

Х = Х_с+Ьсоав (9)

У = У_с-/>Чй0 (10) где Х - горизонтальное (латеральное) расстояние до края шлейфа,

Υ - вертикальное расстояние до края шлейфа,

Х_с - горизонтальное (латеральное) расстояние до осевой линии шлейфа,

Υ_ο - вертикальное расстояние до осевой линии шлейфа.

Интегрирование проводится по шагам положения от точки выброса до поверхности воды. Результат приводится как функция от расстояния вдоль оси шлейфа. Результаты включают глубину под поверхностью воды, скорость шлейфа, долю газа в шлейфе и плотность шлейфа.

Модель применима к выбросам газа, пара/жидкости или жидких углеводородов. По мере подъема шлейфа плотность углеводородной смеси уменьшается вследствие понижения гидростатического давления и, в соответствующих случаях, увеличения испарения жидких углеводородов. Плотность шлейфа углеводороды-вода увеличивается благодаря увеличению захвата воды. Поскольку обычно представляют интерес выбросы в морской воде, в модели также рассматривается влияние солености на плотность морской воды.

В некоторых вариантах осуществления:

1. Способ переработки углеводородов включает переработку потока газообразных углеводородов с образованием начального потока продукции и начального потока закачки (предпочтительно начальный поток закачки является потоком кислого газа или потоком высокосернистого газа) и сжатие начального потока закачки в компрессоре, помещенном в выбранном местоположении ниже поверхности моря (предпочтительно выбранное местоположение является местоположением на морском дне или на опорной конструкции, неподвижно прикрепленной к морской платформе; предпочтительно выбранное местоположение находится на глубине около 300 м или более);

где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется на основе траектории пузырькового шлейфа модельной утечки начального потока закачки из компрессора (предпочтительно выбранное местоположение находится на горизонтальном расстоянии примерно 300 м или более от жилой зоны); и где траектория пузырькового шлейфа определяется с помощью одного или более параметров импульса поперечного потока (предпочтительно параметр импульса поперечного потока включает составляющие действия течения и/или выталкивающей силы) и, необязательно, одного или более из показателей: давления в трубопроводе, имеющем утечку, глубины моря, горизонтального расстояния подводного компрессора от жилой зоны, солености моря, температуры воды, плотности компонентов начального потока закачки, скорости водных течений и диаметра утечки.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий описание траектории пузырькового шлейфа с помощью одного или нескольких из показателей: времени подъема шлейфа (предпочтительно время подъема шлейфа составляет более примерно 2,0 мин; предпочтительно более примерно 10,0 мин), скорости газа на ватерлинии (предпочтительно скорость газа на ватерлинии составляет менее примерно 6 м/с; предпочтительно менее примерно 3 м/с) и радиуса шлейфа на ватерлинии.

3. Способ по пп.1 и 2, в котором стадии добычи и/или переработки осуществляются на морской платформе.

4. Производственный объект по переработке углеводородов, используемый в способе переработки углеводородов по пп.1-3, включающий систему переработки газа, выполненную с возможностью приема и переработки потока газообраз- 9 024790 ных углеводородов для получения по меньшей мере одного газового потока закачки и по меньшей мере одного газового потока продукции;

систему закачки кислого газа, включающую компрессор, выполненный с возможностью сжатия и закачивания по меньшей мере одного газового потока закачки (предпочтительно потока кислого газа или потока высокосернистого газа), при этом компрессор помещают в выбранном местоположении ниже поверхности моря (предпочтительно местоположение находится на глубине около 300 м или более);

где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется на основе траектории пузырькового шлейфа модельной утечки начального потока закачки из компрессора (предпочтительно компрессор находится на горизонтальном расстоянии примерно 300 м или более от жилой зоны) и где траектория пузырькового шлейфа определяется с помощью одного или более параметров импульса поперечного потока (предпочтительно параметр импульса поперечного потока включает составляющие действия течения и/или выталкивающей силы) и необязательно одного или более из показателей: давления в трубопроводе, имеющем утечку, глубины моря, горизонтального расстояния подводного компрессора от жилой зоны, солености моря, температуры воды, плотности компонентов начального потока закачки, скорости водных течений и диаметра утечки.

5. Производственный объект по п.4, где траектория пузырькового шлейфа описывается с помощью одного или более показателей: времени подъема шлейфа (предпочтительно время подъема шлейфа составляет более примерно 2,0 мин; более предпочтительно более примерно 10,0 мин), скорости газа на ватерлинии (предпочтительно скорость газа на ватерлинии составляет менее примерно 6 м/с; более предпочтительно менее примерно 3 м/с) и радиуса шлейфа на ватерлинии.

