A calibración periódica dos instrumentos do recipiente é esencial para garantir o rendemento e o funcionamento continuos do recipiente de proceso. A calibración incorrecta do instrumento a miúdo agrava o deseño deficiente do recipiente de proceso, o que provoca un funcionamento insatisfactorio do separador e unha baixa eficiencia. Nalgúns casos, a posición do instrumento tamén pode provocar medicións erróneas. Este artigo describe como as condicións do proceso poden provocar lecturas de niveis incorrectas ou mal entendidas.
A industria fixo moitos esforzos para mellorar o deseño e configuración dos recipientes separadores e lavadores. Non obstante, a selección e configuración de instrumentos relacionados recibiu pouca atención. Normalmente, o instrumento está configurado para as condicións de funcionamento iniciais, pero despois deste período, os parámetros de funcionamento cambian ou introdúcense contaminantes adicionais, a calibración inicial xa non é adecuada e é necesario cambiar. Aínda que a avaliación global na fase de selección de instrumentos de nivel debe ser completa, o proceso de mantemento da avaliación continua do rango de operación e calquera cambio na recalibración e reconfiguración adecuada dos instrumentos relacionados segundo sexa necesario durante todo o ciclo de vida do recipiente de proceso. demostrou que, en comparación coa configuración interna anormal do recipiente, o fallo do separador causado por datos incorrectos do instrumento é moito máis.
Unha das principais variables de control do proceso é o nivel de líquido. Os métodos comúns para medir o nivel de líquido inclúen visores/indicadores de vidro de nivel e sensores de presión diferencial (DP). A mirilla é un método para medir directamente o nivel de líquido e pode ter opcións como un seguidor magnético e/ou un transmisor de nivel conectado a un cristal de nivel de líquido modificado. Os medidores de nivel que usan flotadores como sensor de medición principal tamén se consideran un medio directo para medir o nivel de líquido no recipiente de proceso. O sensor DP é un método indirecto cuxa lectura de nivel baséase na presión hidrostática exercida polo fluído e require un coñecemento preciso da densidade do fluído.
A configuración do equipo anterior require normalmente o uso de dúas conexións de boquilla de brida para cada instrumento, unha boquilla superior e outra inferior. Para conseguir a medida requirida é fundamental a colocación da boquilla. O deseño debe garantir que a boquilla estea sempre en contacto co fluído adecuado, como as fases de auga e aceite para a interface e o aceite e vapor para o nivel de líquido a granel.
As características do fluído en condicións de funcionamento reais poden ser diferentes das características do fluído utilizados para a calibración, o que provoca lecturas de nivel erróneas. Ademais, a localización do indicador de nivel tamén pode provocar lecturas de nivel falsas ou mal entendidas. Este artigo ofrece algúns exemplos de leccións aprendidas na resolución de problemas de separadores relacionados co instrumento.
A maioría das técnicas de medición requiren o uso de características precisas e fiables do fluído que se está a medir para calibrar o instrumento. As especificacións físicas e as condicións do líquido (emulsión, aceite e auga) no recipiente son fundamentais para a integridade e fiabilidade da tecnoloxía de medición aplicada. Polo tanto, se a calibración dos instrumentos relacionados debe completarse correctamente para maximizar a precisión e minimizar a desviación das lecturas do nivel de líquido, é moi importante avaliar con precisión as especificacións do fluído procesado. Polo tanto, para evitar calquera desviación na lectura do nivel de líquido, débense obter datos fiables tomando mostras e analizando regularmente o fluído medido, incluída a mostraxe directa do recipiente.
