Was ist ein Öl-Produktionsseparator: Stufen, Konstruktion und Rohölbehandlung

Was ist ein Ölförderungsseparator: Stufen, Design und Rohölaufbereitung

Beantwortung der Kernfrage: Was ist ein Ölförderungsseparator? Ein Ölförderungsseparator ist ein Druckbehälter, der den von einer Bohrung oder einem Sammelsystem kommenden Bohrlochstrom in Gas, Rohöl und gefördertes Wasser aufteilt, und er ist das erste und wichtigste Ausrüstungsteil der Oberflächenförderung. Die meisten Anlagen verwenden ein gestuftes Druckschema anstelle eines einzelnen Behälters: eine Hochdruckabscheider bei 50-150 bar, eine Mitteldruckstufe bei 15-50 bar und eine Niederdruckstufe bei 2-15 bar, da die Entgasung in Stufen mehr Flüssigkeit zurückgewinnt, ein stabileres Öl mit einem niedrigeren Reid-Dampfdruck ergibt und jede Stufe für ihre eigenen Gas- und Flüssigkeitsraten dimensioniert werden kann. Die Trennung allein macht das Öl nicht verkaufsfähig, daher folgt dem Separator normalerweise ein Freiwasserabscheider, ein Heizbehälter und ein elektrostatischer Entsalzer, um die übliche Verkaufsspezifikation von Grundsediment und Wasser unter 0,5 % und Salz unter 10 Pfund pro tausend Barrel zu erreichen.

1. Die Produktionsseparationsanlage

Die Trennung erfolgt in drei Druckstufen und wird dann durch Aufbereitung abgeschlossen, und jeder Schritt hat eine spezifische Aufgabe:

• Hochdruck-Primärtrennung: Der erste Behälter nimmt den Bohrlochstrom bei höchstem praktikablen Druck, typischerweise 50-150 bar, auf und trennt den Großteil des Gases. Der Betrieb bei hohem Druck ist beabsichtigt: Gas, das bei hohem Druck abgetrennt wird, erfordert viel weniger Kompression, um den Export- oder Gasliftdruck zu erreichen, und das Öl behält mehr seiner leichten Bestandteile bis zu einer späteren Stufe, was die gesamte Flüssigkeitsrückgewinnung verbessert. Der Behälter wird nach der Souders-Brown-Gaskapazität und der erforderlichen Flüssigkeitsverweilzeit bemessen, damit das Gas aus der Flüssigkeit austreten kann, typischerweise 3-10 Minuten. Da dieser Behälter den gesamten Bohrlochstrom einschließlich aller Slugs und Sande sieht, ist er am robustesten gebaut und am stärksten instrumentiert, mit einem Hoch-Hoch-Niveau-Trip, einer für den Fall eines blockierten Auslasses bemessenen Überdrucksicherung und einem Sandstrahlsystem.
