석유생산공장
Oil production plant석유생산공장은 핵심부품을 분리해 수출에 대비하기 위해 유정으로부터 생산유체를 가공하는 시설이다. 전형적인 유정 생산 유체는 석유, 가스, 그리고 생산된 물의 혼합물이다. 석유 생산 공장은 가공 설비가 없는 석유 저장소와 구별된다.
석유 생산 공장은 육지 또는 연안 유전과 관련될 수 있다.
많은 영구적인 연안 설비들은 완전한 석유 생산 시설을 갖추고 있다.[1][2] 소형 플랫폼과 해저 유정은 생산 유체를 가장 가까운 생산 시설로 수출하며, 가까운 해상 가공 설비 또는 육상 터미널에 있을 수 있다. 생산된 오일은 때때로 안정화(증류)되어 증기 압력을 낮추고 황화수소를 제거하여 "sour" 원유를 감미하여 저장 및 운송에 적합한 원유를 만들 수 있다. 연안 설비는 판매 또는 폐기 전에 유체를 추가로 처리할 수 있는 육상 터미널에 석유와 가스를 공급한다.정유공장까지.
육상석유생산
육상 석유 생산 시설의 구성은 유전 면적의 크기에 따라 달라진다. 단일 유정 또는 몇 개의 유정을 구성하는 단순한 유장의 경우, 석유 저장 탱크가 충분할 수 있다. 탱크는 정기적으로 도로 유조선에 의해 비워지고 정유 공장으로 옮겨진다. 더 큰 생산률의 경우, 철도 유조선 이송설비가 적절할 수 있다.[3] 더 큰 필드의 경우 완전한 3상 처리 설비가 필요하다. 3상 분리기들은 유정을 기름, 가스, 그리고 생산된 물의 세 가지 구성 단계로 분리한다. 석유는 도로나 철도 유조선을 통해 또는 파이프라인을 통해 정유공장으로 운송될 수 있다. 가스는 현장에서 전기를 생산하기 위해 가스 엔진을 가동하는 데 사용될 수도 있고 현지 사용자에게 파이프를 장착할 수도 있다.[3] 과도한 가스는 지상 조명탄에서 연소된다. 생산된 물은 저수지에 다시 주입할 수 있다.
예를 참조하십시오. 와이치 팜
해상 석유 처리 옵션
생산된 석유의 가공에는 매우 다양한 옵션이 있다. 이러한 범위는 연안 시설로 보내진 모든 생산 유체의 최소 해상 처리에서부터, 제품을 판매하거나 더 이상 육상 처리 없이 사용하기에 적합한 사양에 이르기까지 다양하다. 어떤 시설을 제공할지에 대한 결정은 다음과 같은 여러 요인에 따라 결정된다.[4]
- 연안 설비의 최적 크기
- 육상 터미널이 필요한지 이용 가능한지 여부
- 사용 가능한 수출 경로(선박, 유조선)
- 비용, 일정 및 자원의 측면에서 프로젝트 제약 조건
- 미래 프로젝트에 미치는 영향 또는 시사점
멕시코만과 북해는 제공된 시설에 대해 서로 다른 접근방식을 취해온 성숙한 두 지역이다. 이러한 사항은 다음 표에 요약되어 있다.[5]
| 매개변수 | 멕시코만 대륙붕 | 멕시코 만 심해 | 북해 |
|---|---|---|---|
| 오일 가공 | |||
| 석유 생산, 배럴당 일일 오일(BOPD) | < 20,000 (<3,180m3/일) | 50,000 – 250,000 (7,949 – 39,746m3/일) | 50,000 – 250,000 (일 7,949 – 39,746m3) |
| 개별 유정 유량, BOPD | < 3,000 (<477m3/일) | 10,000 – 35,000 (1일 1,590 – 5,564m3) | 10,000 – 25,000 (1일 1,590 – 3,975m3) |
