Separador de Hidrocarbonetos para Campos Petrolíferos: Ponto de Orvalho de Hidrocarbonetos, Eliminação de Névoa e Internos

Separador de hidrocarbonetos para campos petrolíferos: ponto de orvalho de hidrocarbonetos, eliminação de névoa e componentes internos

O que é um separador de hidrocarbonetos para campos petrolíferos?Um separador de hidrocarbonetos para campos petrolíferos é um recipiente de pressão que remove hidrocarbonetos líquidos e água livre de um fluxo de gás para que o gás de venda atenda a uma especificação de ponto de orvalho de hidrocarbonetos, normalmente de -5 a 10°C, e assim o condensado recuperado possa ser direcionado para estabilização ou exportação. Ao contrário de um separador de produção a granel, que divide o fluxo de um poço em suas fases principais de óleo, gás e água, o separador de hidrocarbonetos é uma unidade de polimento e ponto de orvalho cujo desempenho é avaliado pela forma como remove completamente as últimas gotas, usando um eliminador de névoa ou coalescedor para remover partículas de até 0,3-1 micrômetro a 99,98%. Ele é dimensionado pela equação de Souders-Brown com um fator K de 0,08-0,25 m/s, e seus componentes internos, dispositivo de entrada, desembaçador ou coalescedor e manuseio de líquidos, e não seu invólucro, são os que determinam se o gás passa na especificação ou é transferido e suja um compressor ou uma linha de vendas.

1. O que o separador de hidrocarbonetos deve alcançar

Sua função é definida pela especificação do ponto de venda e três mecanismos a realizam:

• Conformidade com ponto de orvalho de hidrocarbonetos:Os contratos de venda de gás especificam um ponto de orvalho de hidrocarbonetos, geralmente de -5 a 10°C na pressão da linha, o que significa que o gás não deve deixar cair líquido quando resfriado no gasoduto. Atingi-lo requer a remoção de essencialmente todo o condensado livre e a maioria das gotículas arrastadas, porque qualquer líquido restante recondensa a jusante à medida que a pressão e a temperatura caem. O separador é, portanto, a primeira linha de defesa do ponto de orvalho, muitas vezes apoiado por uma desidratação por glicol ou peneira molecular e um Joule-Thomson ou resfriador de refrigeração; se o separador passar gotas, o resfriador e o compressor a jusante deverão lidar com líquidos para os quais não foram projetados. A saída do separador é medida em relação à especificação do ponto de orvalho, e o transporte de até mesmo uma pequena fração líquida pode levar o gás para fora da especificação.
• Eliminação de névoa por Demister e Vane Pack:A gravidade por si só deixa muito líquido para o serviço de hidrocarbonetos, por isso a embarcação depende de um eliminador de névoa. Uma almofada de malha de arame tricotado captura gotas acima de 5 a 10 micrômetros com eficiência de até 99,9% e uma queda de pressão de apenas 25 a 75 mm H2O, adequada para serviços gerais. Onde a especificação é mais restrita, um conjunto de palhetas ou uma entrada ciclônica com conjunto de palhetas remove gotas menores com melhor desempenho em alta velocidade e menos incrustações por sólidos. A seleção equilibra a eficiência de remoção em relação à queda e redução de pressão, porque o eliminador de névoa possui uma janela de velocidade eficiente; abaixo dele as gotículas são re-arrastadas, acima dele inunda. A boa prática é dimensionar o vaso e o eliminador para o caso de abertura de 20-30%, e não apenas para o caso do projeto, para que o desempenho se mantenha durante toda a vida útil do campo.
• Coalescência para gotículas finas:Quando o ponto de orvalho ou o equipamento a jusante exigem remoção quase completa, é utilizado um separador coalescente. Ele combina um primeiro estágio de elementos filtrantes coalescentes que capturam gotículas finas e as fundem em gotículas maiores com um pacote de palhetas de segundo estágio que remove as gotículas aumentadas, alcançando remoção de 0,3-1 micrômetro a 99,98%. Esta é a mesma tecnologia de um filtro separador de oleoduto, mas aplicada à recuperação de hidrocarbonetos, e exige monitoramento disciplinado da pressão diferencial, porque os elementos se obstruem com sólidos e com óleo lubrificante do compressor e devem ser trocados antes que a eficiência entre em colapso. A vantagem é uma maior queda de pressão e um elemento consumível contra um gás muito mais limpo e uma maior recuperação de condensado.

2. Disciplina Interna, Dimensionamento e Operação

A casca é simples; os internos são onde a unidade ganha seu sustento:

