Co to jest separator do produkcji ropy naftowej: etapy, konstrukcja i obróbka surowca

Co to jest separator produkcji ropy naftowej: etapy, konstrukcja i obróbka ropy

Odpowiedź na kluczowe pytanie: Co to jest separator produkcji ropy naftowej? Separator produkcji ropy naftowej to naczynie ciśnieniowe, które rozdziela strumień złożowy napływający ze studni lub systemu zbierającego na gaz, ropę naftową i wodę złożową. Jest to pierwszy i najważniejszy element powierzchniowego wyposażenia produkcyjnego. Większość instalacji stosuje wielostopniowy schemat ciśnieniowy zamiast pojedynczego naczynia: separator wysokociśnieniowy przy 50-150 bar, stopień średniego ciśnienia przy 15-50 bar i stopień niskiego ciśnienia przy 2-15 bar, ponieważ odgazowanie w etapach odzyskuje więcej cieczy, daje stabilniejszą ropę o niższym ciśnieniu parowania Reid'a i pozwala na dopasowanie każdego stopnia do własnych przepływów gazu i cieczy. Sama separacja nie sprawia, że ropa jest zbywalna, dlatego po separatorze zazwyczaj następuje odwadniacz wolnej wody, podgrzewacz-odwadniacz i odsalarka elektrostatyczna, aby osiągnąć zwykłą specyfikację sprzedaży poniżej 0,5% osadów stałych i wody oraz poniżej 10 funtów soli na tysiąc baryłek.

1. Ciąg separacji produkcji

Separacja odbywa się w trzech etapach ciśnieniowych, a następnie jest uzupełniana obróbką, a każdy krok ma określone zadanie:

• Wysokociśnieniowa separacja pierwotna: Pierwsze naczynie odbiera strumień złożowy przy najwyższym praktycznym ciśnieniu, zazwyczaj 50-150 bar, i oddziela większość gazu. Praca przy wysokim ciśnieniu jest celowa: gaz oddzielony przy wysokim ciśnieniu wymaga znacznie mniejszej kompresji do osiągnięcia ciśnienia eksportowego lub ciśnienia podnoszenia gazem, a ropa zachowuje więcej swoich lekkich frakcji do późniejszego etapu, co poprawia ogólny odzysk cieczy. Naczynie jest wymiarowane według pojemności gazowej Souders-Brown i wymaganego czasu retencji cieczy, aby gaz mógł oddzielić się od cieczy, zazwyczaj 3-10 minut. Ponieważ to naczynie obsługuje cały strumień złożowy, w tym wszelkie zrzuty i piasek, jest ono najsolidniej zbudowane i najintensywniej wyposażone w aparaturę kontrolno-pomiarową, z wyłącznikiem wysokiego poziomu, urządzeniem zabezpieczającym dobranym do przypadku zablokowanego wylotu i systemem do usuwania piasku.
• Stopnie średniego i niskiego ciśnienia: Ropa opuszczająca separator wysokociśnieniowy nadal zawiera rozpuszczony gaz, który odparowuje w miarę spadku ciśnienia. Przeprowadzenie jej przez jeden lub dwa dalsze stopnie przy 15-50 bar, a następnie 2-15 bar odzyskuje ten gaz, który jest sprężany do eksportu lub używany do podnoszenia gazem lub jako paliwo, i stabilizuje ropę. Praktyczna korzyść jest mierzona ciśnieniem parowania Reid'a sprzedawanej ropy, które zazwyczaj musi być poniżej 8-12 psi dla bezpiecznego przechowywania i transportu; odparowanie do stopnia niskiego ciśnienia lub do dedykowanej kolumny stabilizującej jest sposobem na spełnienie tego limitu. Każdy stopień produkuje stopniowo mniejszą objętość gazu i stopniowo stabilniejszą ciecz, a gaz ze stopnia niskiego ciśnienia, będący bogaty w cięższe składniki, jest czasami ponownie sprężany i zawracany zamiast wysyłany do eksportu.
• Odwadniacz wolnej wody i usuwanie wody luzem: Tam, gdzie zawartość wody jest wysoka, jak w dojrzałym złożu, usuwanie wolnej wody przed urządzeniami do obróbki jest znacznie tańsze niż obróbka całego strumienia. Odwadniacz wolnej wody to duże poziome naczynie, zasadniczo separator trójfazowy zoptymalizowany do usuwania wody, z długim czasem retencji 10-30 minut i kontrolerem poziomu interfejsu, który odprowadza wodę oddzieloną grawitacyjnie. Usuwa on wodę luzem, która w przeciwnym razie zużywałaby ciepło w podgrzewaczu i rozcieńczałaby wodę płuczącą w odsalarce. Jest to również miejsce, gdzie osadza się większość piasku, dlatego jest wyposażony w system do usuwania piasku lub, w trudnych warunkach, w system usuwania piasku wykorzystujący cyklony lub układ fluidyzacyjny.
• Obróbka: podgrzewacz-odwadniacz i odsalarka elektrostatyczna: Sama grawitacja nie rozbije ścisłych emulsji woda-w-ropa, które tworzą się na dławikach i zaworach, dlatego końcowe usuwanie wody i soli wymaga ciepła, chemikaliów i pola elektrycznego. Podgrzewacz-odwadniacz podgrzewa emulsję do 60-90°C za pomocą palnika lub wężownicy grzewczej, co zmniejsza lepkość ropy, osłabia film międzyfazowy i zwiększa różnicę gęstości, z dodatkiem demulgatora w ilości 5-50 ppm w celu dokończenia rozbicia. Następnie odsalarka elektrostatyczna miesza 3-10% świeżej wody płuczącej z ropą i stosuje pole elektryczne o wysokim napięciu 15-25 kV przy 120-150°C, co polaryzuje krople wody, rozciąga i rozrywa film międzyfazowy, powodując ich koalescencję w krople wystarczająco duże, aby osiadły. Odsalanie dwustopniowe jest standardem tam, gdzie specyfikacja wymaga poniżej 10 PTB soli.

