Periodisk kalibrering af beholderinstrumenter er afgørende for at sikre procesbeholderens fortsatte ydeevne og funktion. Forkert instrumentkalibrering forværrer ofte dårligt procesbeholderdesign, hvilket resulterer i utilfredsstillende separatordrift og lav effektivitet. I nogle tilfælde kan instrumentets position også forårsage fejlmålinger. Denne artikel beskriver, hvordan procesforhold kan forårsage forkerte eller misforståede niveauaflæsninger.
Industrien har brugt mange kræfter på at forbedre designet og konfigurationen af separator- og scrubberbeholdere. Udvælgelsen og konfigurationen af relaterede instrumenter har dog fået lidt opmærksomhed. Normalt er instrumentet konfigureret til de indledende driftsbetingelser, men efter denne periode ændres driftsparametrene, eller der indføres yderligere forurenende stoffer, den indledende kalibrering er ikke længere egnet og skal ændres. Selvom den overordnede vurdering på niveauet instrumentvalg bør være omfattende, processen med at opretholde kontinuerlig vurdering af driftsområdet og eventuelle ændringer i den passende rekalibrering og rekonfiguration af relaterede instrumenter efter behov i hele procesbeholderens livscyklus. har vist, at sammenlignet med den unormale interne konfiguration af beholderen, er separatorfejlen forårsaget af forkerte instrumentdata meget mere.
En af de vigtigste proceskontrolvariabler er væskeniveau. Almindelige metoder til måling af væskeniveau omfatter skueglas/niveauglasindikatorer og differenstryk (DP) sensorer. Skueglasset er en metode til direkte måling af væskeniveauet og kan have muligheder såsom en magnetisk følger og/eller en niveautransmitter forbundet til et modificeret væskeniveauglas. Niveaumålere, der bruger flydere som hovedmålesensor, anses også for at være et direkte middel til at måle væskeniveauet i procesbeholderen. DP-sensoren er en indirekte metode, hvis niveauaflæsning er baseret på det hydrostatiske tryk, som væsken udøver, og kræver nøjagtig viden om væskedensiteten.
Konfigurationen af ovennævnte udstyr kræver normalt brug af to flangedyseforbindelser til hvert instrument, en øvre dyse og en nedre dyse. For at opnå den nødvendige måling er placeringen af dysen afgørende. Konstruktionen skal sikre, at dysen altid er i kontakt med den passende væske, såsom vand- og oliefaserne for grænsefladen og olien og dampen for bulkvæskeniveauet.
Væskeegenskaberne under faktiske driftsforhold kan være forskellige fra de væskekarakteristika, der bruges til kalibrering, hvilket resulterer i fejlagtige niveauaflæsninger. Derudover kan placeringen af niveaumåleren også forårsage falske eller misforståede niveauaflæsninger. Denne artikel giver nogle eksempler på erfaringer med at løse instrumentrelaterede separatorproblemer.
De fleste måleteknikker kræver brug af nøjagtige og pålidelige karakteristika for den væske, der måles, for at kalibrere instrumentet. De fysiske specifikationer og betingelser for væsken (emulsion, olie og vand) i beholderen er afgørende for integriteten og pålideligheden af den anvendte måleteknologi. Hvis kalibreringen af relaterede instrumenter skal udføres korrekt for at maksimere nøjagtigheden og minimere afvigelsen af væskeniveauaflæsninger, er det derfor meget vigtigt at evaluere specifikationerne for den behandlede væske nøjagtigt. For at undgå enhver afvigelse i væskestandsaflæsningen skal der derfor opnås pålidelige data ved regelmæssig prøvetagning og analyse af den målte væske, herunder direkte prøvetagning fra beholderen.