• Dispositivo de entrada e distribuição de fluxo:O componente mais negligenciado é o dispositivo de entrada, porque a forma como a mistura bifásica entra configura tudo a jusante. Uma entrada ciclônica ou defletora gira o líquido a granel e distribui o gás uniformemente pela seção transversal do vaso, evitando canalização e sobrecarga local do eliminador de névoa; uma entrada ruim despeja todo o líquido em um lado e o arrasta novamente. A entrada também protege o desembaçador do impacto direto de um jato de líquido em alta velocidade, que de outra forma o perfuraria. Para serviços de hidrocarbonetos com carga de líquido de 1 a 20% e gás a 20 a 100 bar, o dispositivo de entrada é dimensionado para o pior golpe, não para a média, porque o golpe é o que danifica as partes internas e perturba a saída.
• Dimensionando a vida em campo e o turndown:O separador deve funcionar no primeiro comissionamento e décadas depois, e os casos são opostos: cedo o recipiente tem capacidade de gás limitada e Souders-Brown define o diâmetro; mais tarde, à medida que a produção diminui, a velocidade do gás cai e o navio pode ficar superdimensionado, operando o eliminador de névoa abaixo de sua faixa eficiente e piorando o rearrastamento. Os projetistas verificam o fluxo de abertura máximo, normal e mínimo, normalmente 20-30% do projeto, e escolhem componentes internos cuja janela eficiente cubra todos os três, geralmente um pacote de palhetas em vez de uma almofada de malha por esse motivo. O fator K condensa a geometria e o desempenho do eliminador em um número, 0,08-0,15 m/s para um purificador vertical com uma almofada de malha, 0,15-0,25 m/s para um recipiente horizontal ou pacote de palhetas, e o diâmetro do recipiente segue o fluxo de gás real dividido por essa velocidade.
• Manuseio de líquidos, controle de nível e proteção:O condensado removido deve ser descartado sem perda de gás, que é onde os separadores de hidrocarbonetos falham com mais frequência. Dois transmissores de nível independentes, um alarme de nível alto e um disparo de nível alto que protege o compressor a jusante são o mínimo; na sucção de um compressor, o desarme desliga a máquina. A válvula de descarga é dimensionada para a taxa máxima de líquido, não para a média, e é resistente à erosão, porque os líquidos produzidos carregam areia e porque o estrangulamento através de uma alta queda de pressão sofre erosão rapidamente; uma válvula de controle de nível com interno endurecido ou um despejo liga-desliga dedicado com uma chave de nível separada é padrão. O líquido vai para um tanque de condensado com recuperação de vapor, e o recipiente transporta alívio conforme API 520 dimensionado para saída bloqueada e incêndio, porque um separador de hidrocarbonetos isola de forma protetora equipamentos caros a jusante.

Matriz de comparação interna do separador de hidrocarbonetos para campos petrolíferos

Perguntas frequentes (FAQ)

P: Qual é a diferença entre um separador de hidrocarbonetos e um separador de produção?

R: Um separador de produção processa o fluido bruto do poço e o divide em suas principais fases de óleo, gás e água, com grandes volumes de líquido e um açude ou controlador de interface gerenciando a fronteira óleo-água; é um navio de separação a granel. Um separador de hidrocarbonetos é uma unidade de polimento a jusante cuja alimentação já é principalmente gás com condensado arrastado e vestígios de água, e cuja função é atingir um ponto de orvalho de hidrocarbonetos, muitas vezes -5 a 10°C, removendo as últimas gotas com um desembaçador ou coalescedor até 0,3-1 micrômetro. O separador de produção é avaliado pela divisão de fase e controle de nível; o separador de hidrocarbonetos é avaliado pelo ponto de orvalho de saída e arraste. Um lida com toneladas de líquido por hora, o outro lida com a última porcentagem que, de outra forma, danificaria um compressor ou falharia em um contrato de venda.

P: Qual é o ponto de orvalho dos hidrocarbonetos e por que o separador deve atendê-lo?

R: O ponto de orvalho dos hidrocarbonetos é a temperatura a uma determinada pressão abaixo da qual os componentes dos hidrocarbonetos no gás começam a condensar em líquido. Os contratos de venda de gás especificam isso, normalmente de -5 a 10°C na pressão da linha, porque se o gás transportar hidrocarboneto condensável e depois esfriar à medida que a pressão cai ao longo do gasoduto, esse hidrocarboneto cai como líquido, reduzindo a capacidade da linha, danificando compressores e medidores, e possivelmente violando o contrato. O separador atende isso removendo essencialmente todo o condensado livre e gotículas arrastadas antes que o gás saia da estação, geralmente apoiado por desidratação e refrigeração. A transferência, mesmo de uma pequena fração líquida, pode levar o gás para fora das especificações, de modo que o desempenho do separador é medido diretamente em relação ao ponto de orvalho.

P: Como é dimensionado um separador de hidrocarbonetos para campos petrolíferos?

R: Pela equação de Souders-Brown, v_max é igual a K vezes a raiz quadrada de (rho_liquid menos rho_vapour) dividido por rho_vapour, o que dá a velocidade máxima do gás antes que o líquido seja transportado. O fator K condensa a geometria do recipiente e o desempenho do eliminador de névoa em um número: normalmente 0,08-0,15 m/s para um purificador vertical com uma almofada de malha, 0,15-0,25 m/s para um recipiente horizontal ou um pacote de palhetas. O diâmetro do vaso segue o fluxo de gás real dividido por aquela velocidade permitida, depois é verificado contra retenção de líquido de alguns minutos e contra o caso de redução de 20-30%, porque abaixo da faixa de velocidade eficiente o eliminador reentra. Uma especificação mais rigorosa exige um elemento coalescente que atinja uma remoção de 0,3-1 micrômetro a 99,98%, e o dispositivo de entrada e o controle de nível sejam dimensionados para o pior fluxo, não para o fluxo médio.

P: Por que um separador coalescente é usado para recuperação de hidrocarbonetos?

R: Porque um ponto de orvalho restrito ou um equipamento sensível a jusante exige uma remoção quase completa das gotas que um simples desembaçador não consegue fornecer. Um separador coalescente usa elementos filtrantes que capturam gotículas finas e as fundem em gotículas maiores, seguido por um pacote de palhetas que remove as gotículas aumentadas, alcançando remoção de 0,3-1 micrômetro a 99,98%, muito melhor do que 99,9% de uma almofada de malha a 5-10 micrômetro. O custo é uma queda de pressão maior, 25-250 mm H2O ou mais, e um elemento consumível que se conecta com sólidos e óleo lubrificante do compressor e deve ser trocado conforme tendência de pressão diferencial. O benefício é um gás de venda muito mais limpo e maior recuperação de condensado, razão pela qual os coalescedores são especificados onde o ponto de orvalho é rigoroso ou onde um compressor ou medidor de vendas deve ser protegido até mesmo de vestígios de líquidos.