| 웰헤드 온도 °F | 90 – 110(32 – 43°C) | 110 – 200(43 – 93 °C) | 150 – 230(65 – 110 °C) |
| 분리열차 | 1 | 1–2 | 1 – 2 |
| 분리 단계 | 4 – 5 | 3 – 5 | 1 – 3 |
| 오일 용수 함량(%)을 부피별로 내보내기 | < 1 | < 1 | < 2 |
| 수출용 오일 리드 증기 압력, psi | < 11 | < 11 | < 150 (진정한 증기압) |
| 수출유압, psi | 1,000 – 1,500(69 – 103bar) | 1,500 – 3,000개(하드웨어 – 207bar) | 1,500 – 2,800 (193bar) |
| 가스 가공 | |||
| 가스 요금, MMSCFD(일 기준 백만 입방피트) | < 50 | 50 – 400 | 50 – 300 |
| 가스 압축 | 왕복 압축기 | 나사, 원심 압축기 | 원심압축기 |
| 기체 탈수증 | 트리-에틸렌 글리콜(TEG) | TEG, 재생 강화 | TEG, 재생 강화 |
| 가스 용수 함량, lb/MMSCF 내보내기 | 7 | 2 – 4 | 2 – 4 |
| 수출가스 압력, psi | 1,000 – 1,200(69 – 93bar) | 1,500 – 3,000개(하드웨어 – 207bar) | 2,000 – 2,700개(하드웨어 – 186bar |
| 지원 시설 및 유틸리티 | |||
| 공정난방 | 직접 연소식, 핫오일 | 핫오일 | 핫오일 |
| 공정냉각 | 공기냉각 열교환기 | 공기 냉각 열 교환기, 수냉 열 교환기 | 해수, TEG/수냉매질 |
| 생산수처리 | 탈지 탱크, 유도 가스 부양(IGF) | 하이드로사이클로네, 인터넷 거버넌스 | 하이드로사이클로네, 드가세르 |
| 물 주입 | 가끔 | 빈도 | 빈도 |
내보내기 옵션
석유와 가스의 수출 옵션과 전 세계 배치는 다음과 같다.
- 안정화원유
- 불안정한 습윤원유
가스 처리는 다음 경로 중 하나 이상을 차지할 수 있다.[5]
| 폐기경로 | 가스 가공 | 위치 배치 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| 탈수증 | 탄화수소 이슬점 | 멕시코 만 시설 | 북해 시설 | 다른 곳에 배치됨 | |
| 파이프라인 | 네 | 네 | 적다 | 일부 | 인도네시아 |
| 파이프라인 | 네 | 아니요. | 대부분 | 대부분 | 대부분의 영역 |
| 파이프라인 | 아니요. | 아니요. | 적다 | 적다 | 트리니다드 주 수에즈 만 |
| 기체 재분사 | 네 | 네 | 적다 | 일부 | 캐나다 동부 해안, 서아프리카 |
| 플레어링 | 아니요. | 아니요. | 적다 | 적다 | 몇 개의 격리된 필드 및 FPSO 생산 |
중부 및 북부 북해에서 가스는 소수의 큰 지름(36인치, 91.4cm) 가스 파이프라인을 통해 세인트 퍼거스 또는 테사이드 터미널로 전달된다. 이는 1600 – 2500 psig (110 – 172 bar)에서 작동하며, 즉 임계 압력 이상에서 조밀한 단계에서 작동한다. 밀도 단계에서의 작동은 다음과 같은 많은 이점을 제공한다.
- 장거리에서 고압으로 가스를 운반하는 것이 더 효율적이다.
- 그것은 다중효소 흐름의 문제를 제거한다.
- 탄화수소 이슬점 처리로 가스를 처리할 필요를 없앤다.
