Что такое сепаратор пластовой жидкости: многофазная работа, типы и конструкция

Ответ на основной вопрос: Что такое сепаратор пластовой жидкости? Сепаратор пластовой жидкости — это крупногабаритный разделительный аппарат, который принимает полный многофазный поток из одной или нескольких скважин и разделяет его на газ, нефть, воду и твердые частицы. В отличие от технологического сепаратора, расположенного ниже по потоку, который обрабатывает охарактеризованный поток, он должен справляться со смесью, состав которой постоянно меняется: объемная доля газа от 50 до 99%, обводненность от 0 до 95%, песок до нескольких сотен частей на миллион и пробки объемом от 5 до 500 м³, поступающие без предупреждения из-за очистки поршнями или эффектов рельефа. Он рассчитывается по двум независимым критериям: пропускная способность по газу по методу Саудерса-Брауна с коэффициентом K от 0,08 до 0,25 м/с и время пребывания жидкости от 3 до 30 минут, необходимое для расслоения фаз, а его выходной продукт не является конечным продуктом, а представляет собой потоки, достаточно чистые для обработки нижестоящим оборудованием.

1. Что затрудняет разделение пластовой жидкости

Четыре характеристики сырого скважинного потока отсутствуют в каждом нижестоящем потоке, и каждая из них создает отдельную конструктивную проблему:

• Неизвестный и меняющийся состав: Сепаратор должен работать с тем, что поставляет резервуар, а это меняется на протяжении всего срока службы месторождения. В начале соотношение газ/нефть соответствует расчетному значению, а обводненность может быть близка к нулю. При снижении дебита скорость газа падает, обводненность может превысить 90%, а добыча песка может увеличиться по мере повышения перепада давления для поддержания дебита. Эти изменения не просто количественные: критерий расчета смещается с пропускной способности по газу на время пребывания жидкости, и аппарат, который был щедро рассчитан по газу, может оказаться недостаточным по воде. Поэтому проектировщики явно проверяют начальный, плато и поздний этапы эксплуатации и рассчитывают для наихудшего случая каждого, а операторы повторно проверяют скорость и время пребывания всякий раз, когда скорости существенно отклоняются от первоначальной базы.
• Пробки и переходные нагрузки: Многофазный поток в трубопроводе редко бывает плавным. Жидкость накапливается в низких точках, а затем выталкивается в виде пробки, движущейся быстрее средней скорости жидкости, поэтому сепаратор воспринимает поток, который в среднем стабилен, но поступает порывами. Операция очистки поршнями концентрирует это: один поршень может доставить от 5 до 500 м³ жидкости за несколько минут. Один крупногабаритный сепаратор не может это поглотить, поэтому длинные сборные линии оснащаются уловителем пробок, обычно пальцевой или арфообразной системой труб большого диаметра с объемом хранения от 100 до 3000 м³, рассчитанным на основе моделирования переходного потока конкретной линии, а не на основе стационарных расходов. Сепаратор также должен иметь систему контроля уровня и сливной клапан, рассчитанные на пиковый расход, а не на средний, и сигнализатор высокого уровня, защищающий газовый выход.
• Твердые частицы: песок, отложения и продукты коррозии: Твердые частицы поступают вместе с жидкостью и наносят ущерб тремя способами: они эродируют дроссель, седло сливного клапана и любой нижестоящий насос или компрессор; они оседают в аппарате, уменьшая рабочий объем и, следовательно, время пребывания; и они стабилизируют эмульсии, собираясь на границе раздела нефть-вода. Сепаратор обрабатывает их с помощью специальной зоны сбора внизу, соединений для струйной подачи песка и дренажной системы для пескоциклона или закрытого дренажа, а частота струйной подачи, от ежечасно до ежемесячно, является полезным и дешевым диагностическим средством контроля песка в скважине. Там, где добыча песка непрерывна и интенсивна, перед сепаратором устанавливаются специальные циклоны для удаления песка, а не полагаются на аппарат в качестве пескоуловителя.
• Пена, эмульсия и воск: Три межфазных явления вызывают больше потерь производства, чем любой механический отказ. Пена образуется, когда газ выходит из вязкой или химически загрязненной нефти, и может заполнить паровое пространство, попасть в газовый выход и затопить каплеотбойник. Эмульсия, стабилизированная асфальтенами, смолами и мелкими твердыми частицами, сопротивляется коалесценции и образует слой на границе раздела, который необходимо периодически сливать. Воск выпадает в осадок, когда жидкость охлаждается ниже температуры появления воска, иногда на 30-60 °C для восковой нефти, откладываясь на внутренних поверхностях аппарата и на каплеотбойнике и постепенно ограничивая поток. Каждое из них имеет свое решение: пеногаситель, деэмульгатор и нагрев или ингибитор воскоотложения соответственно, и каждое из них дешевле управляется путем химической инъекции выше по потоку, чем путем изменения размера аппарата.