Cambia co tempo. A natureza do fluído do proceso é unha mestura de petróleo, auga e gas. O fluído do proceso pode ter diferentes pesos específicos en diferentes etapas dentro do recipiente do proceso; é dicir, entrar no recipiente como unha mestura fluída ou fluído emulsionado, pero saír do recipiente como unha fase distinta. Ademais, en moitas aplicacións de campo, o fluído do proceso procede de diferentes depósitos, cada un con características diferentes. Isto dará lugar a unha mestura de diferentes densidades que se procesa a través do separador. Polo tanto, o cambio continuo das características do fluído terá un impacto na precisión da medición do nivel do líquido no recipiente. Aínda que a marxe de erro pode non ser suficiente para afectar o funcionamento seguro do buque, afectará á eficiencia da separación e á operatividade de todo o dispositivo. Dependendo das condicións de separación, un cambio de densidade do 5-15% pode ser normal. Canto máis preto estea o instrumento do tubo de entrada, maior será a desviación, que se debe á natureza da emulsión preto da entrada do recipiente.
Do mesmo xeito, ao variar a salinidade da auga tamén se verá afectado o indicador de nivel. No caso da produción de petróleo, a salinidade da auga cambiará debido a diversos factores como os cambios na auga de formación ou a penetración da auga de mar inxectada. Na maioría dos campos petrolíferos, o cambio de salinidade pode ser inferior ao 10-20%, pero nalgúns casos, o cambio pode chegar ao 50%, especialmente nos sistemas de gas condensado e sistemas de depósitos sub-sal. Estes cambios poden ter un impacto significativo na fiabilidade da medición de nivel; polo tanto, a actualización da química dos fluídos (aceite, condensado e auga) é esencial para manter a calibración do instrumento.
Usando información obtida de modelos de simulación de procesos e análise de fluídos e mostraxe en tempo real, tamén se poden mellorar os datos de calibración do medidor de nivel. En teoría, este é o mellor método e agora úsase como práctica estándar. Non obstante, para manter o instrumento preciso ao longo do tempo, os datos da análise de fluídos deben actualizarse regularmente para evitar posibles erros que poidan ser causados polas condicións de funcionamento, o contido de auga, o aumento da relación aceite-aire e os cambios nas características do fluído.
Nota: O mantemento regular e axeitado é a base para obter datos fiables do instrumento. Os estándares e frecuencia de mantemento dependen en gran medida das actividades preventivas e diarias da fábrica relacionadas. Nalgúns casos, se se considera necesario, débense reorganizar as desviacións das actividades planificadas.
Nota: Ademais de utilizar as últimas características do fluído para calibrar periodicamente o medidor, só se poden utilizar algoritmos relevantes ou ferramentas de intelixencia artificial para corrixir as flutuacións diarias do fluído do proceso para ter en conta as flutuacións de funcionamento dentro de 24 horas.
Nota: Os datos de seguimento e a análise de laboratorio do fluído de produción axudarán a comprender as posibles anomalías nas lecturas de nivel causadas pola emulsión de aceite no fluído de produción.
Segundo os diferentes dispositivos de entrada e compoñentes internos, a experiencia demostrou que o arrastre de gas e as burbullas na entrada dos separadores (principalmente separadores verticais de condensado de gas e lavadores) terán un impacto significativo nas lecturas do nivel de líquido, podendo levar a un mal control e que se realizou. . A diminución da densidade da fase líquida debido ao contido de gas dá lugar a un falso nivel de líquido baixo, o que pode provocar un arrastre de líquido na fase gaseosa e afectar á unidade de compresión do proceso posterior.
Aínda que se experimentou arrastre de gas e escuma no sistema de petróleo e gas/condensado, o instrumento está calibrado debido á flutuación da densidade do aceite de condensado causada polo gas disperso e disolto na fase de condensado durante o arrastre de gas ou o golpe de gas. por proceso. O erro será maior que o sistema de aceite.