이러한 이점은 추가 압축에 의해 상쇄되며, 더 두꺼운 벽, 더 비싼 파이프라인이 필요하다.[4]
발전소 구성
추가적인 고려사항은 분리열차의 수와 분리단계 수이다. 공정 설비의 열차는 병렬로 운행하며, 단계는 순차적으로 운행한다. 열차의 수는 유속, 발전소의 가용성 및 이용 가능한 플롯 면적에 따라 달라진다. 단일 열차는 하루 15만~20만배럴의 석유를 처리할 수 있다(일 23,847~31,797m3/일). 선박 크기는 최대 14~19피트(4.27~5.79m) 직경과 최대 30피트(9.14m) 길이까지 가능하다. 멕시코만 해양심층수 설비의 선박은 직경이 12~14피트(3.66~4.27m)이고 길이는 60~70피트(4.27~21.34m)이다.[4]
분리 단계 수는 다음에 따라 달라진다.
- 잘 헤딩된두압력
- 가스/석유 비율
- 원유수출하천의 증기압력 명세서
멕시코만의 1단계 분리기는 일반적으로 1500~1800psi(103.4~124.1bar)에서 작동하며, 액체 거주 시간이 1~2분인 2상 액체 및 증기 분리기로 작동한다. 생산된 물은 저압(LP) 3상 분리기에서 제거한다. 이 값은 150–250 psi(10.3 – 17.2bar)에서 작동한다.[4]
북해에서는 일반적으로 1단계 분리기가 < 750 psi (< 51.72 bar)>에서 작동한다. 이들은 3상(용기, 기름, 물) 분리기로 작동하며 3~5분의 액체 거주 시간을 제공하도록 크기가 조정된다. 압력은 가스 분리를 가능한 한 높은 압력으로 극대화하도록 설정된다. 멕시코만에서는 최대 5단계, 북해에서는 플랫폼에서는 최대 4단계까지 분리하는 것이 일반적이다.[4]
다양한 역사적 연안 설비에 대한 처리량, 열차 수, 분리 단계 및 1단계 분리기 압력은 표에 나타나 있다.[3][6]
| 설치 | 위치 | °API 중력 | 석유 생산, BOPD | 가스 생산, m3/day | 흡입구 분리기 압력, 막대 | 열차 번호 | 스테이지 넘버 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 브렌트 C | 북해 | 38 | 150,000 | 8,500,000 | 9.6 | 3 | 4 |
| 클레이모어 A | 북해 | 30 | 180,000 | 5.9 | 1 | 3 | |
| 코모란트 A | 북해 | 35 | 60,000 | 900,000 | 30 | 1 | 3 |
| Statfjord A | 북해 | 38 | 300,000 | 8,500,000 | 69 | 2 | 4 |
| 머치슨 | 북해 | 36 | 164,000 | 1,300,000 | 45 | 1 | 3 |
| 부찬 | 북해 | 33.5 | 70,000 | 600,000 | 10 | 1 | 3 |
| 마그누스 | 북해 | 39 | 140,000 | 2,500,000 | 28 | 2 | 2 |
| Brae A | 북해 | 33/35, 41/45, 33 | 100,000 + 12,000 NGL | 4,250,000 | 248 | 2 | 3 |
| 나모라도 1세 | 남아메리카 | 40,000 | 640,000 | 2 | 3 | ||
| 나모라도 2세 | 남아메리카 | 60,000 | 420,000 | ||||
| 체르네 1세 | 남아메리카 | 50,000 | 120,000 | 1 | |||
| 바얀 A | 남중국해 | 60,000 | 27 | 2 | 2 | ||
| Brae B | 북해 | 33/35, 41/45, 33 | 75,000 | 11,300,000 | 103 | 1 | 4 |
