La calibración periódica de los instrumentos del recipiente es esencial para garantizar el rendimiento y la función continuos del recipiente de proceso. La calibración incorrecta de los instrumentos a menudo exacerba el diseño deficiente del recipiente de proceso, lo que resulta en una operación insatisfactoria del separador y una baja eficiencia. En algunos casos, la posición del instrumento también puede provocar mediciones erróneas. Este artículo describe cómo las condiciones del proceso pueden causar lecturas de nivel incorrectas o mal entendidas.
La industria ha realizado muchos esfuerzos para mejorar el diseño y la configuración de los recipientes separadores y depuradores. Sin embargo, la selección y configuración de instrumentos relacionados ha recibido poca atención. Por lo general, el instrumento está configurado para las condiciones operativas iniciales, pero después de este período, los parámetros operativos cambian o se introducen contaminantes adicionales, la calibración inicial ya no es adecuada y es necesario cambiarla. Aunque la evaluación general en la etapa de selección de instrumentos de nivel debe ser integral, el proceso de mantener una evaluación continua del rango operativo y cualquier cambio en la recalibración y reconfiguración apropiada de los instrumentos relacionados según sea necesario durante todo el ciclo de vida del recipiente de proceso. Por lo tanto, la experiencia ha demostrado que, en comparación con la configuración interna anormal del contenedor, la falla del separador causada por datos incorrectos del instrumento es mucho mayor.
Una de las variables clave de control del proceso es el nivel de líquido. Los métodos comunes para medir el nivel de líquido incluyen mirillas/indicadores de nivel y sensores de presión diferencial (DP). La mirilla es un método para medir directamente el nivel de líquido y puede tener opciones como un seguidor magnético y/o un transmisor de nivel conectado a una mirilla de nivel de líquido modificada. Los medidores de nivel que utilizan flotadores como sensor de medición principal también se consideran un medio directo para medir el nivel de líquido en el recipiente de proceso. El sensor DP es un método indirecto cuya lectura de nivel se basa en la presión hidrostática que ejerce el fluido y requiere un conocimiento preciso de la densidad del fluido.
La configuración del equipo anterior generalmente requiere el uso de dos conexiones de boquilla con brida para cada instrumento, una boquilla superior y una boquilla inferior. Para lograr la medición requerida, el posicionamiento de la boquilla es fundamental. El diseño debe garantizar que la boquilla esté siempre en contacto con el fluido apropiado, como las fases de agua y aceite para la interfaz y el aceite y vapor para el nivel del líquido a granel.
Las características del fluido en condiciones de funcionamiento reales pueden ser diferentes de las características del fluido utilizadas para la calibración, lo que da lugar a lecturas de nivel erróneas. Además, la ubicación del indicador de nivel también puede provocar lecturas de nivel falsas o mal entendidas. Este artículo proporciona algunos ejemplos de lecciones aprendidas al resolver problemas de separadores relacionados con instrumentos.
La mayoría de las técnicas de medición requieren el uso de características precisas y confiables del fluido que se mide para calibrar el instrumento. Las especificaciones físicas y las condiciones del líquido (emulsión, aceite y agua) en el recipiente son fundamentales para la integridad y confiabilidad de la tecnología de medición aplicada. Por lo tanto, si se desea completar correctamente la calibración de los instrumentos relacionados para maximizar la precisión y minimizar la desviación de las lecturas del nivel de líquido, es muy importante evaluar con precisión las especificaciones del fluido procesado. Por lo tanto, para evitar cualquier desviación en la lectura del nivel de líquido, se deben obtener datos confiables tomando muestras y analizando periódicamente el fluido medido, incluido el muestreo directo del contenedor.