Os indicadores de nivel de moitos lavadores e separadores verticais poden ser difíciles de calibrar correctamente porque hai diferentes cantidades de auga e condensado na fase líquida e, na maioría dos casos, as dúas fases teñen unha saída de líquido común ou unha liña de saída de auga. separación de auga. Polo tanto, hai unha flutuación continua na densidade de funcionamento. Durante o funcionamento, a fase inferior (principalmente auga) descargarase, deixando unha capa de condensado máis alta na parte superior, polo que a densidade do fluído é diferente, o que fará que a medición do nivel de líquido cambie co cambio da relación de altura da capa líquida. Estas flutuacións poden ser críticas en envases máis pequenos, correndo o risco de perder o nivel de funcionamento óptimo e, en moitos casos, operar correctamente o baixador (o descendente do eliminador de aerosol utilizado para descargar o líquido) O selado líquido necesario.
O nivel de líquido determínase medindo a diferenza de densidade entre os dous fluídos no estado de equilibrio no separador. Non obstante, calquera diferenza de presión interna pode provocar un cambio no nivel de líquido medido, dando así unha indicación de nivel de líquido diferente debido á caída de presión. Por exemplo, un cambio de presión entre 100 e 500 mbar (1,45 a 7,25 psi) entre os compartimentos do recipiente debido ao desbordamento do deflector ou da almofada coalescente provocará a perda dun nivel de líquido uniforme, o que provocará o nivel de interface no separador. a medición pérdese, o que resulta nun gradiente horizontal; é dicir, o nivel de líquido correcto no extremo dianteiro do recipiente por debaixo do punto de referencia e o extremo traseiro do separador dentro do punto de referencia. Ademais, se hai unha certa distancia entre o nivel de líquido e a boquilla do indicador de nivel de líquido superior, a columna de gas resultante pode causar aínda máis erros de medición do nivel de líquido en presenza de escuma.
Independentemente da configuración do recipiente de proceso, un problema común que pode causar desviacións na medición do nivel de líquido é a condensación de líquido. Cando se arrefrían o tubo do instrumento e o corpo do recipiente, a caída de temperatura pode facer que o gas que produce líquido no tubo do instrumento se condense, facendo que a lectura do nivel de líquido se desvíe das condicións reais do recipiente. Este fenómeno non é exclusivo do ambiente externo frío. Prodúcese nun ambiente desértico onde a temperatura exterior durante a noite é máis baixa que a temperatura do proceso.
O rastrexo de calor para os indicadores de nivel é un xeito común de evitar a condensación; non obstante, a configuración da temperatura é fundamental porque pode causar o problema que está a tratar de resolver. Ao establecer a temperatura demasiado alta, os compoñentes máis volátiles poden evaporarse, facendo que aumente a densidade do líquido. Desde o punto de vista do mantemento, o rastrexo térmico tamén pode ser problemático porque se dana facilmente. Unha opción máis barata é o illamento (illamento) do tubo do instrumento, que pode manter eficazmente a temperatura do proceso e a temperatura ambiente externa nun certo nivel en moitas aplicacións. Cómpre sinalar que desde o punto de vista do mantemento, o atraso da canalización do instrumento tamén pode ser un problema.
Nota: un paso de mantemento que moitas veces se pasa por alto é o lavado do instrumento e das rendas. Segundo o servizo, tales accións correctoras poden ser necesarias semanalmente ou mesmo diariamente, dependendo das condicións de funcionamento.
Existen varios factores de garantía de fluxo que poden afectar negativamente aos instrumentos de medición do nivel de líquido. todos estes son:
Nota: Na fase de deseño do separador, ao seleccionar o instrumento de nivel axeitado e cando a medición de nivel é anormal, debe considerarse o problema de garantía de caudal correcto.
Moitos factores afectan a densidade do líquido preto da boquilla do transmisor de nivel. Os cambios locais de presión e temperatura afectarán ao balance de fluídos, afectando así as lecturas de nivel e a estabilidade de todo o sistema.
Os cambios locais na densidade do líquido e os cambios na emulsión foron observados no separador, onde o punto de descarga do tubo de descarga/drenaxe do desempañador está situado preto da boquilla do transmisor de nivel de líquido. O líquido captado polo eliminador de néboas mestúrase cunha gran cantidade de fluído, provocando cambios locais de densidade. As flutuacións de densidade son máis comúns en fluídos de baixa densidade. Isto pode producir flutuacións continuas na medición do nivel de aceite ou condensado, o que á súa vez afecta o funcionamento do buque e o control dos dispositivos augas abaixo.
