L'étalonnage périodique des instruments de la cuve est essentiel pour garantir la performance et le fonctionnement continus de la cuve de traitement. Un calibrage incorrect des instruments aggrave souvent une mauvaise conception des cuves de traitement, ce qui entraîne un fonctionnement insatisfaisant du séparateur et une faible efficacité. Dans certains cas, la position de l’instrument peut également provoquer des mesures erronées. Cet article décrit comment les conditions du processus peuvent entraîner des lectures de niveau incorrectes ou mal comprises.
L'industrie a déployé beaucoup d'efforts pour améliorer la conception et la configuration des cuves de séparation et d'épuration. Cependant, la sélection et la configuration des instruments associés ont reçu peu d'attention. Habituellement, l'instrument est configuré pour les conditions de fonctionnement initiales, mais après cette période, les paramètres de fonctionnement changent ou des contaminants supplémentaires sont introduits, l'étalonnage initial n'est plus adapté et doit être modifié. Bien que l'évaluation globale au stade de la sélection des instruments de niveau doive être complète, le processus de maintien d'une évaluation continue de la plage de fonctionnement et de tout changement dans le réétalonnage et la reconfiguration appropriés des instruments associés selon les besoins tout au long du cycle de vie de la cuve de traitement. Par conséquent, l'expérience a montré que, comparée à la configuration interne anormale du conteneur, la défaillance du séparateur causée par des données incorrectes de l'instrument est bien plus importante.
L’une des variables clés du contrôle du processus est le niveau de liquide. Les méthodes courantes de mesure du niveau de liquide comprennent les voyants/indicateurs de niveau et les capteurs de pression différentielle (DP). Le voyant est une méthode de mesure directe du niveau de liquide et peut comporter des options telles qu'un suiveur magnétique et/ou un transmetteur de niveau connecté à un verre de niveau de liquide modifié. Les jauges de niveau qui utilisent des flotteurs comme capteur de mesure principal sont également considérées comme un moyen direct de mesurer le niveau de liquide dans la cuve de traitement. Le capteur DP est une méthode indirecte dont la lecture de niveau est basée sur la pression hydrostatique exercée par le fluide et nécessite une connaissance précise de la densité du fluide.
La configuration de l'équipement ci-dessus nécessite généralement l'utilisation de deux raccords de buse à bride pour chaque instrument, une buse supérieure et une buse inférieure. Afin d'obtenir la mesure requise, le positionnement de la buse est essentiel. La conception doit garantir que la buse est toujours en contact avec le fluide approprié, tel que les phases eau et huile pour l'interface et l'huile et la vapeur pour le niveau de liquide en vrac.
Les caractéristiques du fluide dans les conditions de fonctionnement réelles peuvent être différentes des caractéristiques du fluide utilisées pour l'étalonnage, entraînant des lectures de niveau erronées. De plus, l’emplacement de la jauge de niveau peut également provoquer des lectures de niveau fausses ou mal comprises. Cet article fournit quelques exemples de leçons apprises lors de la résolution de problèmes de séparateurs liés aux instruments.
La plupart des techniques de mesure nécessitent l'utilisation de caractéristiques précises et fiables du fluide mesuré pour calibrer l'instrument. Les spécifications physiques et les conditions du liquide (émulsion, huile et eau) dans le récipient sont essentielles à l'intégrité et à la fiabilité de la technologie de mesure appliquée. Par conséquent, si l’étalonnage des instruments associés doit être effectué correctement afin de maximiser la précision et de minimiser l’écart des lectures de niveau de liquide, il est très important d’évaluer avec précision les spécifications du fluide traité. Par conséquent, afin d'éviter tout écart dans la lecture du niveau de liquide, des données fiables doivent être obtenues en échantillonnant et en analysant régulièrement le fluide mesuré, y compris un échantillonnage direct du récipient.