Cambia con el tiempo. La naturaleza del fluido del proceso es una mezcla de petróleo, agua y gas. El fluido de proceso puede tener diferentes gravedades específicas en diferentes etapas dentro del recipiente de proceso; es decir, entrar en el recipiente como una mezcla fluida o un fluido emulsionado, pero salir del recipiente como una fase distinta. Además, en muchas aplicaciones de campo, el fluido de proceso proviene de diferentes depósitos, cada uno con diferentes características. Esto dará como resultado que se procese una mezcla de diferentes densidades a través del separador. Por lo tanto, el cambio continuo de las características del fluido tendrá un impacto en la precisión de la medición del nivel de líquido en el contenedor. Aunque el margen de error puede no ser suficiente para afectar la operación segura del barco, afectará la eficiencia de separación y la operatividad de todo el dispositivo. Dependiendo de las condiciones de separación, un cambio de densidad del 5 al 15 % puede ser normal. Cuanto más cerca esté el instrumento del tubo de entrada, mayor será la desviación, lo que se debe a la naturaleza de la emulsión cerca de la entrada del recipiente.
De manera similar, a medida que cambia la salinidad del agua, el indicador de nivel también se verá afectado. En el caso de la producción de petróleo, la salinidad del agua cambiará debido a diversos factores, como cambios en el agua de formación o la irrupción del agua de mar inyectada. En la mayoría de los yacimientos petrolíferos, el cambio de salinidad puede ser inferior al 10-20%, pero en algunos casos, el cambio puede llegar al 50%, especialmente en sistemas de gas condensado y sistemas de yacimientos subsalinos. Estos cambios pueden tener un impacto significativo en la confiabilidad de la medición de nivel; por lo tanto, es esencial actualizar la química del fluido (aceite, condensado y agua) para mantener la calibración del instrumento.
Al utilizar información obtenida de modelos de simulación de procesos y análisis de fluidos y muestreo en tiempo real, también se pueden mejorar los datos de calibración del medidor de nivel. En teoría, este es el mejor método y ahora se utiliza como práctica estándar. Sin embargo, para mantener la precisión del instrumento a lo largo del tiempo, los datos del análisis de fluidos deben actualizarse periódicamente para evitar posibles errores que puedan ser causados por las condiciones de operación, el contenido de agua, el aumento de la relación aceite-aire y los cambios en las características del fluido.
Nota: El mantenimiento regular y adecuado es la base para obtener datos confiables del instrumento. Los estándares y la frecuencia del mantenimiento dependen en gran medida de las actividades preventivas y diarias relacionadas con la fábrica. En algunos casos, si se considera necesario, se deberán reorganizar las desviaciones de las actividades planificadas.
Nota: Además de utilizar las últimas características del fluido para calibrar periódicamente el medidor, solo se pueden usar algoritmos relevantes o herramientas de inteligencia artificial para corregir las fluctuaciones diarias del fluido del proceso para tener en cuenta las fluctuaciones operativas dentro de las 24 horas.
Nota: Los datos de monitoreo y los análisis de laboratorio del fluido de producción ayudarán a comprender posibles anomalías en las lecturas de nivel causadas por la emulsión de aceite en el fluido de producción.
Según los diferentes dispositivos de entrada y componentes internos, la experiencia ha demostrado que el arrastre de gas y las burbujas en la entrada de los separadores (principalmente separadores y depuradores de condensado de gas verticales) tendrán un impacto significativo en las lecturas del nivel de líquido y pueden conducir a un control deficiente y que realizó . La disminución de la densidad de la fase líquida debido al contenido de gas da como resultado un falso nivel bajo de líquido, lo que puede provocar arrastre de líquido en la fase gaseosa y afectar a la unidad de compresión del proceso aguas abajo.
Aunque se ha experimentado arrastre de gas y formación de espuma en el sistema de petróleo y gas/aceite condensado, el instrumento está calibrado debido a la fluctuación de la densidad del aceite condensado causada por el gas disperso y disuelto en la fase de condensado durante el arrastre de gas o el soplado de gas. por proceso. El error será mayor que el del sistema de aceite.