Ændre sig med tiden. Procesvæskens natur er en blanding af olie, vand og gas. Procesfluidet kan have forskellige vægtfylde på forskellige stadier i procesbeholderen; det vil sige gå ind i beholderen som en flydende blanding eller emulgeret væske, men forlad beholderen som en særskilt fase. Derudover kommer procesvæsken i mange feltanvendelser fra forskellige reservoirer, hver med forskellige egenskaber. Dette vil resultere i, at en blanding af forskellige densiteter behandles gennem separatoren. Derfor vil den kontinuerlige ændring af væskekarakteristika have en indvirkning på nøjagtigheden af væskeniveaumålingen i beholderen. Selvom fejlmarginen måske ikke er nok til at påvirke skibets sikre drift, vil det påvirke separationseffektiviteten og funktionaliteten af hele enheden. Afhængigt af separationsforholdene kan en tæthedsændring på 5-15 % være normal. Jo tættere instrumentet er på indløbsrøret, jo større er afvigelsen, hvilket skyldes emulsionens beskaffenhed nær beholderens indløb.
Ligeledes vil niveaumåleren også blive påvirket, efterhånden som vandets saltholdighed ændres. I tilfælde af olieproduktion vil vandets saltholdighed ændre sig på grund af forskellige faktorer såsom ændringer i formationsvand eller gennembrud af injiceret havvand. I de fleste oliefelter kan salinitetsændringen være mindre end 10-20%, men i nogle tilfælde kan ændringen være så høj som 50%, især i kondensatgassystemer og sub-saltreservoirsystemer. Disse ændringer kan have en væsentlig indflydelse på pålideligheden af niveaumåling; Derfor er opdatering af væskekemien (olie, kondensat og vand) afgørende for at opretholde instrumentkalibreringen.
Ved at bruge information opnået fra processimuleringsmodeller og væskeanalyse og prøveudtagning i realtid kan niveaumålerkalibreringsdata også forbedres. I teorien er dette den bedste metode og bruges nu som standardpraksis. Men for at holde instrumentet nøjagtigt over tid, bør væskeanalysedata opdateres regelmæssigt for at undgå potentielle fejl, der kan være forårsaget af driftsforhold, vandindhold, stigning i olie-til-luft-forhold og ændringer i væskekarakteristika.
Bemærk: Regelmæssig og korrekt vedligeholdelse er grundlaget for at opnå pålidelige instrumentdata. Standarderne og hyppigheden af vedligeholdelse afhænger i høj grad af de relaterede forebyggende og daglige fabriksaktiviteter. I nogle tilfælde, hvis det skønnes nødvendigt, bør afvigelser fra planlagte aktiviteter omarrangeres.
Bemærk: Ud over at bruge de nyeste væskekarakteristika til periodisk kalibrering af måleren, kan kun relevante algoritmer eller kunstig intelligens-værktøjer bruges til at korrigere de daglige fluktuationer i procesvæsken for at tage højde for driftsudsving inden for 24 timer.
Bemærk: Overvågningsdata og laboratorieanalyse af produktionsvæsken vil hjælpe med at forstå potentielle abnormiteter i niveauaflæsningerne forårsaget af olieemulsionen i produktionsvæsken.
I henhold til forskellige indløbsanordninger og interne komponenter har erfaring vist, at gasmedrivning og bobling ved indløbet af separatorer (hovedsageligt lodrette gaskondensatudskillere og scrubbere) vil have en betydelig indvirkning på væskeniveauaflæsninger og kan føre til dårlig kontrol, og hvilke . Faldet i densiteten af væskefasen på grund af gasindholdet resulterer i et falsk lavt væskeniveau, hvilket kan føre til væskemedrivning i gasfasen og påvirke nedstrøms proceskompressionsenheden.
Selvom der er oplevet gasmedrivning og skumdannelse i olie- og gas-/kondensatoliesystemet, er instrumentet kalibreret på grund af fluktuationen i kondensatoliedensiteten forårsaget af den dispergerede og opløste gas i kondensatfasen under gasmedrivningen eller gasblæsningen. ved proces. Fejlen vil være højere end oliesystemet.