6. Производственный объект по п.4 и 5, включающий морскую платформу (предпочтительно компрессор помещают в местоположение, выбранное из группы, состоящей из морского дна и опорной конструкции, неподвижно прикрепленной к морской платформе).

7. Способ разработки объединенного производственного объекта по переработке углеводородного газа по пп. 4-6, включающий обеспечение морской добывающей платформы, имеющей жилую зону;

обеспечение по меньшей мере одной установки обессеривания газа, расположенной на морской добывающей платформе;

где по меньшей мере одна установка обессеривания газа находится в сообщении по текучей среде с по меньшей мере одной установкой для отделения жидкости и по меньшей мере одной подводной компрессорной установкой и определение выбранного местоположения подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны;

где определение основано на траектории пузырькового шлейфа модельной утечки из компрессора (предпочтительно траекторию пузырькового шлейфа определяют с помощью одного или более параметров импульса поперечного потока; предпочтительно параметр импульса поперечного потока включает составляющие действия течения и/или выталкивающей силы); и оптимизацию времени, которое требуется утечке газа из подводного компрессора для достижения жилой зоны.

8. Способ по п.7, в котором траектория пузырькового шлейфа описывается с помощью одного или более из показателей: времени подъема шлейфа (предпочтительно время подъема шлейфа составляет более примерно 2,0 мин; более предпочтительно более примерно 10,0 мин), скорости газа на ватерлинии (предпочтительно скорость газа на ватерлинии составляет менее примерно 6 м/с; более предпочтительно менее примерно 3 м/с) и радиуса шлейфа на ватерлинии.

9. Способ по п.7 и 8, в котором траектория пузырькового шлейфа дополнительно определяется одним или более из показателей: давлением в трубопроводе, имеющем утечку, глубиной моря, горизонтальным расстоянием подводного компрессора от жилой зоны, соленостью моря, температурой воды, плотностью компонентов начального потока закачки, скоростью водных течений и диаметром утечки.

10. Математическая модель, применимая в способе по пп.1-3, производственный объект по пп.4-6 и способ по пп.7-9 для прогнозирования траектории подводных утечек, где модель прогнозирует траекторию пузырькового шлейфа одной или нескольких подводных утечек на основе по меньшей мере одного или нескольких параметров импульса поперечного потока (предпочтительно параметр импульса поперечного потока включает составляющие действия течения и/или выталкивающей силы).

Примеры

Модель пузырькового шлейфа, описанную в данном документе, использовали для прогнозирования различных характеристик неожиданного выброса, таких как скорость газа на ватерлинии, радиус шлейфа на ватерлинии и время подъема шлейфа. Моделируемая утечка является утечкой из расположенного под водой компрессора кислого газа, где утечка направлена под углом вверх (наихудший сценарий).

Пример 1. Влияние глубины на скорость газа на ватерлинии

Прогнозные результаты влияния увеличения глубины на скорость газа на ватерлинии приведены ниже в табл. 1 и представлены на фиг. 3.

- 10 024790

Таблица 1. Уменьшение скорости газа на ватерлинии с глубиной

	Эквивалентный диаметр утечки (мм)	Глубина утечки, фт (м)
100 (30,5)	300 (91,4)	1000 (304, 8)
Скорость газа на ватерлинии, фт/с (м/с)	5	-0	~0	~0
25	4 (1,2)	1 (0,3)	0
100	28 (8,5)	7 (2,1)	1 (0,3)

На фиг. 3 показано влияние эквивалентного диаметра и глубины утечки на скорость газа на ватерлинии. На фиг. 3 показано, что с увеличением глубины утечки скорость газа на ватерлинии уменьшается.

Пример 2. Влияние глубины утечки и эквивалентного диаметра утечки на радиус шлейфа на ватерлинии

Прогнозные результаты влияния увеличения глубины на радиус шлейфа на ватерлинии приведены ниже в табл. 2 и представлены на фиг. 4.