Los medidores de nivel en muchos depuradores y separadores verticales pueden ser difíciles de calibrar correctamente porque hay diferentes cantidades de agua y condensado en la fase líquida y, en la mayoría de los casos, las dos fases tienen una salida de líquido o una línea de salida de agua común. Superflua debido a mala calidad separación de agua. Por lo tanto, hay una fluctuación continua en la densidad operativa. Durante la operación, la fase inferior (principalmente agua) se descargará, dejando una capa de condensado más alta en la parte superior, por lo que la densidad del fluido es diferente, lo que hará que la medición del nivel del líquido cambie con el cambio de la relación de altura de la capa de líquido. Estas fluctuaciones pueden ser críticas en contenedores más pequeños, corren el riesgo de perder el nivel operativo óptimo y, en muchos casos, operar correctamente el bajante (el bajante del eliminador de aerosol utilizado para descargar el líquido) y el sello de líquido requerido.
El nivel del líquido se determina midiendo la diferencia de densidad entre los dos fluidos en estado de equilibrio en el separador. Sin embargo, cualquier diferencia de presión interna puede causar un cambio en el nivel de líquido medido, dando así una indicación de nivel de líquido diferente debido a la caída de presión. Por ejemplo, un cambio de presión entre 100 y 500 mbar (1,45 a 7,25 psi) entre los compartimentos del contenedor debido al desbordamiento del deflector o la almohadilla coalescente causará la pérdida de un nivel de líquido uniforme, lo que resultará en el nivel de interfaz en el separador. se pierde la medición, lo que produce un gradiente horizontal; es decir, el nivel de líquido correcto en el extremo frontal del recipiente por debajo del punto de ajuste y el extremo trasero del separador dentro del punto de ajuste. Además, si hay una cierta distancia entre el nivel de líquido y la boquilla del medidor de nivel de líquido superior, la columna de gas resultante puede provocar errores adicionales en la medición del nivel de líquido en presencia de espuma.
Independientemente de la configuración del recipiente de proceso, un problema común que puede causar desviaciones en la medición del nivel de líquido es la condensación del líquido. Cuando la tubería del instrumento y el cuerpo del contenedor se enfrían, la caída de temperatura puede hacer que el gas que produce líquido en la tubería del instrumento se condense, lo que hace que la lectura del nivel del líquido se desvíe de las condiciones reales en el contenedor. Este fenómeno no es exclusivo del ambiente exterior frío. Ocurre en un ambiente desértico donde la temperatura exterior durante la noche es inferior a la temperatura de proceso.
El rastreo térmico para medidores de nivel es una forma común de evitar la condensación; sin embargo, el ajuste de la temperatura es fundamental porque puede causar el problema que intenta resolver. Al ajustar la temperatura demasiado alta, los componentes más volátiles pueden evaporarse, provocando que aumente la densidad del líquido. Desde el punto de vista del mantenimiento, el trazado calefactor también puede ser problemático porque se daña fácilmente. Una opción más económica es el aislamiento (aislamiento) del tubo del instrumento, que puede mantener eficazmente la temperatura del proceso y la temperatura ambiente externa en un cierto nivel en muchas aplicaciones. Cabe señalar que desde el punto de vista del mantenimiento, el retraso de la tubería de instrumentos también puede ser un problema.
Nota: Un paso de mantenimiento que a menudo se pasa por alto es lavar el instrumento y las riendas. Dependiendo del servicio, dichas acciones correctivas pueden ser necesarias semanalmente o incluso diariamente, dependiendo de las condiciones de operación.
Existen varios factores de garantía de flujo que pueden afectar negativamente a los instrumentos de medición de nivel de líquidos. todos estos son:
Nota: En la etapa de diseño del separador, al seleccionar el instrumento de nivel apropiado y cuando la medición del nivel es anormal, se debe considerar el problema de asegurar el caudal correcto.
Muchos factores afectan la densidad del líquido cerca de la boquilla del transmisor de nivel. Los cambios locales de presión y temperatura afectarán el equilibrio del líquido, afectando así las lecturas de nivel y la estabilidad de todo el sistema.