Nota: a boquilla do transmisor de nivel de líquido non debe estar preto do punto de descarga do descenso porque existe o risco de provocar cambios de densidade intermitentes, que afectarán á medición do nivel de líquido.
O exemplo que se mostra na Figura 2 é unha configuración común de tubos de indicador de nivel, pero pode causar problemas. Cando hai un problema no campo, a revisión dos datos do transmisor de nivel de líquido conclúe que o nivel de líquido da interface se perde debido á mala separación. Non obstante, o feito é que a medida que se separa máis auga, a válvula de control do nivel de saída ábrese gradualmente, creando un efecto Venturi preto da boquilla debaixo do transmisor de nivel, que está a menos de 0,5 m (20 polgadas) do nivel da auga. Boquilla de auga. Isto provoca unha caída de presión interna, o que fai que a lectura do nivel de interface no transmisor sexa inferior á lectura do nivel de interface no recipiente.
Observacións similares tamén se informaron no fregador onde a boquilla de saída de líquido está situada preto da boquilla debaixo do transmisor de nivel de líquido.
O posicionamento xeral das boquillas tamén afectará á función correcta, é dicir, as boquillas da carcasa do separador vertical son máis difíciles de bloquear ou obstruír que as boquillas situadas na cabeza inferior do separador. Un concepto similar aplícase aos recipientes horizontais, onde canto máis baixa é a boquilla, máis preto está de calquera sólido que se deposite, polo que é máis probable que estea obstruído. Estes aspectos deben ser considerados durante a fase de deseño do buque.
Nota: a boquilla do transmisor de nivel de líquido non debe estar preto da boquilla de entrada, da boquilla de saída de líquido ou gas, xa que existe o risco de caída de presión interna, que afectará a medición do nivel de líquido.
As diferentes estruturas internas do recipiente afectan a separación dos fluídos de diferentes xeitos, como se mostra na Figura 3, incluíndo o desenvolvemento potencial de gradientes de nivel de líquido causados polo desbordamento do deflector, que provoca caídas de presión. Este fenómeno observouse moitas veces durante a investigación de resolución de problemas e diagnóstico de procesos.
O deflector de varias capas adoita instalarse no recipiente na parte dianteira do separador, e é fácil de mergullarse debido ao problema de distribución do fluxo na parte de entrada. O desbordamento provoca entón unha caída de presión a través do recipiente, creando un gradiente de nivel. Isto resulta nun nivel de líquido máis baixo na parte frontal do recipiente, como se mostra na Figura 3. Non obstante, cando o nivel de líquido está controlado polo medidor de nivel de líquido situado na parte traseira do recipiente, produciranse desviacións na medición realizada. O gradiente de nivel tamén pode causar malas condicións de separación no recipiente de proceso porque o gradiente de nivel perde polo menos o 50% do volume de líquido. Ademais, é concibible que a zona de alta velocidade relevante causada pola caída de presión produza unha zona de circulación que leve a unha perda de volume de separación.
Unha situación similar pode ocorrer en plantas de produción flotantes, como FPSO, onde se usan múltiples almofadas porosas no recipiente de proceso para estabilizar o movemento do fluído no recipiente.
Ademais, o forte arrastre de gas no recipiente horizontal, en determinadas condicións, debido á baixa difusión do gas, producirá un gradiente de nivel de líquido máis alto na parte frontal. Isto tamén afectará negativamente ao control de nivel na parte traseira do recipiente, o que provocará unha diverxencia de medición, o que resultará nun rendemento deficiente do recipiente.
