Сепаратор углеводородов на нефтяном месторождении: точка росы углеводородов, удаление тумана и внутренние

Нефтепромысловый сепаратор углеводородов: точка росы углеводородов, туманоулавливание и внутренние устройства

Что такое нефтепромысловый сепаратор углеводородов?Нефтепромысловый сепаратор углеводородов представляет собой сосуд под давлением, который удаляет жидкие углеводороды и свободную воду из газового потока таким образом, чтобы товарный газ соответствовал спецификации точки росы по углеводородам, обычно от -5 до 10°C, и чтобы извлеченный конденсат можно было направить на стабилизацию или экспорт. В отличие от сепаратора массовой добычи, который разделяет поток скважины на основные нефтяную, газовую и водную фазы, сепаратор углеводородов представляет собой установку для очистки и определения точки росы, производительность которой оценивается по тому, насколько полно он удаляет последние капли с помощью туманоуловителя или коагулятора для удаления частиц размером до 0,3-1 микрометра при 99,98%. Его размеры определяются по уравнению Содерса-Брауна с коэффициентом К 0,08-0,25 м/с, а его внутренние части, впускное устройство, туманоуловитель или коагулятор, а также обработка жидкости, а не корпус, определяют, соответствует ли газ техническим требованиям или переносится и загрязняет компрессор или линию продаж.

1. Чего должен достичь сепаратор углеводородов

Его работа определяется спецификацией розетки, и ее выполняют три механизма:

• Соответствие точки росы углеводородов:В контрактах на продажу газа указывается точка росы углеводородов, часто от -5 до 10°C при давлении в трубопроводе. Это означает, что газ не должен капать в жидкость при охлаждении в трубопроводе. Для решения этой проблемы необходимо удалить практически весь свободный конденсат и большую часть унесенных капель, поскольку любая оставшаяся жидкость повторно конденсируется ниже по потоку по мере падения давления и температуры. Таким образом, сепаратор является первой линией защиты от точки росы, часто подкрепляемой обезвоживанием гликолем или молекулярными ситами, а также охладителем Джоуля-Томсона или холодильным охладителем; Если сепаратор пропускает капли, охладитель и компрессор, расположенные ниже по потоку, должны обрабатывать жидкость, для которой они не предназначены. Выход сепаратора измеряется по спецификации точки росы, и унос даже небольшой жидкой фракции может вывести газ за пределы спецификации.
• Устранение тумана с помощью Demister и Vane Pack:Одна только сила тяжести оставляет слишком много жидкости для работы с углеводородами, поэтому на судне используется туманоуловитель. Подушка из вязаной проволочной сетки улавливает капли размером более 5-10 микрометров с эффективностью до 99,9% при перепаде давления всего 25-75 мм водного столба, что достаточно для обычных условий эксплуатации. Там, где спецификации более жесткие, лопастной пакет или циклонный впуск плюс лопастной пакет удаляет более мелкие капли с лучшей производительностью при высокой скорости и меньшим загрязнением твердыми частицами. Этот выбор обеспечивает баланс между эффективностью удаления и падением давления и диапазоном регулирования, поскольку туманоуловитель имеет эффективное окно скоростей; ниже его капли повторно уносятся, выше него он разливается. Хорошей практикой является подбор резервуара и каплеуловителя для случая с динамическим диапазоном 20-30%, а не только для проектного случая, чтобы производительность сохранялась на протяжении всего срока службы месторождения.
• Коалесценция мелких капель:Когда точка росы или последующее оборудование требуют почти полного удаления, используется коалесцентный сепаратор. Он сочетает в себе первую ступень коалесцирующих фильтрующих элементов, которые улавливают мелкие капли и объединяют их в более крупные, с лопастным пакетом второй ступени, который удаляет увеличенные капли, обеспечивая удаление до 0,3–1 микрометра при 99,98%. Это та же технология, что и трубопроводный фильтр-сепаратор, но применяемая для добычи углеводородов, и она требует строгого контроля перепада давления, поскольку элементы засоряются твердыми частицами и смазочным маслом компрессора, и их необходимо заменить, прежде чем эффективность упадет. Обмен – более высокий перепад давления и расходный элемент против гораздо более чистого газа и более высокой степени извлечения конденсата.

2. Внутреннее устройство, определение размеров и эксплуатационная дисциплина

Оболочка проста; внутренние органы — это то место, где подразделение зарабатывает себе на жизнь:

• Впускное устройство и распределение потока:Самым игнорируемым компонентом является впускное устройство, поскольку то, как поступает двухфазная смесь, определяет все, что происходит дальше по потоку. Циклонный вход или перегородка выбрасывают основную жидкость и равномерно распределяют газ по поперечному сечению резервуара, предотвращая образование каналов и локальную перегрузку туманоуловителя; плохой впуск сбрасывает всю жидкость в одну сторону и уносит ее обратно. Входное отверстие также защищает туманоуловитель от прямого удара высокоскоростной пробки жидкости, которая в противном случае пробила бы его насквозь. Для работы с углеводородами с содержанием жидкости 1–20 % и давлением газа 20–100 бар впускное устройство рассчитано на наихудшую пробку, а не на среднюю, поскольку пробка повреждает внутренние компоненты и разрушает выпускное отверстие.
• Выбор размеров в зависимости от срока службы и диапазона регулирования:Сепаратор должен работать при первом вводе в эксплуатацию и десятилетия спустя, и случаи обратные: рано в емкости ограничивается емкость по газу, а диаметр задает Соудерс-Браун; позже, когда добыча снижается, скорость газа падает, и емкость может стать слишком большой, что приведет к работе туманоуловителя ниже его эффективного диапазона и ухудшению повторного уноса. Проектировщики проверяют максимальный, нормальный и минимальный динамический диапазон расхода, обычно 20-30% от расчетного, и выбирают внутренние элементы, эффективное окно которых закрывает все три, по этой причине часто лопастной пакет, а не сетчатую подкладку. Коэффициент К объединяет геометрию и производительность сепаратора в одно число: 0,08–0,15 м/с для вертикального скруббера с сетчатой ​​подушкой, 0,15–0,25 м/с для горизонтального резервуара или лопастного пакета, а диаметр резервуара определяется как фактический расход газа, разделенный на эту скорость.
• Обращение с жидкостью, контроль уровня и защита:Удаленный конденсат необходимо утилизировать без потери газа, именно здесь чаще всего выходят из строя сепараторы углеводородов. Два независимых датчика уровня, сигнализация высокого уровня и отключение высокого уровня, которое защищает нижестоящий компрессор, являются минимумом; при всасывании компрессора срабатывание отключает машину. Сливной клапан рассчитан на максимальный расход жидкости, а не на средний, и устойчив к эрозии, поскольку добываемые жидкости содержат песок и поскольку дросселирование при высоком перепаде давления быстро разрушается; В стандартную комплектацию входит клапан контроля уровня с закаленным тримом или специальный двухпозиционный слив с отдельным переключателем уровня. Жидкость поступает в резервуар для конденсата с системой улавливания паров, а в резервуаре предусмотрена система сброса давления в соответствии с API 520, рассчитанная на случай блокировки выпускного отверстия и пожара, поскольку сепаратор углеводородов надежно изолирует дорогостоящее оборудование, расположенное ниже по потоку.

Таблица сравнения внутренних устройств нефтепромыслового сепаратора углеводородов

Часто задаваемые вопросы (FAQ)

Вопрос: В чем разница между сепаратором углеводородов и производственным сепаратором?

A: Эксплуатационный сепаратор обрабатывает сырую скважинную жидкость и разделяет ее на основные нефтяную, газовую и водную фазы с большими объемами жидкости и водосливным контроллером или контроллером интерфейса, управляющим границей между нефтью и водой; это резервуар для разделения сыпучих материалов. Сепаратор углеводородов представляет собой последующую установку очистки, сырьем которой уже является в основном газ с увлеченным конденсатом и следами воды, и задача которого заключается в обеспечении точки росы углеводородов, часто от -5 до 10°C, путем удаления последних капель с помощью демистера или коагулятора до размеров 0,3-1 микрометра. Сепаратор продукции оценивается по разделению фаз и контролю уровня; сепаратор углеводородов оценивается по точке росы на выходе и уносу. Один обрабатывает тонны жидкости в час, другой обрабатывает последний процент, который в противном случае мог бы привести к загрязнению компрессора или нарушению контракта на продажу.

Вопрос: Что такое точка росы углеводородов и почему сепаратор должен ей соответствовать?

Ответ: Точка росы углеводородов — это температура при данном давлении, ниже которой углеводородные компоненты газа начинают конденсироваться в жидкость. В контрактах на продажу газа это указывается, как правило, от -5 до 10°C при давлении в трубопроводе, потому что, если газ содержит конденсируемые углеводороды, а затем охлаждается при падении давления по трубопроводу, этот углеводород выпадает в виде жидкости, что снижает производительность линии, повреждает компрессоры и счетчики и, возможно, нарушает контракт. Сепаратор решает эту проблему, удаляя практически весь свободный конденсат и унесенные капли до того, как газ покинет станцию, что обычно сопровождается обезвоживанием и охлаждением. Унос даже небольшой жидкой фракции может привести к тому, что газ выйдет за пределы технических характеристик, поэтому производительность сепаратора измеряется непосредственно по точке росы.

Вопрос: Каков размер нефтепромыслового сепаратора углеводородов?

О: Согласно уравнению Содерса-Брауна, v_max равен K, умноженному на квадратный корень из (rho_liquid минус rho_vapour), разделенный на rho_vapour, что дает максимальную скорость газа до выноса жидкости. Коэффициент К объединяет геометрию резервуара и производительность туманоуловителя в одно число: обычно 0,08–0,15 м/с для вертикального скруббера с сетчатой ​​подушкой, 0,15–0,25 м/с для горизонтального резервуара или лопастного пакета. Диаметр резервуара рассчитывается из фактического расхода газа, разделенного на эту допустимую скорость, затем проверяется на предмет задержки жидкости в течение нескольких минут и на случай отклонения 20-30%, поскольку ниже эффективного диапазона скоростей сепаратор повторно увлекается. Более жесткие спецификации требуют использования коалесцирующего элемента, обеспечивающего удаление 0,3–1 микрометра при 99,98%, а впускное устройство и регулятор уровня рассчитаны на наихудшую пробку, а не на средний поток.

Вопрос: Почему для добычи углеводородов используется коалесцирующий сепаратор?

Ответ: Потому что низкая точка росы или чувствительное оборудование на выходе требуют почти полного удаления капель, чего не может обеспечить простой каплеуловитель. Коалесцирующий сепаратор использует фильтрующие элементы, которые улавливают мелкие капли и объединяют их в более крупные, а затем блок лопастей, который удаляет увеличенные капли, обеспечивая удаление до 0,3–1 микрометра при 99,98%, что намного лучше, чем 99,9% у сетчатой ​​подушки при 5–10 микрометрах. Стоимостью является более высокий перепад давления, 25-250 мм водного столба или более, а также расходный элемент, который засоряется твердыми частицами и смазочным маслом компрессора и должен быть заменен при изменении перепада давления. Преимущество заключается в гораздо более чистом товарном газе и более высокой степени извлечения конденсата, поэтому коалесцеры рекомендуются там, где точка росы строгая или где компрессор или счетчик продаж должны быть защищены даже от следов жидкости.