2. Wymiarowanie, eksploatacja i typowe problemy

Trzy czynniki decydują o tym, czy separator działa przez cały okres życia złoża:

• Wymiarowanie dla profilu produkcji: Separator ropy naftowej musi działać podczas rozruchu, na plateau i w fazie spadku, a ograniczenia całkowicie się zmieniają w ciągu tego okresu. Na początku przepływ gazu jest najwyższy, więc pojemność gazowa Souders-Brown określa średnicę naczynia. W fazie spadku przepływ gazu spada, ale zawartość wody gwałtownie rośnie, czasami z 5% do 90%, więc naczynie staje się ograniczone przez obsługę wody, a czas retencji ropy, który określa, ile wody oddziela się od ropy, staje się ograniczeniem. Jeśli retencja wody jest zbyt krótka, woda przenosi się z ropą i przeciąża urządzenia do obróbki. Dlatego projektanci sprawdzają trzy przypadki: początkowy, plateau i późny okres eksploatacji, a przypadek późnego okresu eksploatacji często determinuje rozmiar naczynia, a nie początkowy przypadek gazowy.
• Kontrola emulsji, piany i chemikaliów: Emulsje ropy naftowej są stabilizowane przez asfalteny, żywice, kwasy organiczne i drobne ciała stałe, które gromadzą się na granicy faz woda-ropa, tworząc film utrudniający koalescencję. Emulsja staje się trudniejsza w rozbiciu wraz ze spadkiem grawitacji API i starzeniem się złoża, a ciężkie ropy poniżej około 20 API mogą tworzyć emulsje, których nie da się rozbić żadnym czasem retencji. Narzędzia to ciepło, które obniża lepkość i destabilizuje film, czas retencji, chemiczny demulgator dobrany przez testy butelkowe na rzeczywistej ropie oraz pole elektryczne w odsalarce. Piana jest innym problemem, zazwyczaj spowodowanym przez gaz uwalniający się z lepkiej ropy; jest ona zarządzana przez wtrysk antypianki, przez urządzenie wlotowe, które szybko oddziela gaz, i przez unikanie poziomu, który zbliża warstwę piany do wylotu gazu.
• Zarządzanie poziomem, interfejsem i piaskiem: Kontrola poziomu interfejsu jest najtrudniejszym problemem kontroli w separacji produkcji. Interfejs między ropą a wodą jest często grubą warstwą emulsji i osadów, a nie ostrą linią, a kontroler musi utrzymywać go między przelewem ropy a wylotem wody, tak aby żadna z faz nie wydostała się przez niewłaściwą dyszę. Zamiast prostego pomiaru różnicy ciśnień stosuje się sondy pojemnościowe lub konduktancyjne, lub nukleoniczny detektor interfejsu w trudnych warunkach, ponieważ różnica gęstości między dwiema cieczami jest mała, a urządzenie różnicy ciśnień daje słaby sygnał. Piasek gromadzi się poniżej wody i musi być usuwany przez strumieniowanie, zanim wypełni naczynie i zmniejszy czas retencji; produkcja piasku jest również główną przyczyną erozji na zaworze spustowym i na dławiku za nim.
• Materiały, kody i integralność: Separatory produkcji są budowane zgodnie z ASME VIII Division 1 ze stemplem U lub zgodnie z PED 2014/68/UE z oznaczeniem CE dla usług europejskich, ze stali węglowej, takiej jak SA-516 Grade 70, z zapasem korozyjnym 3-6 mm. Tam, gdzie obecny jest siarkowodór, jak w złożach kwaśnych, NACE MR0175 / ISO 15156 określa twardość materiału i wymaga obróbki cieplnej po spawaniu, a w wilgotnych usługach kwaśnych stosuje się stal odporną na HIC. Tam, gdzie obecny jest dwutlenek węgla z wodą, inhibitory korozji są wtryskiwane w górę strumienia, a naczynie jest monitorowane za pomocą kuponów korozyjnych, sond oporności elektrycznej i okresowych badań grubości ultradźwiękami. Elementy wewnętrzne są zaprojektowane tak, aby można je było wyjmować przez właz, a program inspekcji jest oparty na ryzyku zgodnie z API 580, z interwałem skróconym tam, gdzie piasek, usługi kwaśne lub wysoka zawartość wody przyspieszają degradację.