| Showal 선박 | 멕시코 만 | 12,000 | 4,250 | 90 | 1 | 3 | |
| 포티스 에코 | 북해 | 37 | 67,000 | 300,000 | |||
| 아이더 | 북해 | 34 | 53,000 | 14 – 29.3 | 1 | 1 | |
| 세일란 (키루스) | 북해 | 36 | 15,000 | 6,000,000 | 17 | 1 | 2 |
| 이스트브라에 | 북해 | 33/35, 41/45, 33 | 120,000 | 17,000,000 | 102 | 1 | 3 |
| 가넷 | 북해 | 38/43 | 56,000 | 4,000,000 | 18 – 70 | 4 | 1 |
| 넬슨 | 북해 | 40 | 145,000 | 9 | 1 | ||
| 티파니 | 북해 | 33.6 | 105,000 | 3,250,000 | 17 | 1 | 2 |
건축자재
석유 가공 공장에는 다양한 건설 자재가 사용된다. 탄소강은 가격이 저렴하기 때문에 널리 사용된다. 그러나 다수의 내식성 합금 및 기타 재료가 필요한 부식성 서비스에는 적합하지 않다. 이 표는 신액을 처리하는 공장에서 서비스하기 위한 일반적인 재료들을 보여준다.[7]
| 시스템 또는 공장 | 건축재료 |
|---|---|
| 유량선 및 다지관(스위트 서비스) | 탄소강 |
| 유량선 및 다지관(서비스) | 합금825번길 |
| 유량선 및 다지관(높은2 HS) | 듀플렉스 |
| 구분 기호(스위트) | 탄소강 |
| 구분 기호(sour) | 합금 825를 포함한 탄소강 피복재 |
| 응축수 분리기 | 탄소강 |
| 응축수 분리기(우리의 고압) | 316 스테인리스강 피복 탄소강 |
| 응축수 분리기(저압) | 316 스테인리스강 |
| 오일 펌핑 및 수출 | 탄소강 |
| 가스 압축 | 탄소강 |
| 가스 압축 배관(sour) | 316 스테인리스강 |
| 가스 압축 용기(sour) | 탄소강 |
| 탈수 가스 | 탄소강 |
| 가스수출 | 탄소강 |
| 플레어 및 환기구 | 탄소강 |
| 플레어(Sour 또는 콜드 서비스) | 316 스테인리스강 |
| 가스주입 | 탄소강 |
| 바닷물 | GRP |
| 바닷물 | 큐니퍼 |
| 파이어워터 | 아연도금강 |
| 열교환기용 해수 | 티타늄 |
| 주입수 | 탄소강 |
| 배수구 | 탄소강 |
| 민물, 담수, 맑은 물 | 구리 |
| 공기 | 탄소강 |
| 냉각 및 가열 매체 | 탄소강 |
| 연료가스 | 탄소강 |
공정설명
석유열차
생산 공장은 유정 크리스마스 트리에 있는 생산 날개 밸브 이후에 시작하는 것으로 간주할 수 있다. 각 우물에서 나오는 저수지 유체는 유로를 통해 초크 밸브로 피핑되며, 이는 유량을 조절하고 유체의 압력을 감소시킨다.[2] 각 웰의 유량은 하나 이상의 흡기 매니폴드에 모여 있다. 이것들은 각 열차에 대해 제공되거나 다양한 분리기 압력과 웰헤드 압력을 일치시키기 위해 다른 압력에서 작동한다. 고압 매니폴드는 1단계 분리기로 연결되며, 이 분리기는 3개의 유체 단계를 분리한다. 가장 밀도가 높은 단계인 생산수는 분리막 하단에 자리를 잡고, 생산수면 상부에 기름이 떠다니며, 가스는 분리막 상부를 차지한다.[8] 분리막은 북해에서 생산되는 경질유(>35° API)에 충분한 3~5분의 액체 체류시간을 제공할 수 있는 크기로 제작됐다. 멕시코만에서는 1단 분리기가 2상(가스·액체) 선박으로 운항하고 있으며, 1~2분 정도의 액체 체류시간을 제공할 수 있는 규모다.