Таблица 2. Влияние глубины на радиус шлейфа на ватерлинии

	Эквивалентный диаметр утечки (мм)	Глубина утечки, фт (м)
100 (30,5)	300	(91,4)	1000 (304,8)
Радиус	2, 5	9 (2,7)	24	(7,3)	72 (22,0)
шлейфа на	5	9 (2,7)	24	(7, 3)	72 (22,0)
ватерлинии,	25	10 (3,0)	25	(7, 6)	73 (22,3)
фт (м)	100	14 (4,3)	28	(8,5)	75 (22,9)

Пример 3. Влияние глубины утечки и эквивалентного диаметра утечки на время подъема шлейфа Прогнозные результаты влияния увеличения глубины на время подъема шлейфа приведены ниже в табл. 3 и представлены на фиг. 5.

Таблица 3. Влияние глубины и эквивалентного диаметра утечки на время подъема шлейфа

	Эквивалентный диаметр утечки (мм)	Глубина утечки, фт (м)
100 (30,5)	300 (91,4)	1000 (304,3)
Время подъема шлейфа (мин)	2, 5	0, 5	2,1	16
5	0,3	1,2	8, 8
25	~0	0, 5	3
100	-0	-0	1,5

Примеры 4-7. Влияние состава газа, глубины утечки и эквивалентного диаметра утечки на скорость газа на ватерлинии, радиус шлейфа на ватерлинии, время подъема шлейфа и рассеивание шлейфа в атмосфере

В табл. 4 показан состав газов, для которых представлены прогнозные оценки. Газы 1 и 2 имеют состав, который типичен для операций закачки кислого газа (ΑΟΙ), тогда как газ 3 имеет состав, типичный для операций закачки высокосернистого газа (8ΟΙ).

- 11 024790

Таблица 4. Состав газов 1-3 прогностического испытания

	Газ 1 (АС1)	Газ 2 (АСП	Газ 3 (ЗС1)
Состав (мол.%)
Азот №)	2	1	1,1
Углекислый газ (СО2)	36	81	5,1
Сероводород (Н23)	61	16	17, 9
Метан	1	2	58, 9
Этан			9,2
Пропан			4,5
Бутаны и тяжелее			3, 3
Всего	100	100	100,0

Давление, фунт/кв.дюйм абс. (МПа) Всасывание компрессора	30	(0,21)	30	(0,21)	30	(0,21)
Нагнетание компрессора	4000	(27, 6)	4000	(27, 6)	6000	(41,4)
Температура,’р (°С) :	120	(48, 9)	120	(48,9)	120 (48,9)

Прогнозные оценки рассчитывали для утечки, направленной вверх, как показано в примерах 4-7 ниже.

Пример 4. Влияние состава, глубина утечки и эквивалентного диаметра утечки на скорость газа на ватерлинии

На фиг. 6 показана прогнозная скорость газа, покидающего водную поверхность (скорость газа на ватерлинии). Скорость является очень низкой, поскольку шлейф расширился при подъеме через воду. В противоположность этому скорость утечки на поверхности равна скорости звука в точке выброса, что составляет около 240 м/с для кислых газов (газы 1 и 2) и около 410 м/с для высокосернистого газа (газ 3).

Пример 5. Влияние состава, глубины утечки и эквивалентного диаметра утечки на время подъема шлейфа

Размещение компрессора под водой обеспечивает дополнительное время подъема утечек к поверхности. На фиг. 7 показано время подъема шлейфа как функция глубины, на которую компрессор погружен, и диаметра утечки. Это демонстрирует ценность размещения компрессоров ΆΟΙ под водой, предоставляющего дополнительное время для ответной реакции для защиты персонала.

Пример 6. Влияние состава, глубины утечки и эквивалентного диаметра утечки на радиус шлейфа на поверхности воды

Расстояние также может уменьшить риски, связанные с утечками высокосернистого газа. Чем дальше источник утечки находится от рабочего персонала, тем больше возможность для рассеивания газа до безопасного уровня. Большее расстояние также увеличивает время, необходимое шлейфу для вероятного (в зависимости от направления ветра) достижения зоны, где находится персонал, обеспечивая тем самым большее время предупреждения. Поскольку полезная площадь весьма ограничена в море, трудно добиться значительных расстояний в пределах самого производственного объекта. Однако, если полезная площадь существенно расширяется на морское дно, расстояние может быть значительно увеличено при ограниченных дополнительных затратах. На фиг. 8 показано, что радиус шлейфа на поверхности воды зависит прежде всего от глубины, на которую погружен компрессор.