• Mittel- und Niederdruckstufen: Öl, das den Hochdruckabscheider verlässt, enthält immer noch gelöstes Gas, das beim Druckabfall entgast. Die Führung durch eine oder zwei weitere Stufen bei 15-50 bar und dann 2-15 bar gewinnt dieses Gas zurück, das für den Export komprimiert oder für Gaslift oder Brennstoff verwendet wird, und stabilisiert das Öl. Der praktische Nutzen wird am Reid-Dampfdruck des verkaufsfähigen Rohöls gemessen, der für die sichere Lagerung und den Transport typischerweise unter 8-12 psi liegen muss; die Entgasung in eine Niederdruckstufe oder eine spezielle Stabilisationskolonne ist die Art und Weise, wie diese Grenze erreicht wird. Jede Stufe produziert ein sich progressiv verringerndes Gasvolumen und eine sich progressiv stabilisierendes Flüssigkeit, und das Gas aus der Niederdruckstufe, das reich an schwereren Komponenten ist, wird manchmal rekomprimiert und recycelt, anstatt zum Export gesendet zu werden.
• Freiwasserabscheider und Grobwasserentfernung: Wo der Wasseranteil hoch ist, wie in einem ausgereiften Feld, ist die Entfernung des freien Wassers vor der Aufbereitungsausrüstung weitaus billiger als die Behandlung des gesamten Stroms. Ein Freiwasserabscheider ist ein großer horizontaler Behälter, im Wesentlichen ein für die Wasserentfernung optimierter Dreiphasenabscheider, mit einer langen Verweilzeit von 10-30 Minuten und einem Grenzflächenregler, der durch Schwerkraft abgetrenntes Wasser abzieht. Er entfernt das Grobwasser, das sonst Wärme im Aufbereiter verbrauchen und das Waschwasser im Entsalzer verdünnen würde. Hier setzt sich auch der meiste Sand ab, so dass er mit einem Sandstrahlsystem oder in stark beanspruchten Anwendungen mit einem Sandentfernungssystem unter Verwendung von Zyklonen oder einer Wirbelbettanordnung ausgestattet ist.
• Aufbereitung: Heizbehälter und elektrostatischer Entsalzer: Die Schwerkraft allein bricht die festen Wasser-in-Öl-Emulsionen nicht, die sich über Drosseln und Ventile bilden, so dass die endgültige Wasser- und Salzentfernung Wärme, Chemikalien und ein elektrisches Feld benötigt. Ein Heizbehälter erhitzt die Emulsion auf 60-90 °C mit einem Feuerrohr oder einer Heizmediumspule, was die Viskosität des Öls reduziert, den Grenzflächenfilm schwächt und den Dichtungsunterschied erhöht, wobei ein Demulgator bei 5-50 ppm injiziert wird, um den Bruch zu vervollständigen. Ein elektrostatischer Entsalzer mischt dann 3-10 % frisches Waschwasser in das Öl und legt ein Hochspannungsfeld von 15-25 kV bei 120-150 °C an, das die Wassertröpfchen polarisiert, den Grenzflächenfilm dehnt und aufbricht und sie zu ausreichend großen Tropfen koaleszieren lässt, um sich abzusetzen. Eine zweistufige Entsalzung ist Standard, wo die Spezifikation Salz unter 10 PTB erfordert.