Changez avec le temps. La nature du fluide de procédé est un mélange de pétrole, d’eau et de gaz. Le fluide de traitement peut avoir différentes densités à différentes étapes dans la cuve de traitement ; c'est-à-dire qu'il entre dans le récipient sous forme d'un mélange fluide ou d'un fluide émulsionné, mais quitte le récipient sous forme d'une phase distincte. De plus, dans de nombreuses applications sur le terrain, le fluide de procédé provient de différents réservoirs, chacun présentant des caractéristiques différentes. Cela entraînera le traitement d’un mélange de densités différentes à travers le séparateur. Par conséquent, le changement continu des caractéristiques du fluide aura un impact sur la précision de la mesure du niveau de liquide dans le récipient. Bien que la marge d’erreur ne soit pas suffisante pour affecter la sécurité de l’exploitation du navire, elle affectera l’efficacité de la séparation et l’opérabilité de l’ensemble du dispositif. Selon les conditions de séparation, un changement de densité de 5 à 15 % peut être normal. Plus l'instrument est proche du tube d'entrée, plus l'écart est important, ce qui est dû à la nature de l'émulsion proche de l'entrée du récipient.
De même, à mesure que la salinité de l’eau change, la jauge de niveau sera également affectée. Dans le cas de la production pétrolière, la salinité de l’eau changera en raison de divers facteurs tels que des changements dans l’eau de formation ou la percée de l’eau de mer injectée. Dans la plupart des champs de pétrole, la variation de salinité peut être inférieure à 10 à 20 %, mais dans certains cas, la variation peut atteindre 50 %, en particulier dans les systèmes de gaz à condensats et les systèmes de réservoirs sous-salés. Ces changements peuvent avoir un impact significatif sur la fiabilité de la mesure de niveau ; par conséquent, la mise à jour de la chimie des fluides (huile, condensat et eau) est essentielle pour maintenir l’étalonnage de l’instrument.
En utilisant les informations obtenues à partir de modèles de simulation de processus, d'analyses de fluides et d'échantillonnage en temps réel, les données d'étalonnage des indicateurs de niveau peuvent également être améliorées. En théorie, c’est la meilleure méthode et elle est désormais utilisée comme pratique courante. Cependant, afin de maintenir la précision de l'instrument au fil du temps, les données d'analyse des fluides doivent être mises à jour régulièrement afin d'éviter les erreurs potentielles pouvant être causées par les conditions de fonctionnement, la teneur en eau, l'augmentation du rapport huile/air et les modifications des caractéristiques du fluide.
Remarque : Une maintenance régulière et appropriée est la base pour obtenir des données fiables sur l'instrument. Les normes et la fréquence de la maintenance dépendent dans une large mesure des activités préventives et quotidiennes de l'usine. Dans certains cas, si cela est jugé nécessaire, les écarts par rapport aux activités planifiées doivent être réorganisés.
Remarque : En plus d'utiliser les dernières caractéristiques du fluide pour calibrer périodiquement le compteur, seuls des algorithmes pertinents ou des outils d'intelligence artificielle peuvent être utilisés pour corriger les fluctuations quotidiennes du fluide de procédé afin de tenir compte des fluctuations de fonctionnement dans les 24 heures.
Remarque : Les données de surveillance et les analyses en laboratoire du fluide de production aideront à comprendre les anomalies potentielles dans les lectures de niveau causées par l'émulsion d'huile dans le fluide de production.
Selon les différents dispositifs d'entrée et composants internes, l'expérience a montré que l'entraînement et le bullage des gaz à l'entrée des séparateurs (principalement les séparateurs de condensats de gaz verticaux et les épurateurs) auront un impact significatif sur les relevés de niveau de liquide, et pourront conduire à un mauvais contrôle et à l'exécution des mesures. . La diminution de la densité de la phase liquide due à la teneur en gaz entraîne un niveau de liquide faussement bas, ce qui peut conduire à un entraînement de liquide dans la phase gazeuse et affecter l'unité de compression du procédé en aval.
Bien que l'entraînement de gaz et la formation de mousse aient été observés dans les systèmes de pétrole et de gaz/huile de condensat, l'instrument est calibré en raison de la fluctuation de la densité de l'huile de condensat provoquée par le gaz dispersé et dissous dans la phase de condensat pendant l'entraînement du gaz ou le soufflage du gaz. par processus. L'erreur sera plus élevée que le système d'huile.