Пример 7. Влияние глубины утечки на рассеивание шлейфа в атмосфере

Важное преимущество размещения компрессора под водой заключается в том, что все поверхностные производственные объекты работают в этом случае при низком давлении. Низкое давление у источника поверхностной утечки означает низкую интенсивность утечки и, следовательно, быстрое рассеивание в атмосфере. На фиг. 9 представлено сравнение видов сбоку шлейфов рассеивания в атмосфере выбросов газа 2 для трех случаев. Случай А представляет собой поверхностный выброс с наземных производственных объектов низкого давления, исходя из типичного абсолютного давления 30 фунт/кв.дюйм

- 12 024790 (0,21 МПа) (сторона всасывания компрессора). Кривые очерчивают контуры концентраций Η₂δ 100, 300 и 500 ррт (частей на миллион). Для случая А облако небольшое, поскольку интенсивность утечки низкая (~3 фунт/с (1,4 кг/с)). Случай В является поверхностным выбросом с производственных объектов высокого давления (сторона нагнетания компрессора), исходя из типичного абсолютного давления 4000 фунт/кв.дюйм (27,6 МПа). Облако большое, поскольку интенсивность утечки высока (~840 фунт/с (381 кг/с)). Случай С является подводным выбросом. Здесь интенсивность утечки такая же, как и в случае В, но скорость на выходе с поверхности воды очень низкая, так что шлейф легко сдувается в сторону ветром и остается близко к поверхности воды. Это является важным, поскольку, если ветер направлен в сторону платформы, повышенные концентрации кислого/высокосернистого газа останутся под платформой и не будут представлять опасность для персонала на платформе. Исключение опасного поверхностного выброса высокого давления (случай В) является основным преимуществом данного изобретения.

Пример 8. Влияние водных течений на латеральное смещение шлейфа

Прогнозные оценки, рассмотренные выше, относятся к отсутствию течения в воде. Течение будет удлинять путь шлейфа и, следовательно, увеличивать время подъема шлейфа. Оно также сместит шлейф в латеральном направлении, что может обеспечить дополнительное разделяющее расстояние, если течение направлено от платформы. В качестве иллюстрации, в табл. 2 показано влияние течения со скоростью 1 м/с на выброс газа 1 из отверстия, эквивалентного 75 мм.

Глубина воды (м)	Время подъема шлейфа (мин)	Латеральное (м)	смещение
	Течение	1м/с	Течение	1м/с
	отсутствует		отсутствует
200	1, 85	2, 00	0	121
300	3, 13	3, 62	0	232
400	3, 62	3, 87	0	226

Пример 9. Проверка модели в малом масштабе

Для обеспечения определенной проверки модели было построено устройство ограниченного размера и проведено 16 испытаний. Резервуар представлял собой поликарбонатный бак приблизительно 0,9 м длины, 0,3 м ширины и 0,5 м глубины. Его наполняли водой до глубины около 0,3 м. Трубу из нержавеющей стали (диаметром 1/2 дюйма (1,3 см)) использовали для последовательного соединения регулятора давления, расходомера, манометра и форсунки. Регулятор давления соединяли со вспомогательной системой сжатого воздуха.

Форсунки диаметром 2,36, 3,26 и 3,97 мм изготавливали с помощью просверливания отверстий в торцевых колпачках 8\\аде1ок®. Меняя эти колпачки местами, обеспечивали переменные размеры форсунок для разных испытаний. Скорости потока воздуха измеряли расходомером Иетуег с переменной площадью проходного сечения с максимальным диапазоном 0,28 м³/ч. Измеренную скорость потока корректировали с помощью уравнения 11.

где Р_д является измеренным абсолютным давлением после расходомера, и Р_8Й является нормальным атмосферным давлением 1,013 бар абс. (101,3 кПа).

Прозрачный лист с координатной сеткой в 1 дюйм (2,54 см) прикрепляли к передней части бака, чтобы обеспечить измерение размеров и траекторий шлейфа. Непрозрачный пластмассовый лист прикрепляли к задней части бака. Видеомагнитофон и фотоснимки использовали для документирования испытаний. Для каждой из трех форсунок исследовали диапазон скоростей потока. Скорость потока воздуха регулировали вручную с помощью регулировки регулятора давления. Диапазон настроек регулятора выбирали, чтобы получить как запертый, так и незапертый поток в форсунке. Запертый, недорасширенный поток давал в результате более стабильный шлейф, чем незапертые потоки, образованные при более низких настройках регулятора. Всего провели 16 испытаний. Угол отклонения форсунки (и, следовательно, выброса) от вертикали составлял 85° для 14 тестов и 45° для двух остальных тестов.