2. Dimensionierung, Betrieb und häufige Probleme

Drei Faktoren bestimmen, ob ein Separator über die Lebensdauer des Feldes leistet:

• Dimensionierung für das Produktionsprofil: Ein Ölseparator muss beim Anfahren, auf dem Plateau und im Rückgang funktionieren, und die Einschränkungen ändern sich über diese Lebensdauer vollständig. Früher ist die Gasrate am höchsten, so dass die Souders-Brown-Gaskapazität den Behälterdurchmesser bestimmt. Im Rückgang fällt die Gasrate, aber der Wasseranteil steigt stark an, manchmal von 5 % auf 90 %, so dass der Behälter durch die Wasserhandhabung begrenzt wird und die Ölverweilzeit, die bestimmt, wie viel Wasser sich vom Öl trennt, zur Einschränkung wird. Wenn die Wasserverweilzeit zu kurz ist, trägt Wasser mit dem Öl mit und überlastet die Aufbereitungsausrüstung. Deshalb prüfen die Konstrukteure drei Fälle: Anfang, Plateau und späte Lebensdauer, und deshalb treibt der späte Wasserfall häufig die Behältergröße an und nicht der frühe Gasfall.
• Emulsions-, Schaum- und Chemikalienkontrolle: Rohöl-Emulsionen werden durch Asphaltene, Harze, organische Säuren und feine Feststoffe stabilisiert, die sich an der Wasser-Öl-Grenzfläche ansammeln und einen Film bilden, der die Koaleszenz behindert. Die Emulsion wird dichter, wenn die API-Schwerkraft sinkt und das Feld altert, und schwere Rohöle unter etwa 20 API können Emulsionen bilden, die sich durch keine Verweilzeit brechen lassen. Die Werkzeuge sind Wärme, die die Viskosität senkt und den Film destabilisiert, Verweilzeit, chemisches Demulgierungsmittel, das durch Flaschenversuche am tatsächlichen Rohöl ausgewählt wird, und das elektrische Feld im Entsalzer. Schaum ist ein anderes Problem, das normalerweise durch Gas verursacht wird, das aus einem viskosen Öl austritt; er wird durch die Injektion von Antischaummitteln, durch eine Einlassvorrichtung, die das Gas umgehend trennt, und durch die Vermeidung eines Niveaus, das die Schaumschicht zu nahe am Gasauslass bringt, beherrscht.
• Niveau-, Grenzflächen- und Sandmanagement: Die Grenzflächennivellierung ist das schwierigste Regelungsproblem in der Produktionsseparation. Die Grenzfläche zwischen Öl und Wasser ist oft ein dicker Streifen aus Emulsion und Feststoffen anstelle einer scharfen Linie, und der Regler muss sie zwischen dem Ölwehr und dem Wasserauslass halten, so dass keine Phase durch die falsche Düse austritt. Kapazitäts- oder Leitfähigkeitssonden oder ein nuklearer Grenzflächendetektor in stark beanspruchten Anwendungen werden anstelle von einfachem Differenzdruck verwendet, da der Dichtungsunterschied zwischen den beiden Flüssigkeiten gering ist und ein Differenzdruckgerät ein schlechtes Signal liefert. Sand sammelt sich unter dem Wasser an und muss durch Jetting entfernt werden, bevor er den Behälter füllt und die Verweilzeit reduziert; Sandproduktion ist auch die Hauptursache für Erosion am Auslassventil und an der Drossel nachgeschaltet.
• Materialien, Codes und Integrität: Produktionsseparatoren werden nach ASME VIII Division 1 mit einem U-Stempel oder nach PED 2014/68/EU mit CE-Kennzeichnung für den europäischen Dienst aus Kohlenstoffstahl wie SA-516 Grade 70 mit einer Korrosionszugabe von 3-6 mm gebaut. Wo Schwefelwasserstoff vorhanden ist, wie in sauren Feldern, regelt NACE MR0175 / ISO 15156 die Materialhärte und erfordert eine Wärmebehandlung nach dem Schweißen, und in nassen sauren Diensten wird HIC-resistenter Stahl spezifiziert. Wo Kohlendioxid mit Wasser vorhanden ist, werden Korrosionsinhibitoren vorgelagert injiziert und der Behälter wird durch Korrosionsproben, elektrische Widerstandssonden und periodische Ultraschall-Dickenmessungen überwacht. Innenteile sind so konstruiert, dass sie durch eine Mannloch entfernbar sind, und das Inspektionsprogramm ist risikobasiert nach API 580, wobei das Intervall dort verkürzt wird, wo Sand, saurer Dienst oder hoher Wasseranteil den Abbau beschleunigen.

Vergleichsmatrix der Ölförderungsseparationsstufen

Häufig gestellte Fragen (FAQ)

F: Was ist der Unterschied zwischen einem Zwei-Phasen- und einem Drei-Phasen-Produktionsseparator?

A: Ein Zwei-Phasen-Separator trennt den Bohrlochstrom nur in Gas und Flüssigkeit und wird verwendet, wenn der Wasseranteil vernachlässigbar ist, wenn das Wasser als separater Strom gefördert wird oder wenn die Flüssigkeit zu einem nachgeschalteten Freiwasserabscheider geht, der die Öl-Wasser-Trennung durchführt. Ein Drei-Phasen-Separator trennt Gas, Öl und Wasser in einem Behälter, verwendet ein Wehr, um die Ölschicht zu halten, und einen Grenzflächenregler, um Wasser abzuziehen, und ist die Standardwahl, wenn der Bohrlochstrom signifikantes freies Wasser enthält. Der praktische Unterschied besteht darin, dass ein Drei-Phasen-Behälter zwei unabhängige Bemessungskriterien erfüllen muss: die Gaskapazität nach der Souders-Brown-Gleichung und die erforderliche Flüssigkeitsverweilzeit, damit Wassertröpfchen aus dem Öl absinken können, typischerweise 5-30 Minuten, abhängig von der API-Schwerkraft und der Emulsionsdichte. Dieses zweite Kriterium macht den Drei-Phasen-Behälter oft erheblich größer.