Les jauges de niveau de nombreux épurateurs et séparateurs verticaux peuvent être difficiles à calibrer correctement car il y a des quantités différentes d'eau et de condensat dans la phase liquide et, dans la plupart des cas, les deux phases ont une sortie de liquide ou une conduite de sortie d'eau commune. Superflu en raison d'un mauvais séparation de l'eau. Il existe donc une fluctuation continue de la densité d’exploitation. Pendant le fonctionnement, la phase inférieure (principalement de l'eau) sera évacuée, laissant une couche de condensat plus élevée sur le dessus, de sorte que la densité du fluide est différente, ce qui entraînera une modification de la mesure du niveau de liquide avec le changement du rapport de hauteur de la couche de liquide. Ces fluctuations peuvent être critiques dans les conteneurs plus petits, risquer de perdre le niveau de fonctionnement optimal et, dans de nombreux cas, faire fonctionner correctement le downcomer (le downcomer de l'éliminateur d'aérosol utilisé pour évacuer le liquide) le joint liquide requis.
Le niveau de liquide est déterminé en mesurant la différence de densité entre les deux fluides à l'état d'équilibre dans le séparateur. Cependant, toute différence de pression interne peut provoquer une modification du niveau de liquide mesuré, donnant ainsi une indication de niveau de liquide différente en raison de la chute de pression. Par exemple, un changement de pression entre 100 et 500 mbar (1,45 à 7,25 psi) entre les compartiments du conteneur en raison du débordement du déflecteur ou du tampon coalescent entraînera la perte d'un niveau de liquide uniforme, ce qui entraînera un niveau d'interface dans le séparateur. la mesure est perdue, ce qui entraîne un gradient horizontal ; c'est-à-dire le niveau de liquide correct à l'extrémité avant du récipient en dessous du point de réglage et à l'extrémité arrière du séparateur dans le point de réglage. De plus, s'il existe une certaine distance entre le niveau de liquide et la buse de la jauge de niveau de liquide supérieure, la colonne de gaz résultante peut en outre provoquer des erreurs de mesure du niveau de liquide en présence de mousse.
Quelle que soit la configuration de la cuve de traitement, la condensation du liquide est un problème courant pouvant entraîner des écarts dans la mesure du niveau de liquide. Lorsque le tuyau de l'instrument et le corps du récipient sont refroidis, la baisse de température peut provoquer la condensation du gaz qui produit le liquide dans le tuyau de l'instrument, ce qui entraîne un écart entre la lecture du niveau de liquide et les conditions réelles dans le récipient. Ce phénomène n’est pas propre au milieu extérieur froid. Cela se produit dans un environnement désertique où la température extérieure la nuit est inférieure à la température du processus.
Le traçage thermique pour les jauges de niveau est un moyen courant d'éviter la condensation ; cependant, le réglage de la température est critique car il peut provoquer le problème qu’il tente de résoudre. En réglant une température trop élevée, les composants les plus volatils peuvent s'évaporer, provoquant une augmentation de la densité du liquide. Du point de vue de la maintenance, le traçage thermique peut également poser problème car il s'endommage facilement. Une option moins chère est l'isolation (isolation) du tube de l'instrument, qui peut efficacement maintenir la température du processus et la température ambiante externe à un certain niveau dans de nombreuses applications. Il convient de noter que du point de vue de la maintenance, le retard du pipeline d'instruments peut également poser problème.
Remarque : une étape de maintenance souvent négligée est le rinçage de l'instrument et des rênes. Selon le service, de telles actions correctives peuvent être nécessaires de manière hebdomadaire, voire quotidienne, selon les conditions d'exploitation.
Il existe plusieurs facteurs d'assurance du débit qui peuvent affecter négativement les instruments de mesure du niveau de liquide. tout cela est :
Remarque : Au stade de la conception du séparateur, lors de la sélection de l'instrument de niveau approprié et lorsque la mesure de niveau est anormale, le problème d'assurance du débit correct doit être pris en compte.
De nombreux facteurs affectent la densité du liquide à proximité de la buse du transmetteur de niveau. Les changements locaux de pression et de température affecteront l'équilibre des fluides, affectant ainsi les lectures de niveau et la stabilité de l'ensemble du système.