Совмещение шлейфа и координатной сетки позволило осуществить количественное измерение траектории и ширины шлейфа. Траекторию описывали в координатах X, Υ, где X и Υ являются соответственно горизонтальным и вертикальным расстояниями от форсунки. Осевую линию шлейфа и края определяли вручную.

Независимо от диаметра форсунки более высокие скорости потока давали большее горизонтальное смещение и больший радиус шлейфа. Переменный коэффициент захвата, определяемый уравнением 6, как оказалось, повышает соответствие между результатами моделирования и данными, и, в связи с этим, был принят для модели. Для самой маленькой форсунки переменный коэффициент захвата существенно улучшал соответствие траекторий и оказывал незначительное влияние на радиус шлейфа. В отличие от

- 13 024790 этого для двух более крупных форсунок переменный коэффициент захвата, как оказалось, мало влияет на траектории, но улучшает соответствие радиусов. Однако ни в одном из случаев переменный коэффициент захвата не ухудшал соответствие.

На фиг. 10 показаны траектории осевой линии шлейфа для некоторых испытаний. На фиг. 11 показаны смещения шлейфов на поверхности воды, нормированные по глубине воды, как функция от интенсивности выброса. Существует тенденция к росту при пониженных интенсивностях выброса и при данной небольшой глубине воды. На фиг. 12 приводится сравнение измеренного смещения шлейфа на поверхности воды, опять нормированного по глубине, с прогнозными данными. Соответствие в целом хорошее. Две точки с наименьшими смещениями отмечены для испытаний с углом выброса в 45°.

Пример 10. Прогнозные шлейфы при использовании образца газа и нефтей

На фиг. 13 показаны прогнозные шлейфы для следующих трех текучих сред:

	Газ	«Живая нефть»	«Мертвая нефть»
Молекулярная масса	19, 048	175,476	202,018
(кг/кг-моль) Мол.%: С1	82,97	33, 82	0,05
С2-С5	15, 31	6, 51	12, 54
Сб-СЮ	0, 005	20, 89	42, 40
С11 +	0	38, 32	44, 98
Мол. мае. С10 + (кг/кг-моль)	-	311	286

Во всех случаях текучая среда в состоянии торможения находится при 30°С и 140 бар абс. (14 МПа). Условия в точке выброса определялись из модели выброса и различаются для трех текучих сред. Они основаны на изоэнтропическом расширении от состояния торможения до точки выброса. 40 кг/с текучей среды выбрасывается горизонтально на глубине 400 м в морскую воду, имеющую соленость 3,5 мас.%. Температура воды составляет 20°С на поверхности воды и 8°С в месте выброса. Течение равномерное со скоростью 0,2 м/с.

На фиг. 13 представлен вид сбоку шлейфов, с вертикальным расстоянием по оси ординат и горизонтальным расстоянием по оси абсцисс. Выброс направлен вправо, и течение направлено вправо. Жирная линия представляет собой осевую линию шлейфа, а пунктирные линии - края шлейфа. По мере удаления текучей среды от точки выброса ее скорость очень быстро уменьшается. Шлейфы быстро поворачивают вверх в связи с действием выталкивающей силы; при этом чем легче текучая среда, тем быстрее поворот вверх. Чем тяжелее текучая среда, тем больше она перемещается течением. Осевая линия шлейфа для наиболее тяжелой текучей среды имеет δ-образную форму из-за совместного действия выталкивающей силы и течения. Если ориентация выброса не является вертикальной и/или присутствует течение, шлейф на поверхности воды будет смещен в горизонтальном направлении от месте выброса и будет иметь эллиптическую форму, поскольку траектория шлейфа, как правило, не пересекает водную поверхность под прямым углом. Прогнозные результаты на поверхности воды следующие:

	Газ	«Живая нефть»	«Мертвая нефть»
Смещение осевой линии (м)	36	165	507
Площадь шлейфа (м2)	2475	3788	6167
Радиус шлейфа (м)	28, 1	32, 9	29, 3
Диаметр шлейфа/глубина воды	0,140	0, 165	0, 146

Все описанные здесь документы включены в настоящее описание посредством ссылки, в том числе любые приоритетные документы и/или методики проведения испытаний, до той степени, в которой они не вступают в противоречие с данным текстом, при условии, однако, что любой приоритетный документ, не названный в первоначально поданной заявке или регистрационных документах, не включен в настоящее описание посредством ссылки. Как следует из вышеприведенного общего описания и конкретных вариантов осуществления, хотя формы изобретения были проиллюстрированы и описаны, различные модификации могут быть сделаны, не выходя за пределы сущности и объема изобретения. Соответственно, это не означает, что изобретение в силу этого ограничено. Аналогичным образом, термин содержащий считается синонимом термина включающий для австралийского законодательства.