2. Конфигурации и их место в системе

Четыре конфигурации охватывают производственную систему от устья скважины до экспорта, и каждая из них рассчитывается по разному доминирующему критерию:

• Входной коллектор и устьевой сепаратор: Когда несколько скважин подают сырье на общий объект, входной коллектор собирает их и позволяет направить любую отдельную скважину на добычу или на испытательный сепаратор. Когда скважины удалены или рельеф местности суров, на каждой скважине устанавливается небольшой устьевой сепаратор для первого крупномасштабного разделения газ-жидкость, что имеет два преимущества: он уменьшает объем жидкости в сборном трубопроводе, снижая перепад давления и риск образования пробок, и позволяет транспортировать газ и жидкость отдельно, часто с газом под более высоким давлением. Эти сепараторы представляют собой простые вертикальные аппараты, рассчитанные почти полностью на пропускную способность по газу, с минимальным временем пребывания жидкости и надежной системой контроля уровня, поскольку они работают без надзора и часто только с периодическими визитами.
• Крупногабаритный или первичный сепаратор: Основной аппарат на входе установки, принимающий смешанный поток. Обычно это горизонтальный трехфазный аппарат, поскольку требуется значительное время пребывания жидкости, а горизонтальные аппараты обеспечивают большую площадь поверхности жидкости для разрушения пены и выделения газа. Расчет включает как пропускную способность по газу, так и время пребывания жидкости, и аппарат оснащен входным циклоническим устройством, распределительными перегородками, каплеотбойником, переливной стенкой и контроллером уровня раздела, а также струйной подачей песка и сливным отверстием для эмульсии. Крупногабаритный сепаратор также является аппаратом, который чаще всего оснащается обогревом, поскольку повышение температуры потока до 40-70 °C одновременно улучшает все механизмы разделения, снижая вязкость, увеличивая разницу в плотности и дестабилизируя как пену, так и эмульсию.
• Отделитель свободной воды и обработка воды: При высокой обводненности крупногабаритный сепаратор может быть перегружен объемом воды, даже когда газовые и нефтяные нагрузки комфортны, поэтому отделитель свободной воды устанавливается параллельно или ниже по потоку. Это большой горизонтальный аппарат, оптимизированный для удаления воды с временем пребывания от 10 до 30 минут, принимающий жидкость от крупногабаритного сепаратора или, в некоторых конструкциях, полный поток напрямую, и выводящий воду, достаточно чистую для системы очистки воды, и нефть с пониженным содержанием воды для обрабатывающего тракта. Поскольку большая часть песка оседает здесь, этот аппарат несет самую тяжелую нагрузку по песку и чаще всего оснащается системой непрерывного удаления песка, а не простой периодической струйной подачей.
• Многофазное измерение и компактное разделение: Две технологии меняют способ обработки пластовой жидкости. Многофазные расходомеры измеряют расход газа, нефти и воды без разделения, поэтому установка может непрерывно распределять добычу без отвода скважин на испытательный сепаратор, с типичной точностью плюс-минус 5-10% на фазу. Компактные сепараторы, использующие циклоническое или внутритрубное разделение газ-жидкость в доле объема аппарата, позволяют осуществлять подводное и устьевое разделение, которое ранее было непрактичным, позволяя повторно закачивать добытую воду и осуществлять газовый лифт у скважины, а не на центральной установке. Ни одна из них не устраняет необходимость в крупногабаритном разделении, когда жидкости фактически должны обрабатываться или экспортироваться, но обе уменьшают размер и количество требуемых традиционных аппаратов.

Матрица сравнения позиций сепараторов пластовой жидкости

Часто задаваемые вопросы (FAQ)

В: Какова разница между сепаратором пластовой жидкости и технологическим сепаратором?