1단계 분리기의 오일은 추가 분리를 돕기 위해 열 교환기에서 냉각하거나 가열할 수 있다. 북해밭은 고온에서 활동하기 때문에 난방이 필요 없을 수 있다. 멕시코만 지역은 낮은 온도에서 작동하기 때문에 수출 증기와 BS&W 사양을 달성하기 위해서는 열이 필요하다. 일반적인 작동 온도는 140 – 160 °F(60 – 71 °C)이다.[4]
그런 다음 오일은 2단 분리기로 이동하며, 1단계보다 낮은 압력으로 작동하여 오일/가스/물을 추가로 분리하거나, 물을 추가로 제거하기 위해 병합기로 이동한다.[8] 연속적으로 낮은 압력으로 작동하는 여러 단계의 분리는 용해된 가스의 양을 줄이는 것을 목표로 하며 따라서 수출 석유 사양을 충족시키기 위해 오일의 플래시 포인트를 감소시킨다.[9] 높은 오일 유량을 위해 분리기 병렬 열차는 유량을 처리하고 턴다운 기능을 제공하기 위해 필요할 수 있다.[2] 마지막 분리 단계는 정전기 결합기일 수 있다. 이는 부피 용수 함량으로 0.5%를 달성할 수 있으며, 일반적인 설계 플럭스는 200 bopd/ft의2 순서로 되어 있다.[4]
시험 분리기(도표 참조)를 통해 개별 웰의 성능을 결정할 수 있다. 개별 웰은 유체를 시험 분리기로 이동시키는 시험 헤더에 연결된다. 기름, 증기, 생산된 물로 3상 분리가 일어난다. 이러한 단계의 유량은 유체가 오일 열차의 낮은 압력 지점으로 흐를 때 정확하게 측정된다. 유량은 유정의 최대 유량, 기체-기체 비율, 유체의 절수량 측면에서 유정의 성능을 결정한다.
일부 유전은 신맛이 나며 이산화탄소(CO2)와 황화수소(HS2)의 농도가 높다. 고온에서 분리하여 작동하면 이러한 가스가 증기 단계로 이동한다. 그러나 원유는 여전히 일반적인 HS-in-crude2 규격 한계 < 10 ppmw를 초과하는 신 화합물을 포함할 수 있다. 쟁반으로 된 기둥은 기둥의 상부에 공급된 신 원유를 사용하고 기둥의 하단에 유입된 박토 가스를 사용한다.[4]
최종 분리 단계부터 또는 병합기로부터 오일을 냉각하여 수출 사양을 충족하거나 석유 수출 라이저에 대한 열 응력을 제한할 수 있다. 석유는 유량을 정확하게 측정하기[10] 위해 계량된 후 송유관을 통해 육지 터미널로 펌핑된다. 콘크리트 중력 기반 구조와 부유식 생산 저장 및 오프로드 FPSO와 같은 일부 설비에는 연속적으로 오일을 채우며 정기적으로 오일 탱크로 배출되는 일체형 오일 저장 탱크가 있다.
생산수
분리기 및 병합기에서 생성된 물은 물에서 용해된 가스를 제거하기 위해 가까운 대기압에서 작동하는 배출된 배출 가스로 연결된다. 연안 산업 초기에는 선상 폐기 전에 생산된 물을 청소하기 위해 평행판 분리기를 사용하였다. 더 콤팩트한 하이드로사이클로네는 1980년대에 도입됐다.[1] 하이드로사이클로네는 유입된 기름과 고형물을 배출한 물에서 제거한 다음, 기름 제거기로 통과하고 저장소에 다시 주입하거나 배 밖으로 버려질 수 있다. 유도 가스 플랜테이션 공장은 하이드로사이클로네/디가서 공장이 유체-인-수중 사양을 달성할 수 없을 때 사용된다. 선상 폐기의 경우, 물은 수중에서 약 30ppm(ppm)의 오일 함량을 가져야 한다.[11] 북해 설비의 경우 가동 온도가 높을수록 유체 중 유체 농도가 20ppmw를 초과할 수 있다.[4]
가스열차
분리기 상단에서 나오는 관련 가스는 물과 액체 탄화수소로 포화돼 있어 플래시 가스 또는 습식 가스라고도 한다. 기체는 일반적으로 스크러버, 압축기 및 냉각기를 통해 전달되어 기체의 압력을 높이고 액체를 제거한다.[2] 스크러버는 가스 흐름에서 액체를 제거하고 분리할 수 있는 수직 용기다. 압축열 제거를 위해 압축기 뒤에 쿨러가 위치한다. 원심압축기는 흔히 앞바다에서 사용된다. 왕복 기계보다 작고 가벼우며 유지보수 비용이 적다. 후자는 소량의 가스만을 취급하는 곳에 사용된다. 원심 압축기는 가스 터빈이나 전기 모터에 의해 구동된다.[4]
건조 가스는 수출할 수 있으며, 가스 리프트, 플레어(flack)에 사용되거나, 설비의 발전기를 위한 연료로 사용되거나, 저장소에 추가 압축이 다시 주입된 후에 사용할 수 있다. 수출 가스는 가스관을 통해 육지 터미널로 보내지기 전에 유량을 정확하게 측정하기 위해 계량된다. 다른 치료 과정이 필요할 수 있다.