Claims (20)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ переработки углеводородов, включающий переработку потока газообразных углеводородов с образованием потока закачки, где поток закачки представляет собой поток кислого газа или поток высокосернистого газа; и сжатие потока закачки в компрессоре, помещенном в выбранном местоположении ниже поверхности моря;

   где местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определяется на основе траектории пузырькового шлейфа модельной утечки потока закачки из компрессора; и где траекторию пузырькового шлейфа определяют с помощью одного или более параметров: импульс поперечного потока, давление в трубопроводе, имеющем утечку, глубина моря, горизонтальное расстояние подводного компрессора от жилой зоны, соленость моря, температура воды, плотность компонентов потока закачки, скорость водных течений и диаметр утечки.
2. 2. Способ по п.1, в котором параметр импульса поперечного потока включает составляющие действия течения и/или выталкивающей силы.
3. 3. Способ по п.1, дополнительно включающий описание траектории пузырькового шлейфа одним или более из показателей: временем подъема шлейфа, скоростью газа на ватерлинии и радиусом шлейфа на ватерлинии.
4. 4. Способ по п.1, в котором компрессор находится на глубине примерно 300 м или более.
5. 5. Способ по п.1, в котором утечка потока закачки из компрессора имеет скорость газа на ватерлинии менее примерно 6 м/с.
6. 6. Способ по п.1, в котором утечка потока закачки из компрессора имеет скорость газа на ватерлинии менее примерно 3 м/с.
7. 7. Способ по п.1, в котором утечка потока закачки из компрессора имеет время подъема шлейфа более примерно 2,0 мин.
8. 8. Способ по п.1, в котором утечка потока закачки из компрессора имеет время подъема шлейфа более примерно 10,0 мин.
9. 9. Способ по п.1, в котором стадии добычи и/или переработки осуществляют на морской платформе.
10. 10. Способ по п.10, в котором подводный компрессор расположен на морском дне или на опорной конструкции, неподвижно прикрепленной к морской платформе.
11. 11. Способ по п.1, в котором подводный компрессор расположен на горизонтальном расстоянии примерно 300 м или более от жилой зоны.
12. 12. Система переработки углеводородов, включающая производственное оборудование, выполненное с возможностью приема и переработки газообразных углеводородов с образованием по меньшей мере одного газового потока закачки, где по меньшей мере один поток закачки представляет собой поток кислого газа или поток высокосернистого газа;

    систему закачки кислого газа, включающую компрессор, выполненный с возможностью сжатия и закачивания по меньшей мере одного газового потока закачки и помещенный в выбранном местоположении ниже поверхности моря, в которой местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определено с помощью способа по п.1.
13. 13. Система по п.12, в которой компрессор находится на глубине примерно 300 м или более.
14. 14. Система по п.12, включающая морскую платформу.
15. 15. Система по п.14, в которой компрессор находится в местоположении, выбранном из группы, состоящей из морского дна и опорной конструкции, неподвижно прикрепленной к морской платформе.
16. 16. Система по п.12, в которой компрессор расположен на горизонтальном расстоянии примерно 300 м или более от жилой зоны.
17. 17. Способ разработки объединенного производственного объекта по переработке углеводородного газа, включающий использование морской добывающей платформы, имеющей жилую зону; и использование по меньшей мере одной установки обессеривания газа, расположенной на морской добывающей платформе;

    где по меньшей мере одна установка обессеривания газа находится в сообщении по текучей среде по меньшей мере с одной установкой для отделения жидкости и по меньшей мере одной подводной компрессорной установкой; в котором выбранное местоположение подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны определено способом по п. 1.
18. 18. Способ по п.17, в котором при выборе местоположения подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны траекторию пузырькового шлейфа определяют с помощью одного или нескольких параметров импульса поперечного потока.
19. 19. Способ по п.18, в котором при выборе местоположения подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны параметр импульса поперечного потока включает составляющие действия тече- 15 024790 ния и/или выталкивающей силы.
20. 20. Способ по п.17, в котором при выборе местоположения подводного компрессора относительно ближайшей жилой зоны траекторию пузырькового шлейфа описывают с помощью одного или нескольких показателей: времени подъема шлейфа, скорости газа на ватерлинии и радиуса шлейфа на ватерлинии.