Se observaron cambios locales en la densidad del líquido y cambios en la emulsión en el separador, donde el punto de descarga del bajante/tubo de drenaje del desnebulizador está ubicado cerca de la boquilla del transmisor de nivel de líquido. El líquido capturado por el eliminador de niebla se mezcla con una gran cantidad de líquido, provocando cambios locales de densidad. Las fluctuaciones de densidad son más comunes en fluidos de baja densidad. Esto puede dar lugar a fluctuaciones continuas en la medición del nivel de aceite o condensado, lo que a su vez afecta al funcionamiento del barco y al control de los dispositivos aguas abajo.
Nota: La boquilla del transmisor de nivel de líquido no debe estar cerca del punto de descarga del bajante porque existe el riesgo de provocar cambios de densidad intermitentes, que afectarán la medición del nivel de líquido.
El ejemplo que se muestra en la Figura 2 es una configuración de tubería de indicador de nivel común, pero puede causar problemas. Cuando hay un problema en el campo, la revisión de los datos del transmisor de nivel de líquido concluye que el nivel de líquido de la interfaz se pierde debido a una mala separación. Sin embargo, el hecho es que a medida que se separa más agua, la válvula de control de nivel de salida se abre gradualmente, creando un efecto Venturi cerca de la boquilla debajo del transmisor de nivel, que está a menos de 0,5 m (20 pulgadas) del nivel del agua. Boquilla de agua. Esto provoca una caída de presión interna, lo que provoca que la lectura del nivel de la interfaz en el transmisor sea inferior a la lectura del nivel de la interfaz en el contenedor.
También se han informado observaciones similares en el depurador donde la boquilla de salida de líquido está ubicada cerca de la boquilla debajo del transmisor de nivel de líquido.
La colocación general de las boquillas también afectará el funcionamiento correcto, es decir, las boquillas en la carcasa del separador vertical son más difíciles de bloquear u obstruir que las boquillas ubicadas en el cabezal inferior del separador. Un concepto similar se aplica a los contenedores horizontales, donde cuanto más baja es la boquilla, más cerca está de los sólidos que se depositan, lo que aumenta la probabilidad de que se obstruya. Estos aspectos deben considerarse durante la etapa de diseño del buque.
Nota: La boquilla del transmisor de nivel de líquido no debe estar cerca de la boquilla de entrada, de salida de líquido o de gas, porque existe el riesgo de una caída de presión interna, lo que afectará la medición del nivel de líquido.
Las diferentes estructuras internas del contenedor afectan la separación de fluidos de diferentes maneras, como se muestra en la Figura 3, incluido el posible desarrollo de gradientes de nivel de líquido causados por el desbordamiento del deflector, lo que resulta en caídas de presión. Este fenómeno se ha observado muchas veces durante la investigación de diagnóstico de procesos y resolución de problemas.
El deflector multicapa generalmente se instala en el contenedor en la parte delantera del separador y es fácil de sumergir debido al problema de distribución del flujo en la parte de entrada. Luego, el desbordamiento provoca una caída de presión a través del recipiente, creando un gradiente de nivel. Esto da como resultado un nivel de líquido más bajo en la parte frontal del contenedor, como se muestra en la Figura 3. Sin embargo, cuando el nivel de líquido es controlado por el medidor de nivel de líquido en la parte trasera del contenedor, se producirán desviaciones en la medición realizada. El gradiente de nivel también puede causar malas condiciones de separación en el recipiente de proceso porque el gradiente de nivel pierde al menos el 50% del volumen del líquido. Además, es posible que la zona de alta velocidad relevante causada por la caída de presión produzca una zona de circulación que conduzca a una pérdida de volumen de separación.
Una situación similar puede ocurrir en plantas de producción flotantes, como FPSO, donde se utilizan múltiples almohadillas porosas en el recipiente de proceso para estabilizar el movimiento del fluido en el recipiente.
Además, el fuerte arrastre de gas en el contenedor horizontal, bajo ciertas condiciones, debido a la baja difusión del gas, producirá un mayor gradiente de nivel de líquido en el extremo frontal. Esto también afectará negativamente al control de nivel en el extremo trasero del contenedor, lo que dará como resultado una divergencia en las mediciones, lo que resultará en un rendimiento deficiente del contenedor.