Niveaumålerne i mange lodrette scrubbere og separatorer kan være svære at kalibrere korrekt, fordi der er forskellige mængder vand og kondensat i væskefasen, og i de fleste tilfælde har de to faser fælles væskeudløb eller vandudløbsledning Overflødigt pga. dårlig vandadskillelse. Derfor er der kontinuerlige udsving i driftstæthed. Under drift vil bundfasen (hovedsageligt vand) blive udledt, hvilket efterlader et højere kondensatlag på toppen, så væskedensiteten er anderledes, hvilket vil få væskeniveaumålingen til at ændre sig med ændringen af væskelagets højdeforhold. Disse udsving kan være kritiske i mindre beholdere, risikerer at miste det optimale driftsniveau, og i mange tilfælde betjenes faldrøret korrekt (nedløbsrøret i aerosol-eliminatoren, der bruges til at udtømme væsken) Den nødvendige væskeforsegling.
Væskeniveauet bestemmes ved at måle densitetsforskellen mellem de to væsker i ligevægtstilstanden i separatoren. Enhver intern trykforskel kan dog forårsage en ændring i det målte væskeniveau og derved give en anden væskeniveauindikation på grund af trykfaldet. For eksempel vil en trykændring mellem 100 til 500 mbar (1,45 til 7,25 psi) mellem beholderrummene på grund af overløbet af ledepladen eller koalesceringspuden forårsage tab af et ensartet væskeniveau, hvilket resulterer i grænsefladeniveauet i separatoren. måling går tabt, hvilket resulterer i en vandret gradient; det vil sige det korrekte væskeniveau i forenden af beholderen under indstillingspunktet og bagenden af separatoren inden for sætpunktet. Desuden, hvis der er en vis afstand mellem væskeniveauet og dysen på den øvre væskeniveaumåler, kan den resulterende gaskolonne yderligere forårsage væskeniveaumålingsfejl i nærvær af skum.
Uanset konfigurationen af procesbeholderen er væskekondensering et almindeligt problem, der kan forårsage afvigelser i væskeniveaumålingen. Når instrumentrøret og beholderlegemet er afkølet, kan temperaturfaldet få gassen, der producerer væske i instrumentrøret, til at kondensere, hvilket får væskestandsaflæsningen til at afvige fra de faktiske forhold i beholderen. Dette fænomen er ikke unikt for det kolde ydre miljø. Det forekommer i et ørkenmiljø, hvor den ydre temperatur om natten er lavere end procestemperaturen.
Varmesporing til niveaumålere er en almindelig måde at forhindre kondens på; temperaturindstillingen er dog kritisk, fordi den kan forårsage det problem, den forsøger at løse. Ved at indstille temperaturen for højt, kan de mere flygtige komponenter fordampe, hvilket får væskens massefylde til at stige. Ud fra et vedligeholdelsessynspunkt kan varmesporing også være problematisk, fordi det let bliver beskadiget. En billigere mulighed er isoleringen (isoleringen) af instrumentrøret, som effektivt kan holde procestemperaturen og den eksterne omgivelsestemperatur på et vist niveau i mange applikationer. Det skal bemærkes, at fra et vedligeholdelsessynspunkt kan forsinkelsen af instrumentrørledningen også være et problem.
Bemærk: Et vedligeholdelsestrin, der ofte overses, er at skylle instrumentet og tøjlerne. Afhængigt af tjenesten kan sådanne korrigerende handlinger være nødvendige ugentligt eller endda dagligt, afhængigt af driftsforholdene.
Der er flere strømningssikringsfaktorer, der kan påvirke væskeniveaumåleinstrumenter negativt. alle disse er:
Bemærk: I designfasen af separatoren, når der vælges det passende niveauinstrument, og når niveaumålingen er unormal, bør det korrekte flowhastighedssikringsproblem tages i betragtning.
Mange faktorer påvirker tætheden af væsken nær niveautransmitterens dyse. Lokale ændringer i tryk og temperatur vil påvirke væskebalancen og derved påvirke niveauaflæsningerne og stabiliteten af hele systemet.