Nota: O nivel de gradiente en diferentes formas de recipientes de proceso é realista, e esta situación debe minimizarse xa que fará que a eficiencia de separación diminúa. Mellorar a estrutura interna do recipiente e reducir os deflectores e/ou placas perforadas innecesarias, unido a boas prácticas de funcionamento e concienciación, para evitar problemas de gradiente de nivel de líquido no recipiente.
Este artigo analiza varios factores importantes que afectan a medición do nivel de líquido do separador. As lecturas de nivel incorrectas ou mal entendidas poden causar un mal funcionamento do vaso. Fixéronse algunhas suxestións para axudar a evitar estes problemas. Aínda que esta non é unha lista exhaustiva, axuda a comprender algúns problemas potenciais, axudando así ao equipo de operacións a comprender os posibles problemas operativos e de medición.
Se é posible, establece as mellores prácticas baseadas nas leccións aprendidas. Non obstante, non existe un estándar específico da industria que se poida aplicar neste campo. Co fin de minimizar os riscos asociados coas desviacións de medición e as anomalías de control, deben considerarse os seguintes puntos nas prácticas futuras de deseño e operación.
Gustaríame agradecer a Christopher Kalli (profesor adxunto da Universidade de Australia Occidental en Perth, Australia, xubilado de Chevron/BP); Lawrence Coughlan (consultor de Lol Co Ltd. Aberdeen, xubilado de Shell) e Paul Georgie (consultor de Geo Geo de Glasgow, Glasgow, Reino Unido) polo seu apoio. Os traballos son revisados e criticados por pares. Tamén me gustaría agradecer aos membros do Subcomité Técnico de Tecnoloxía de Separación SPE por facilitar a publicación deste artigo. Un agradecemento especial aos membros que revisaron o documento antes do número final.
Wally Georgie ten máis de 4 anos de experiencia na industria do petróleo e do gas, a saber, en operacións de petróleo e gas, procesamento, separación, manexo de fluídos e integridade do sistema, resolución de problemas operativos, eliminación de embotellamentos, separación de aceite/auga, validación de procesos e técnicas técnicas. experiencia Avaliación da práctica, control da corrosión, vixilancia do sistema, inxección de auga e tratamento mellorado de recuperación de petróleo, e todos os demais problemas de manipulación de fluídos e gases, incluíndo a produción de area e sólidos, a química de produción, a garantía de fluxo e a xestión da integridade no sistema do proceso de tratamento.
De 1979 a 1987 traballou inicialmente no sector servizos en Estados Unidos, Reino Unido, diferentes partes de Europa e Oriente Medio. Posteriormente, traballou en Statoil (Equinor) en Noruega de 1987 a 1999, centrándose nas operacións diarias, no desenvolvemento de novos proxectos de campos petrolíferos relacionados con problemas de separación de auga e petróleo, sistemas de desulfuración e deshidratación de tratamento de gas, xestión da auga producida e manexo de problemas de produción de sólidos. sistema de produción. Desde marzo de 1999, traballa como consultor independente en producións similares de petróleo e gas en todo o mundo. Ademais, Georgie actuou como testemuña experta en casos legais de petróleo e gas no Reino Unido e Australia. Entre 2016 e 2017 foi profesor distinguido da SPE.
Ten un máster. Máster en Tecnoloxía de Polímeros, Universidade de Loughborough, Reino Unido. Licenciado en enxeñaría de seguridade pola Universidade de Aberdeen, Escocia, e doutor en tecnoloxía química pola Universidade de Strathclyde, Glasgow, Escocia. Podes contactar con el en wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie organizou un seminario web o 9 de xuño "Separando os factores de deseño e de operación e o seu impacto no rendemento dos sistemas de auga producida en instalacións terrestres e offshore". Dispoñible baixo demanda aquí (gratis para os membros da SPE).
Journal of Petroleum Technology é a revista emblemática da Society of Petroleum Engineers, que ofrece informes e temas autorizados sobre o avance da tecnoloxía de exploración e produción, cuestións da industria do petróleo e gas e noticias sobre SPE e os seus membros.
Hora de publicación: 17-Xun-2021