Des changements locaux dans la densité du liquide et des changements dans l'émulsion ont été observés dans le séparateur, où le point de décharge du tuyau de descente/d'évacuation du dévésiculeur est situé près de la buse du transmetteur de niveau de liquide. Le liquide capturé par le dévésiculeur se mélange à une grande quantité de fluide, provoquant des changements locaux de densité. Les fluctuations de densité sont plus fréquentes dans les fluides de faible densité. Cela peut entraîner des fluctuations continues dans la mesure du niveau d'huile ou de condensat, ce qui affecte à son tour le fonctionnement du navire et le contrôle des dispositifs en aval.
Remarque : La buse du transmetteur de niveau de liquide ne doit pas être proche du point de décharge du déverseur car il existe un risque de provoquer des changements intermittents de densité, ce qui affecterait la mesure du niveau de liquide.
L'exemple illustré à la figure 2 est une configuration de tuyauterie de jauge de niveau courante, mais elle peut poser des problèmes. Lorsqu'il y a un problème sur le terrain, l'examen des données du transmetteur de niveau de liquide conclut que le niveau de liquide d'interface est perdu en raison d'une mauvaise séparation. Cependant, le fait est qu'à mesure que l'eau est séparée, la vanne de contrôle du niveau de sortie s'ouvre graduellement, créant un effet Venturi près de la buse sous le transmetteur de niveau, qui se trouve à moins de 0,5 m (20 po) du niveau d'eau. Buse d'eau. Cela provoque une chute de pression interne, ce qui fait que la lecture du niveau d'interface dans le transmetteur est inférieure à la lecture du niveau d'interface dans le conteneur.
Des observations similaires ont également été rapportées dans l'épurateur où la buse de sortie de liquide est située près de la buse sous le transmetteur de niveau de liquide.
Le positionnement général des buses affectera également le bon fonctionnement, c'est-à-dire que les buses sur le boîtier du séparateur vertical sont plus difficiles à bloquer ou à obstruer que les buses situées dans la tête inférieure du séparateur. Un concept similaire s'applique aux conteneurs horizontaux, où plus la buse est basse, plus elle est proche des solides qui se déposent, ce qui la rend plus susceptible d'être obstruée. Ces aspects doivent être pris en compte dès la phase de conception du navire.
Remarque : la buse du transmetteur de niveau de liquide ne doit pas être proche de la buse d'entrée, de la buse de sortie de liquide ou de gaz, car il existe un risque de chute de pression interne, ce qui affecterait la mesure du niveau de liquide.
Différentes structures internes du conteneur affectent la séparation des fluides de différentes manières, comme le montre la figure 3, y compris le développement potentiel de gradients de niveau de liquide provoqués par le débordement du déflecteur, entraînant des chutes de pression. Ce phénomène a été observé à plusieurs reprises lors de recherches de dépannage et de diagnostic de processus.
Le déflecteur multicouche est généralement installé dans le conteneur à l'avant du séparateur et il est facile d'être immergé en raison du problème de répartition du débit dans la partie d'entrée. Le trop-plein provoque alors une chute de pression à travers la cuve, créant un gradient de niveau. Cela entraîne un niveau de liquide inférieur à l'avant du conteneur, comme le montre la figure 3. Cependant, lorsque le niveau de liquide est contrôlé par l'indicateur de niveau de liquide situé à l'arrière du conteneur, des écarts se produiront dans la mesure effectuée. Le gradient de niveau peut également entraîner de mauvaises conditions de séparation dans la cuve de traitement, car le gradient de niveau fait perdre au moins 50 % du volume de liquide. De plus, il est concevable que la zone à grande vitesse concernée provoquée par la chute de pression produise une zone de circulation conduisant à une perte de volume de séparation.
Une situation similaire peut se produire dans les usines de production flottantes, telles que le FPSO, où plusieurs tampons poreux sont utilisés dans la cuve de traitement pour stabiliser le mouvement du fluide dans la cuve.
De plus, l'entraînement important de gaz dans le conteneur horizontal, dans certaines conditions, en raison de la faible diffusion de gaz, produira un gradient de niveau de liquide plus élevé à l'extrémité avant. Cela affectera également négativement le contrôle de niveau à l'extrémité arrière du conteneur, entraînant une divergence de mesure, ce qui entraînera de mauvaises performances du conteneur.
