Optimization of Offshore Oil&Gas Separation Train
Author
Petrarulo, Pasquale Antonino
Term
4. term
Education
Publication year
2017
Submitted on
2017-06-07
Pages
72
Abstract
Dette projekt udvikler optimeringsstrategier til at finde optimale tryk- og temperaturbetingelser for en offshore olie- og gas-separationstog med sigte på at maksimere genvindingen af C3+ kulbrinter i en stabil råolie ved lagerforhold og samtidig sikre, at C1–C2 genvindes i gasfasen. Tre typer reservoirvæsker blev undersøgt: gaskondensat, nærkritisk og sort olie. To indløbsbetingelser blev valgt (60 bar og 70°C samt 30 bar og 40°C), og lagertanken blev sat til 1,2 bar og 15°C. Der blev opstillet to flowskemaer med henholdsvis 2 og 3 to-fase-separatorer, hvor første separator kørte ved reservoirstrømmens betingelser. Stabilitet blev håndhævet ved at kræve, at råoliens boblepunkttryk til lagertanken var højst 70% af tanktryk (ca. 0,85 bar). Optimeringen blev udført i Aspen HYSYS Original Optimizer med BOX-metoden. Resultaterne viser, at stabil råolieproduktion med opfyldte genvindingskrav kan opnås ved at sætte trykket i den sidste separator lig tanktrykket og temperaturen højere end tankens. Ved tre separatorer bør der indlægges et stort trykfald mellem første og anden enhed. Flere separatortrin øger C3+-genvindingen afhængigt af blandingstypen og første trins betingelser: for gaskondensat fra 19,1% til 25,3%, for nærkritiske strømme fra 6,2% til 7,7% og for sort olie fra 0,01% til 2,4%. De optimale tryk og temperaturer ændrer sig ikke væsentligt med fluidets sammensætning, mens tungere væsker giver højere C3+-genvinding i råolie og mindre mængder propan og tungere komponenter, der skal genvindes fra gasfasen.
This project develops optimization strategies to identify optimal operating pressures and temperatures for an offshore oil and gas separation train, aiming to maximize recovery of C3+ hydrocarbons in a stable crude oil at storage conditions while retaining C1–C2 in the gas phase. Three reservoir fluid types were studied—gas condensate, near-critical, and black oil—under two sets of inlet conditions (60 bar and 70°C, and 30 bar and 40°C), with a stock tank fixed at 1.2 bar and 15°C. Two flowsheets were evaluated with 2 and 3 two-phase separators, fixing the first separator at the inlet conditions. Stability was enforced by requiring the crude oil bubble-point pressure to be at or below 70% of the stock tank pressure (about 0.85 bar). Optimization was performed in Aspen HYSYS Original Optimizer using the BOX method. The results show that stable crude production meeting recovery targets is achieved by setting the last separator pressure equal to the tank pressure and its temperature higher than the tank temperature. With three separators, a large pressure drop between the first and second stages is advantageous. Adding a separator increases C3+ recovery depending on fluid type and first-stage conditions: from 19.1% to 25.3% for gas condensate, 6.2% to 7.7% for near-critical fluids, and 0.01% to 2.4% for black oil. Optimal pressures and temperatures are not significantly affected by fluid composition, while heavier fluids yield higher C3+ recovery in crude and less propane and heavier components to be recovered from the gas phase.
[This summary has been generated with the help of AI directly from the project (PDF)]
Keywords
Documents