Porównanie etapów separacji produkcji ropy naftowej

Często zadawane pytania (FAQ)

P: Jaka jest różnica między separatorem dwufazowym a trójfazowym w produkcji?

O: Separator dwufazowy rozdziela strumień złożowy tylko na gaz i ciecz i jest używany tam, gdzie zawartość wody jest znikoma, gdzie woda jest produkowana jako oddzielny strumień, lub gdzie ciecz trafia do dalszego odwadniacza wolnej wody, który dokonuje rozdziału ropa-woda. Separator trójfazowy oddziela gaz, ropę i wodę w jednym naczyniu, używając przelewu do utrzymania warstwy ropy i kontrolera poziomu interfejsu do odprowadzania wody, i jest to standardowy wybór tam, gdzie strumień złożowy zawiera znaczną ilość wolnej wody. Praktyczna różnica polega na tym, że naczynie trójfazowe musi spełniać dwa niezależne kryteria wymiarowania: pojemność gazową według równania Souders-Brown i czas retencji cieczy wymagany do osadzenia się kropli wody z ropy, zazwyczaj 5-30 minut w zależności od grawitacji API i ścisłości emulsji. Drugie kryterium często sprawia, że naczynie trójfazowe jest znacznie większe.

P: Dlaczego separatory produkcji są eksploatowane etapami?

O: Z trzech powodów. Sprężanie gazu: gaz oddzielony przy 100 bar wymaga znacznie mniejszej kompresji do osiągnięcia ciśnienia eksportowego niż gaz oddzielony przy 10 bar, więc separacja przy najwyższym praktycznym ciśnieniu oszczędza dużą ilość mocy sprężania i kapitału. Odzysk cieczy: odparowanie ropy w etapach, zamiast w jednym kroku, pozwala na odzyskanie większej ilości węglowodorów pośrednich jako cieczy zamiast utraty z gazem, co bezpośrednio zwiększa objętość sprzedawalnej ropy. I stabilizacja: etapowe odparowanie zmniejsza ciśnienie parowania Reid'a sprzedawanej ropy poniżej limitu 8-12 psi wymaganego dla bezpiecznego przechowywania i transportu. Pojedynczy separator pracujący przy niskim ciśnieniu produkowałby więcej gazu, więcej go przy niskim ciśnieniu, mniej cieczy i ropę o ciśnieniu pary zbyt wysokim do bezpiecznego transportu.

P: Dlaczego ropa naftowa tworzy emulsję, która nie chce się rozdzielić?

O: Ponieważ składniki powierzchniowo czynne w ropie gromadzą się na granicy faz woda-ropa i tworzą mechanicznie silny film, który zapobiega koalescencji kropli. Asfalteny, żywice, kwasy naftenowe, kryształy wosku i drobne ciała stałe, takie jak glina, osady i produkty korozji, adsorbują się na granicy faz, a powstały film może być na tyle silny, że krople o wielkości kilku mikrometrów pozostają zawieszone praktycznie w nieskończoność. Problem pogarsza się wraz ze spadkiem grawitacji API, ponieważ ciężkie ropy zawierają więcej asfaltenów i żywic i mają mniejszą różnicę gęstości napędzającą osiadanie, a pogarsza się z wiekiem, gdy złoże produkuje więcej wody i więcej osadów. Rozbicie emulsji wymaga działania na ten film: ciepło w celu zmniejszenia lepkości i destabilizacji, demulgator w celu wypchnięcia materiału powierzchniowo czynnego, czas retencji, a tam, gdzie grawitacja jest niewystarczająca, pole elektryczne o wysokim napięciu w celu jego rozerwania.

P: Jak mierzy się wydajność separatora produkcji ropy naftowej?

O: Cztery pomiary. Osady stałe i woda, czyli BS&W, w ropie opuszczającej separator, określane przez wirowanie próbki po rozcieńczeniu, ze specyfikacją sprzedaży zazwyczaj poniżej 0,5%, a wylot separatora zazwyczaj utrzymywany poniżej 1-2%, aby urządzenia do obróbki miały margines. Zawartość soli w ropie, wyrażona w funtach na tysiąc baryłek, ze specyfikacją poniżej 10 PTB i mierzoną przez ekstrakcję i miareczkowanie; jest ona kontrolowana przez odsalarkę, a nie przez separator. Jakość wody na wylocie wody, zazwyczaj podawana jako ropa w wodzie w miligramach na litr, co wpływa na to, czy woda złożowa może być odprowadzana, reiniektowana, czy musi być dalej obrabiana. I przenoszenie gazu, ropa w gazie opuszczającym naczynie, podawana jako przenoszenie, co wskazuje, czy pojemność gazowa jest przekraczana, czy też separator mgły zawiódł.