Nota: El nivel de gradiente en diferentes formas de recipientes de proceso es realista y esta situación debe minimizarse ya que hará que disminuya la eficiencia de la separación. Mejorar la estructura interna del contenedor y reducir deflectores y/o placas perforadas innecesarias, aunado a buenas prácticas operativas y concientización, para evitar problemas de gradiente de nivel de líquido en el contenedor.
Este artículo analiza varios factores importantes que afectan la medición del nivel de líquido del separador. Las lecturas de nivel incorrectas o mal entendidas pueden causar un mal funcionamiento del recipiente. Se han hecho algunas sugerencias para ayudar a evitar estos problemas. Aunque esta no es de ninguna manera una lista exhaustiva, ayuda a comprender algunos problemas potenciales, lo que ayuda al equipo de operaciones a comprender posibles problemas operativos y de medición.
Si es posible, establezca mejores prácticas basadas en las lecciones aprendidas. Sin embargo, no existe ningún estándar industrial específico que pueda aplicarse en este campo. Para minimizar los riesgos asociados con desviaciones de medición y anomalías de control, se deben considerar los siguientes puntos en futuras prácticas de diseño y operación.
Me gustaría agradecer a Christopher Kalli (profesor adjunto de la Universidad de Australia Occidental en Perth, Australia, jubilado de Chevron/BP); Lawrence Coughlan (consultor de Lol Co Ltd. en Aberdeen, jubilado de Shell) y Paul Georgie (consultor de Glasgow Geo Geo, Glasgow, Reino Unido) por su apoyo. Los artículos son revisados y criticados por pares. También me gustaría agradecer a los miembros del Subcomité Técnico de Tecnología de Separación de la SPE por facilitar la publicación de este artículo. Un agradecimiento especial a los miembros que revisaron el artículo antes del número final.
Wally Georgie tiene más de 4 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas, concretamente en operaciones de petróleo y gas, procesamiento, separación, manejo de fluidos e integridad del sistema, resolución de problemas operativos, eliminación de cuellos de botella, separación de petróleo/agua, validación de procesos y asistencia técnica. experiencia Evaluación de prácticas, control de corrosión, monitoreo de sistemas, inyección de agua y tratamiento de recuperación mejorada de petróleo, y todos los demás temas de manejo de fluidos y gases, incluida la producción de arena y sólidos, la química de producción, la garantía de flujo y la gestión de la integridad en el sistema de proceso de tratamiento.
De 1979 a 1987 trabajó inicialmente en el sector servicios en Estados Unidos, Reino Unido, diferentes puntos de Europa y Oriente Medio. Posteriormente, trabajó en Statoil (Equinor) en Noruega de 1987 a 1999, enfocándose en operaciones diarias, desarrollo de nuevos proyectos petroleros relacionados con temas de separación de petróleo y agua, sistemas de desulfuración y deshidratación de tratamiento de gas, manejo de agua producida y manejo de temas de producción de sólidos. sistema de producción. Desde marzo de 1999 trabaja como consultor independiente en producciones similares de petróleo y gas en todo el mundo. Además, Georgie se ha desempeñado como testigo experto en casos legales de petróleo y gas en el Reino Unido y Australia. Se desempeñó como Profesor Distinguido de la SPE de 2016 a 2017.
Tiene una maestría. Maestría en Tecnología de Polímeros, Universidad de Loughborough, Reino Unido. Obtuvo una licenciatura en ingeniería de seguridad de la Universidad de Aberdeen, Escocia, y un doctorado en tecnología química de la Universidad de Strathclyde, Glasgow, Escocia. Puede contactarlo en wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie organizó un seminario web el 9 de junio “Separación de los factores de diseño y operación y su impacto en el rendimiento de los sistemas de agua producida en instalaciones terrestres y marinas”. Disponible bajo demanda aquí (gratis para miembros de SPE).
Journal of Petroleum Technology es la revista principal de la Society of Petroleum Engineers y ofrece informes y temas autorizados sobre el avance de la tecnología de exploración y producción, cuestiones de la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre la SPE y sus miembros.
Hora de publicación: 17 de junio de 2021