О: Сепаратор пластовой жидкости обрабатывает сырой скважинный поток, нехарактеризованную многофазную смесь газа, нефти, воды и твердых частиц, состав которой меняется в зависимости от поведения резервуара, очистки поршнями и погодных условий. Он рассчитывается с большими запасами, с учетом емкости для пробок и обработки песка, а его выходной продукт не является продуктом, а представляет собой потоки, достаточно чистые для нижестоящего оборудования. Технологический сепаратор обрабатывает поток, который уже прошел как минимум одну стадию разделения, состав которого известен и стабилен, и который обычно является одно- или двухфазным потоком; он рассчитывается для определенного уноса капель и определенного времени пребывания, а его выходной продукт является товарным продуктом или сырьем для конверсионного агрегата. На практике сепаратор пластовой жидкости является надежной, избыточно спроектированной первой ступенью, а технологические сепараторы — оптимизированными, строго специфицированными, следующими за ней.

В: Как обрабатывается поток в виде пробок в сепараторе пластовой жидкости?

О: С помощью четырех мер, применяемых совместно. Хранение: обеспечить достаточный объем жидкости, либо в самом сепараторе, либо в специальном уловителе пробок объемом 100-3000 м³, чтобы поглотить ожидаемую пробку без достижения уровня каплеотбойника. Расчет выхода: сливной клапан и система контроля уровня должны быть способны удалять жидкость с пиковой скоростью поступления, а не со средней, иначе аппарат заполнится, даже если у него достаточно места для хранения. Контроль: сигнализатор высокого уровня, который закрывает газовый выход или снижает расход, защищает нижестоящее оборудование от последствий уноса, а хорошо настроенный контроллер уровня предотвращает колебания, которые может вызвать пробка. И смягчение выше по потоку: подавление пробок путем контроля скорости потока или давления в линии, регулярная очистка поршнями со скоростью, которая поддерживает накопленную жидкость в малом объеме, и, в суровых условиях рельефа, уловитель пробок, рассчитанный на основе моделирования переходных процессов конкретной линии.

В: Почему обводненность так важна при проектировании сепаратора?

О: Потому что она определяет, какой критерий расчета является определяющим, и она резко меняется в течение срока службы месторождения. При низкой обводненности аппарат рассчитывается по пропускной способности по газу и времени пребывания нефти, необходимому для удаления небольшого количества воды. По мере увеличения обводненности, что является обычной тенденцией на зрелом месторождении и может достигать 90% и более, объем воды становится доминирующим: время пребывания жидкости, доступное для разделения нефть-вода, сокращается, потому что аппарат заполнен водой, уровень раздела повышается, выход воды и сливной клапан становятся ограничивающими, а качество нефти ухудшается, даже если общий расход жидкости остается неизменным. Именно поэтому поздний этап эксплуатации с высокой обводненностью проверяется отдельно, почему отделители свободной воды дооснащаются по мере созревания месторождений, и почему выходное отверстие для воды, контроллер раздела и сливной клапан рассчитываются с существенным запасом, даже когда начальная обводненность мала.

В: Какое техническое обслуживание требуется сепаратору пластовой жидкости?

О: Пять видов деятельности. Тестирование приборов уровня и раздела, обычно каждые 3-6 месяцев и при каждом останове, поскольку именно отказ этих элементов вызывает унос. Управление песком: струйная подача с частотой, определяемой наблюдением, от ежечасно на песчаной скважине до ежемесячно на чистой, с регистрацией накопленного объема как диагностического средства контроля песка в скважине. Внутренний осмотр при капитальном ремонте, обычно каждые 3-5 лет, с проверкой входного устройства и каплеотбойника на эрозию и повреждения, переливной стенки и перегородок на коррозию и деформацию, стенки аппарата и зоны раздела нефть-вода на питтинг и истончение, а также системы струйной подачи песка на засорение. Обзор химической программы, подтверждающий, что дозы деэмульгатора, пеногасителя, ингибитора коррозии и накипи по-прежнему соответствуют текущей жидкости, поскольку изменение химии добываемой воды или жидкости после капитального ремонта может сделать недействительной программу, которая работала годами. И мониторинг коррозии с помощью образцов, датчиков электрического сопротивления и плановых ультразвуковых толщинометрических обследований, с интервалом, установленным программой оценки рисков в соответствии с API 580.