Lokale ændringer i væskedensitet og emulsionsændringer blev observeret i separatoren, hvor afgangspunktet for afløbsrøret/drænrøret på demisteren er placeret nær dysen på væskeniveautransmitteren. Væsken opfanget af tågeeliminatoren blandes med en stor mængde væske, hvilket forårsager lokale ændringer i densiteten. Densitetsudsving er mere almindelige i væsker med lav densitet. Dette kan resultere i kontinuerlige udsving i olie- eller kondensatniveaumålingen, hvilket igen påvirker skibets drift og styringen af nedstrøms enheder.
Bemærk: Dysen på væskeniveautransmitteren bør ikke være i nærheden af udløbspunktet for faldrøret, da der er risiko for at forårsage intermitterende densitetsændringer, som vil påvirke væskeniveaumålingen.
Eksemplet vist i figur 2 er en almindelig niveaumålerrørkonfiguration, men det kan forårsage problemer. Når der er et problem i marken, konkluderer gennemgangen af væskeniveautransmitterens data, at grænsefladevæskeniveauet går tabt på grund af dårlig adskillelse. Men faktum er, at efterhånden som mere vand adskilles, åbner udløbsniveaureguleringsventilen gradvist, hvilket skaber en Venturi-effekt nær dysen under niveautransmitteren, som er mindre end 0,5 m (20 tommer) fra vandstanden. Vanddyse. Dette forårsager et internt trykfald, som får grænsefladeniveauaflæsningen i transmitteren til at være lavere end grænsefladeniveauaflæsningen i beholderen.
Lignende observationer er også blevet rapporteret i scrubberen, hvor væskeudløbsdysen er placeret nær dysen under væskeniveautransmitteren.
Den generelle placering af dyserne vil også påvirke den korrekte funktion, det vil sige, at dyserne på det lodrette separatorhus er sværere at blokere eller tilstoppe end dyserne placeret i det nederste hoved af separatoren. Et lignende koncept gælder for vandrette beholdere, hvor jo lavere dysen er, jo tættere er den på eventuelle faste stoffer, der sætter sig, hvilket gør det mere sandsynligt, at det bliver tilstoppet. Disse aspekter bør overvejes i skibets designfase.
Bemærk: Væskeniveautransmitterens dyse bør ikke være tæt på indløbsdysen, væske- eller gasudløbsdysen, da der er risiko for internt trykfald, som vil påvirke væskeniveaumålingen.
Forskellige indre strukturer af beholderen påvirker separationen af væsker på forskellige måder, som vist i figur 3, herunder den potentielle udvikling af væskeniveaugradienter forårsaget af ledepladeoverløb, hvilket resulterer i trykfald. Dette fænomen er blevet observeret mange gange under fejlfinding og procesdiagnoseforskning.
Flerlagsbaffelen er normalt installeret i beholderen foran på separatoren, og den er let at blive nedsænket på grund af strømningsfordelingsproblemet i indløbsdelen. Overløbet forårsager derefter et trykfald hen over beholderen, hvilket skaber en niveaugradient. Dette resulterer i et lavere væskeniveau foran på beholderen, som vist på figur 3. Men når væskeniveauet styres af væskeniveaumåleren bag på beholderen, vil der opstå afvigelser i den udførte måling. Niveaugradienten kan også forårsage dårlige separationsforhold i procesbeholderen, fordi niveaugradienten mister mindst 50 % af væskevolumenet. Derudover kan det tænkes, at det relevante højhastighedsområde forårsaget af trykfaldet vil frembringe et cirkulationsareal, der medfører tab af separationsvolumen.
En lignende situation kan forekomme i flydende produktionsanlæg, såsom FPSO, hvor der anvendes flere porøse puder i procesbeholderen for at stabilisere væskebevægelsen i beholderen.
Derudover vil den alvorlige gasindblanding i den vandrette beholder under visse betingelser på grund af den lave gasdiffusion frembringe en højere væskeniveaugradient ved forenden. Dette vil også påvirke niveaukontrollen i den bagerste ende af beholderen negativt, hvilket resulterer i måledivergens, hvilket resulterer i dårlig beholderydelse.