기체 탈수증
가스는 판매 사양에 부합하도록 수분 함량을 감소시키거나, 송유관의 물 응결 및 슬러그 형성을 방지하거나, 수출 송유관의 하이드레이트 형성을 피하기 위해 건조할 수 있다. 가스는 글리콜 탈수탑에서 트리에틸렌 글리콜과의 역류 접촉에 의해 건조된다.[12] 일반적으로 건조 가스는 2.5~7lb의 물/MMSCF의 수분 함량을 가진다. 글리콜 접촉기는 일반적으로 1100–1200 psi(75 ~ 83bar)에서 작동한다.[4] 물이 풍부한 글리콜은 물을 가열하고 벗겨냄으로써 재생된다. 강화된 재생은 DRIZO 또는 Coldfinger를 사용하여 재생 성능을 향상시킨다.[4] 컨택터 타워는 <4 lb/MMSCF>의 수분 함량을 만족하는 데 필요한 3~4개의 이론 트레이를 제공하는 구조화된 패킹이 사용되었기 때문에 이전에 버블 캡 트레이로 구성되었다.[4]
탄화수소 이슬점화
수출 탄화수소 이슬점 사양(일반적으로 5°C에서[13] 100 barg)은 더 높은 알칸(부탄, 펜탄 등)을 제거하기 위해 가스를 냉각시켜 충족시킬 수 있다. 이것은 냉장 시스템으로, 또는 Joule-Thomson 밸브를 통해 가스를 전달하거나 터보 익스팬더를 통해 액체를 응축하고 분리할 수 있다. 생산된 천연가스 액체(NGL)는 고증기 압력 유체가 수출되는 석유 수출 유체에 스파이크될 수 있다.[1] 또는 별도의 수출을 위한 액체를 생산하기 위해 NGL 분할 열을 사용할 수 있다. NKG분할기둥은 Nkossa 서아프리카와 Ardjuna 인도네시아에 설치된다.[4]
가스 감미료
건식 가스는 수출 가스 사양을 만족시키기 위해 추가로 처리될 수 있다.[13] 과잉 이산화탄소(CO2)는 아민 가스 처리 공정(예: 셀렉솔)에서 처리하여 제거할 수 있으며, 여기서 CO는2 콘택트 타워의 아민 역류 흐름에 우선적으로 용해된다. 황화수소는 아민을 사용하거나 산화아연 흡착제의 침대를 통해 가스를 통과시켜 제거할 수도 있다.
육상 터미널
육상 석유 터미널은 연안 설비로부터 석유를 공급받으며 정유 공장에서와 같이 판매 또는 추가 처리를 위한 제품을 생산하기 위해 그것을 취급한다. 일반적으로 육상 터미널에는 원유를 안정화하고, 연안으로부터 분리되지 않은 생산된 물과 경량 탄화수소를 제거하기 위해 분리기와 결합기에 이어 연소 히터가 있다. 육상 분리기는 해상 분리기보다 낮은 압력에서 작동하기 때문에 더 많은 가스가 진화한다. 관련 가스는 일반적으로 전용 파이프라인을 통해 압축, 이슬점 처리 및 수출된다. 만약 가스 수출이 비경제적이면 그것은 폭발할 수 있다. 육상 터미널에는 수출 경로를 이용할 수 없을 경우 해상 생산을 계속할 수 있도록 대형 원유 저장 탱크가 자주 있다. 정유소로의 수출은 송유관이나 유조선을 통해 이루어진다.