Remarque : Le niveau de gradient dans différentes formes de cuves de traitement est réaliste et cette situation doit être minimisée car elle entraînera une diminution de l'efficacité de la séparation. Améliorez la structure interne du conteneur et réduisez les chicanes et/ou les plaques perforées inutiles, associés à de bonnes pratiques opérationnelles et à une sensibilisation, pour éviter les problèmes de gradient de niveau de liquide dans le conteneur.
Cet article traite de plusieurs facteurs importants qui affectent la mesure du niveau de liquide du séparateur. Des lectures de niveau incorrectes ou mal comprises peuvent entraîner un mauvais fonctionnement du navire. Certaines suggestions ont été faites pour éviter ces problèmes. Bien qu'il ne s'agisse en aucun cas d'une liste exhaustive, elle aide à comprendre certains problèmes potentiels, aidant ainsi l'équipe opérationnelle à comprendre les problèmes potentiels de mesure et opérationnels.
Si possible, établissez les meilleures pratiques basées sur les leçons apprises. Cependant, il n’existe aucune norme industrielle spécifique pouvant être appliquée dans ce domaine. Afin de minimiser les risques associés aux écarts de mesure et aux anomalies de contrôle, les points suivants doivent être pris en compte dans les futures pratiques de conception et d'exploitation.
Je tiens à remercier Christopher Kalli (professeur adjoint à l'Université d'Australie occidentale à Perth, Australie, retraité Chevron/BP) ; Lawrence Coughlan (consultant de Lol Co Ltd. Aberdeen, retraité de Shell) et Paul Georgie (consultant de Glasgow Geo Geo, Glasgow, Royaume-Uni) pour leur soutien. Les articles sont examinés par des pairs et critiqués. Je tiens également à remercier les membres du sous-comité technique sur la technologie de séparation SPE pour avoir facilité la publication de cet article. Un merci spécial aux membres qui ont révisé le document avant le numéro final.
Wally Georgie possède plus de 4 ans d'expérience dans l'industrie pétrolière et gazière, notamment dans les opérations pétrolières et gazières, le traitement, la séparation, la manipulation des fluides et l'intégrité des systèmes, le dépannage opérationnel, l'élimination des goulots d'étranglement, la séparation huile/eau, la validation des processus et les aspects techniques. expertise Évaluation des pratiques, contrôle de la corrosion, surveillance du système, traitement d'injection d'eau et de récupération assistée du pétrole, et tous les autres problèmes de manipulation de fluides et de gaz, y compris la production de sable et de solides, la chimie de production, l'assurance du débit et la gestion de l'intégrité dans le système de processus de traitement.
De 1979 à 1987, il a d'abord travaillé dans le secteur des services aux États-Unis, au Royaume-Uni, dans différentes régions d'Europe et au Moyen-Orient. Par la suite, il a travaillé chez Statoil (Equinor) en Norvège de 1987 à 1999, se concentrant sur les opérations quotidiennes, le développement de nouveaux projets pétroliers liés aux problèmes de séparation pétrole-eau, aux systèmes de traitement des gaz, de désulfuration et de déshydratation, à la gestion de l'eau produite et à la gestion des problèmes de production solide. Système de production. Depuis mars 1999, il travaille comme consultant indépendant dans des domaines similaires de production pétrolière et gazière à travers le monde. De plus, Georgie a été témoin expert dans des affaires juridiques liées au pétrole et au gaz au Royaume-Uni et en Australie. Il a été conférencier émérite SPE de 2016 à 2017.
Il est titulaire d'une maîtrise. Master en technologie des polymères, Université de Loughborough, Royaume-Uni. Titulaire d'un baccalauréat en ingénierie de sécurité de l'Université d'Aberdeen, en Écosse, et d'un doctorat en technologie chimique de l'Université de Strathclyde, Glasgow, en Écosse. Vous pouvez le contacter à wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie a animé un webinaire le 9 juin « Séparer les facteurs de conception et d'exploitation et leur impact sur les performances des systèmes d'eau produite dans les installations terrestres et offshore ». Disponible sur demande ici (gratuit pour les membres SPE).
Journal of Petroleum Technology est le magazine phare de la Society of Petroleum Engineers, proposant des informations et des sujets faisant autorité sur l'avancement des technologies d'exploration et de production, les problèmes de l'industrie pétrolière et gazière, ainsi que des informations sur la SPE et ses membres.
Heure de publication : 17 juin 2021