F: Warum werden Produktionsseparatoren in Stufen betrieben?

A: Aus drei Gründen. Gasverdichtung: Gas, das bei 100 bar abgetrennt wird, erfordert weitaus weniger Verdichtung, um den Exportdruck zu erreichen, als Gas, das bei 10 bar abgetrennt wird, so dass die Trennung bei höchstem praktikablen Druck eine Menge Kompressionsleistung und Kapital spart. Flüssigkeitsrückgewinnung: Die Entgasung des Öls in Stufen anstatt in einem Schritt ermöglicht die Rückgewinnung von mehr Zwischenkohlenwasserstoffen als Flüssigkeit anstatt als Gasverlust, was das Volumen des verkaufsfähigen Öls direkt erhöht. Und Stabilisierung: Die gestufte Entgasung reduziert den Reid-Dampfdruck des verkaufsfähigen Rohöls unter die für die sichere Lagerung und den Transport erforderliche Grenze von 8-12 psi. Ein einzelner Separator, der bei niedrigem Druck arbeitet, würde mehr Gas produzieren, mehr davon bei niedrigem Druck, weniger Flüssigkeit und ein Rohöl mit einem Dampfdruck, der zu hoch ist, um sicher versendet zu werden.

F: Warum bildet Rohöl eine Emulsion, die sich nicht trennen lässt?

A: Weil oberflächenaktive Komponenten im Rohöl sich an der Wasser-Öl-Grenzfläche ansammeln und einen mechanisch starken Film bilden, der die Koaleszenz der Tröpfchen verhindert. Asphaltene, Harze, Naphthensäuren, Wachskristalle und feine Feststoffe wie Ton, Ablagerungen und Korrosionsprodukte adsorbieren alle an der Grenzfläche, und der resultierende Film kann so stark sein, dass Tröpfchen von wenigen Mikrometern im Wesentlichen unbegrenzt suspendiert bleiben. Das Problem verschlimmert sich, wenn die API-Schwerkraft sinkt, da schwere Rohöle mehr Asphaltene und Harze enthalten und einen geringeren Dichtungsunterschied aufweisen, der das Absinken antreibt, und es verschlimmert sich mit dem Alter, da das Feld mehr Wasser und mehr Feststoffe fördert. Das Brechen der Emulsion erfordert den Angriff auf diesen Film: Wärme zur Reduzierung der Viskosität und Destabilisierung, ein Demulgator zur Verdrängung des oberflächenaktiven Materials, Verweilzeit und, wo die Schwerkraft nicht ausreicht, ein Hochspannungs-Elektrofeld zur Zerstörung.

F: Wie wird die Leistung eines Ölförderungsseparators gemessen?

A: Vier Messungen. Grundsediment und Wasser, oder BS&W, im Öl, das den Separator verlässt, bestimmt durch Zentrifugieren einer verdünnten Probe, wobei die Verkaufsspezifikation normalerweise unter 0,5 % liegt und der Separatorauslass typischerweise unter 1-2 % gehalten wird, damit die Aufbereitungsausrüstung Spielraum hat. Salzgehalt des Öls, ausgedrückt in Pfund pro tausend Barrel, mit einer Spezifikation unter 10 PTB und gemessen durch Extraktion und Titration; er wird vom Entsalzer und nicht vom Separator bestimmt. Wasserqualität am Wasserauslass, normalerweise als Öl im Wasser in Milligramm pro Liter angegeben, was beeinflusst, ob das geförderte Wasser abgeleitet, re-injiziert oder weiter aufbereitet werden muss. Und Gasmitführung, Öl im Gas, das den Behälter verlässt, angegeben als Mitführung, was anzeigt, ob die Gaskapazität überschritten wird oder der Nebelabscheider ausgefallen ist.