육상 가스 터미널에는 들어오는 가스 흐름에서 액체를 제거하기 위한 시설이 있을 수 있다. 가스 처리 과정에는 글리콜 탈수, 가스 감미, 탄화수소 이슬점 제어 및 사용자에게 가스 분배 전 가스 압축이 포함될 수 있다.
유틸리티 및 지원 시스템
생산, 가스 및 오일 처리 시스템 외에도 연안 설비의 생산과 점거를 지원하기 위해 다양한 보조 시스템, 지원 시스템 및 유틸리티 시스템이 제공된다. 시스템에는 다음이 포함된다.[1][14]
- 글리콜 재생 - 물이 풍부한 글리콜을 가열하고 건조한 가스로 벗겨 물에서 몰아낸다.
- 아민 재생 - 풍부한 아민은 가열되고 달콤한 가스로 벗겨져 CO2 및 HS를2 배출한다.
- 연료 가스 - 가스 터빈에 동력을 공급하고 릴리프, 환기구 및 플레어 시스템을 퍼지하는 데 사용
- 퍼지 가스 - 탱크를 위한 담요 가스를 제공하고 유지 관리 전에 용기를 퍼지하십시오.
- 비활성 가스 - 탱크를 위한 담요 가스를 제공하고 유지 관리 전에 용기를 퍼지하십시오.
- 디젤 연료 - 소방용 펌프 디젤 엔진 및 발전기 시동용
- 항공 연료 - 헬리콥터 재급유를 위한 제트 A-1
- 대기 환기구 - 저압 시스템 및 유지관리 제거를 위한 가스 폐기
- 구제 및 플레어 - 정상 및 정지 조건에서 잉여 가스의 안전한 수거 및 폐기
- 파이프라인 피깅 - 파이프라인 삭제 및 모니터링
- 웰 테스트 시설 - 분리기를 테스트하여 개별 웰에서 유량을 측정
- 해수 - 플러싱, 냉각, 세척에 사용
- 소방수 - 소방용 해수
- 물 분사 - 오일 탱크에 분사된 해수 탈착을 통해 오일을 생산 유정 쪽으로 유도하고 탱크 압력을 유지
- 음용수 - 급수 용기에서 붕어하거나 해수의 증류 또는 역삼투에 의해 기내에서 제조된 식수
- 냉각 매체 - 가스 및 오일 흐름을 냉각한다. 해수(직접) 냉각 또는 담수/글리콜 혼합물로 구성된다(아래 참조).
- 가열 매체 - 가스 및 오일 스트림을 가열하는 HVAC, 온수 또는 담수/글리콜 혼합물로 구성(아래 참조)
- 밀폐된(공정) 배수구 - 유지보수 전에 프로세스 장비 배수
- 개방 배수구 - 갑판 구역의 배수구, 위험 구역 배수구는 비위험 구역 배수구와 분리되어 있으며, 처리된 초과 배수구
- 오수 처리 - '검은색'(토일릿) 및 '회색'(싱크 및 샤워) 물의 적층 및 과대 처리
- 공장/서비스 공기 - 공기 구동 공구, 퍼징 용기 전원 공급
- 계기 공기 - 공압 작동식 컨트롤러 및 밸브 작동용
- 전기 발전 - 디젤 엔진 또는 가스 터빈 구동 전기 발전을 위한 디젤 또는 연료 가스
- 화학적 저장 및 주입 - 유체의 분리를 돕고 시설의 작동을 유지하기 위해 메탄올, 글리콜, 부식 억제제, 스케일 억제제, 산소 스캐빈저, HS2 스캐빈저, 에멀전 차단기, 폼 차단기, 왁스 억제제를 포함할 수 있다.