Bemærk: Gradientniveauet i forskellige former for procesbeholdere er realistisk, og denne situation bør minimeres, da de vil få separationseffektiviteten til at falde. Forbedre beholderens indvendige struktur og reducer unødvendige skærme og/eller perforerede plader, kombineret med god betjeningspraksis og opmærksomhed, for at undgå problemer med væskeniveaugradient i beholderen.
Denne artikel diskuterer flere vigtige faktorer, der påvirker væskeniveaumålingen af separatoren. Forkerte eller misforståede niveauaflæsninger kan forårsage dårlig beholderdrift. Nogle forslag er blevet fremsat for at hjælpe med at undgå disse problemer. Selvom dette på ingen måde er en udtømmende liste, hjælper det med at forstå nogle potentielle problemer og hjælper derved driftsteamet med at forstå potentielle måle- og driftsproblemer.
Hvis det er muligt, etablere bedste praksis baseret på erfaringer. Der er dog ingen specifik industristandard, der kan anvendes på dette område. For at minimere de risici, der er forbundet med måleafvigelser og kontrolabnormiteter, bør følgende punkter overvejes i fremtidig design og driftspraksis.
Jeg vil gerne takke Christopher Kalli (adjungeret professor ved University of Western Australia i Perth, Australien, Chevron/BP-pensionist); Lawrence Coughlan (Lol Co Ltd. Aberdeen-konsulent, Shell-pensionist) og Paul Georgie (Glasgow Geo Geo-konsulent, Glasgow, UK) for deres støtte Papirer er peer reviewed og kritiseret. Jeg vil også gerne takke medlemmerne af SPE Separation Technology Technical Subcommittee for at lette offentliggørelsen af denne artikel. En særlig tak til de medlemmer, der har gennemgået papiret før det endelige nummer.
Wally Georgie har mere end 4 års erfaring i olie- og gasindustrien, nemlig inden for olie- og gasdrift, behandling, separation, væskehåndtering og systemintegritet, operationel fejlfinding, eliminering af flaskehalse, olie/vand-separation, procesvalidering og teknisk ekspertise Praksisevaluering, korrosionskontrol, systemovervågning, vandinjektion og forbedret olieudvindingsbehandling og alle andre væske- og gashåndteringsproblemer, herunder sand- og faststofproduktion, produktionskemi, flowsikring og integritetsstyring i behandlingsprocessystemet.
Fra 1979 til 1987 arbejdede han i første omgang i servicesektoren i USA, Storbritannien, forskellige dele af Europa og Mellemøsten. Efterfølgende arbejdede han hos Statoil (Equinor) i Norge fra 1987 til 1999 med fokus på daglig drift, udvikling af nye oliefeltsprojekter relateret til spørgsmål om olie-vand-separering, gasbehandling afsvovling og dehydreringssystemer, håndtering af produceret vand og håndtering af problemer med fast produktion og produktionssystem. Siden marts 1999 har han arbejdet som selvstændig konsulent i lignende olie- og gasproduktion rundt om i verden. Derudover har Georgie fungeret som ekspertvidne i juridiske olie- og gassager i Storbritannien og Australien. Han fungerede som SPE Distinguished Lecturer fra 2016 til 2017.
Han har en kandidatgrad. Master of Polymer Technology, Loughborough University, UK. Modtog en bachelorgrad i sikkerhedsteknik fra University of Aberdeen, Skotland, og en PhD i kemisk teknologi fra University of Strathclyde, Glasgow, Skotland. Du kan kontakte ham på wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie var vært for et webinar den 9. juni "Adskillelse af design- og driftsfaktorer og deres indvirkning på ydeevnen af producerede vandsystemer i onshore- og offshore-installationer". Tilgængelig på forespørgsel her (gratis for SPE-medlemmer).
Journal of Petroleum Technology er flagskibsmagasinet for Society of Petroleum Engineers, der giver autoritative briefinger og emner om udviklingen af efterforsknings- og produktionsteknologi, olie- og gasindustriens spørgsmål og nyheder om SPE og dets medlemmer.
Indlægstid: 17-jun-2021