- 밀봉 오일 및 튜브 오일 보관 - 압축기, 가스 터빈 및 디젤 엔진용
- 유압 오일 - 해저 및 지표면 하부 웰 장비의 작동
- HVAC - 폐쇄된 프로세스 플랜트 및 숙소용
- 드릴링 설비 - 대량 화학 저장, 웰 드릴링 장비
유틸리티 세부 정보
난방 매체는 일반적으로 발전 가스 터빈 배기가스에서 나오는 폐열 회수에 의해 가열된다. 필요한 온도는 일반적으로 400 °F(204 °C) 이하이며 광유 기반 액체를 사용한다.[4] 일반적으로 온도가 300°F(149°C)로 제한되지만 가압된 온수, 증기, 글리콜/물 혼합물도 사용된다. 소규모 설비에서는 전기 가열 소자가 난방 유체에 가장 적합한 옵션이 될 수 있다.[4]
프로세스 냉각은 공기, 해수(직접 냉각) 또는 30% 글리콜(TEG)/물 혼합물로 구성되며 간접 냉각으로 알려져 있는 냉각 매체를 사용하여 수행할 수 있다.[4] 북해 설비는 일반적으로 상당히 혼잡하며 공기 냉각 열교환기에 필요한 광범위한 플롯 면적을 위한 공간이 없다. 수냉식 열교환기는 비교적 작은 플롯 면적을 차지한다. 북해 설비는 물 주입 설비가 제공되는 경우가 많다. 이것들은 많은 양의 바닷물을 들어올려야 한다. 따라서 냉각에 바닷물을 사용하는 증분 비용은 상당히 감소한다. 더욱이 따뜻한 물 속 공기의 용해도가 낮아지는 것은 주입수에서 공기를 빼내야 하기 때문에 장점이다. 차가운 북해 수온이 열교환기의 크기를 줄인다. 간접 냉각 매체 냉각은 직접 해수 냉각보다 부식 문제가 덜 발생하기 때문에 구리 합금, 티타늄 또는 실코넬과 같은 더 비싼 금속이 필요할 수 있다. 냉각 매체 시스템은 자본비용(CAPEX)이 낮다. 깨끗한 유체는 공간과 무게를 절약할 수 있는 인쇄 회로 열 교환기를 사용할 수 있다.[4]
참고 항목
참조
- ^ a b c d Magnus 프로세스 흐름도 1983; NW Hutton 프로세스 흐름도 1987; 전단수 프로세스 흐름도 2005
- ^ a b c d Ken Arnold and Maurice Stewart (1998). Surface Production Operations, Volume 1: Design of Oil-Handling Systems and Facilities. Oxford: Elsevier Science & Technology. ISBN 9780750678537.
- ^ a b c Department of Trade and Industry (1994). The Energy Report. London: HMSO. pp. 24–98, 96, 98. ISBN 0115153802.
- ^ a b c d e f g h i j k l m n o p q r Bothamley, Mark (September 2004). "Offshore Processing Options for Oil Platforms". Society of Petroleum Engineers Technical conference and Exhibition Houston Texas September 2004 (Conference paper). Society of Petroleum Engineers, SPE Technical conference and Exhibition. Houston Texas: Society of Petroleum Engineers: 1–17.
- ^ a b 2004년 보텀리로부터 각색
- ^ 매튜 홀 엔지니어링 오프쇼어 회사 홍보 책자, 1991년 4월
- ^ 2000년도 건설계획서 마라톤 Brae B 재료
- ^ a b "Three phase separation". Retrieved 11 February 2019.
- ^ "Forties pipeline oil specification". Retrieved 10 February 2019.
- ^ "Custody transfer metering". Retrieved 11 February 2019.
- ^ "Oil in Water Grand Banks" (PDF). Retrieved 10 February 2019.
- ^ "Glycol dehydration". Retrieved 11 February 2019.
- ^ a b "Northern Leg Gas Pipeline specification" (PDF). Retrieved 10 February 2019.
- ^ Gas Processors Suppliers Association (2004). Engineering Data Book. Tulsa, Oklahoma: GPSA. pp. Section 18 Utilities.
