La calibrazione periodica degli strumenti del recipiente è essenziale per garantire la prestazione e il funzionamento continui del recipiente di processo. Una calibrazione errata dello strumento spesso peggiora la progettazione inadeguata del recipiente di processo, con conseguente funzionamento insoddisfacente del separatore e bassa efficienza. In alcuni casi anche la posizione dello strumento può causare misurazioni errate. Questo articolo descrive come le condizioni del processo possono causare letture di livello errate o fraintese.
L'industria ha profuso molti sforzi per migliorare la progettazione e la configurazione dei separatori e dei recipienti di lavaggio. Tuttavia, la selezione e la configurazione degli strumenti correlati ha ricevuto poca attenzione. Di solito, lo strumento è configurato per le condizioni operative iniziali, ma dopo questo periodo, se i parametri operativi cambiano o vengono introdotti ulteriori contaminanti, la calibrazione iniziale non è più adatta e deve essere modificata. Sebbene la valutazione complessiva nella fase di selezione dello strumento di livello dovrebbe essere completa, il processo di mantenimento della valutazione continua del campo operativo e qualsiasi modifica nell'appropriata ricalibrazione e riconfigurazione dei relativi strumenti secondo necessità durante tutto il ciclo di vita del recipiente di processo. Pertanto, l'esperienza ha dimostrato che, rispetto alla configurazione interna anomala del contenitore, il guasto del separatore causato da dati strumentali errati è molto maggiore.
Una delle variabili chiave del controllo del processo è il livello del liquido. I metodi comuni per misurare il livello del liquido includono spie/indicatori di livello e sensori di pressione differenziale (DP). Il vetro spia è un metodo per misurare direttamente il livello del liquido e può avere opzioni come un inseguitore magnetico e/o un trasmettitore di livello collegato a un vetro di livello del liquido modificato. Anche gli indicatori di livello che utilizzano i galleggianti come sensore di misurazione principale sono considerati un mezzo diretto per misurare il livello del liquido nel recipiente di processo. Il sensore DP è un metodo indiretto la cui lettura del livello si basa sulla pressione idrostatica esercitata dal fluido e richiede una conoscenza accurata della densità del fluido.
La configurazione delle suddette apparecchiature prevede solitamente l'utilizzo di due attacchi a flangia per ciascuno strumento, un ugello superiore ed un ugello inferiore. Per ottenere la misurazione richiesta, il posizionamento dell'ugello è essenziale. La progettazione deve garantire che l'ugello sia sempre in contatto con il fluido appropriato, come le fasi acqua e olio per l'interfaccia e l'olio e il vapore per il livello del liquido sfuso.
Le caratteristiche del fluido nelle condizioni operative effettive potrebbero essere diverse dalle caratteristiche del fluido utilizzato per la calibrazione, con conseguenti letture di livello errate. Inoltre, la posizione dell'indicatore di livello può anche causare letture di livello false o fraintese. Questo articolo fornisce alcuni esempi di lezioni apprese nella risoluzione dei problemi relativi ai separatori relativi allo strumento.
La maggior parte delle tecniche di misurazione richiedono l'uso di caratteristiche precise e affidabili del fluido da misurare per calibrare lo strumento. Le specifiche fisiche e le condizioni del liquido (emulsione, olio e acqua) nel contenitore sono fondamentali per l'integrità e l'affidabilità della tecnologia di misurazione applicata. Pertanto, se si vuole completare correttamente la calibrazione dei relativi strumenti per massimizzare la precisione e ridurre al minimo la deviazione delle letture del livello del liquido, è molto importante valutare accuratamente le specifiche del fluido trattato. Pertanto, al fine di evitare qualsiasi deviazione nella lettura del livello del liquido, è necessario ottenere dati affidabili campionando e analizzando regolarmente il fluido misurato, compreso il campionamento diretto dal contenitore.
Cambia con il tempo. La natura del fluido di processo è una miscela di olio, acqua e gas. Il fluido di processo può avere gravità specifica diversa in fasi diverse all'interno del recipiente di processo; cioè, entrano nel recipiente come una miscela fluida o un fluido emulsionato, ma lasciano il recipiente come una fase distinta. Inoltre, in molte applicazioni sul campo, il fluido di processo proviene da diversi serbatoi, ciascuno con caratteristiche diverse. Ciò si tradurrà in una miscela di diverse densità che verrà elaborata attraverso il separatore. Pertanto, il continuo cambiamento delle caratteristiche del fluido avrà un impatto sulla precisione della misurazione del livello del liquido nel contenitore. Anche se il margine di errore potrebbe non essere sufficiente a compromettere il funzionamento sicuro della nave, influirà sull’efficienza di separazione e sull’operatività dell’intero dispositivo. A seconda delle condizioni di separazione, una variazione di densità del 5-15% può essere normale. Più lo strumento è vicino al tubo di ingresso, maggiore è la deviazione, dovuta alla natura dell'emulsione vicino all'ingresso del contenitore.
Allo stesso modo, al variare della salinità dell’acqua, anche l’indicatore di livello ne risentirà. Nel caso della produzione di petrolio, la salinità dell’acqua cambierà a causa di vari fattori come i cambiamenti nell’acqua di formazione o la penetrazione dell’acqua di mare iniettata. Nella maggior parte dei giacimenti petroliferi, la variazione di salinità può essere inferiore al 10-20%, ma in alcuni casi la variazione può raggiungere il 50%, soprattutto nei sistemi di gas condensato e nei sistemi di giacimenti sub-salini. Questi cambiamenti possono avere un impatto significativo sull'affidabilità della misura di livello; pertanto, l'aggiornamento della chimica del fluido (olio, condensa e acqua) è essenziale per mantenere la calibrazione dello strumento.
Utilizzando le informazioni ottenute dai modelli di simulazione del processo, dall'analisi dei fluidi e dal campionamento in tempo reale, è possibile migliorare anche i dati di calibrazione del misuratore di livello. In teoria, questo è il metodo migliore ed è ora utilizzato come pratica standard. Tuttavia, per mantenere lo strumento accurato nel tempo, i dati di analisi dei fluidi dovrebbero essere aggiornati regolarmente per evitare potenziali errori che potrebbero essere causati dalle condizioni operative, dal contenuto di acqua, dall'aumento del rapporto olio/aria e dai cambiamenti nelle caratteristiche del fluido.
Nota: una manutenzione regolare e corretta è la base per ottenere dati affidabili sullo strumento. Gli standard e la frequenza della manutenzione dipendono in larga misura dalle relative attività preventive e quotidiane di fabbrica. In alcuni casi, se ritenuto necessario, le deviazioni dalle attività pianificate dovrebbero essere riorganizzate.
Nota: oltre a utilizzare le più recenti caratteristiche del fluido per calibrare periodicamente il misuratore, è possibile utilizzare solo algoritmi pertinenti o strumenti di intelligenza artificiale per correggere le fluttuazioni giornaliere del fluido di processo per tenere conto delle fluttuazioni operative entro 24 ore.
Nota: i dati di monitoraggio e le analisi di laboratorio del fluido di produzione aiuteranno a comprendere le potenziali anomalie nelle letture del livello causate dall'emulsione di olio nel fluido di produzione.
In base ai diversi dispositivi di ingresso e ai componenti interni, l'esperienza ha dimostrato che il trascinamento di gas e il gorgogliamento all'ingresso dei separatori (principalmente separatori verticali di condensa di gas e scrubber) avranno un impatto significativo sulle letture del livello del liquido e potrebbero portare a uno scarso controllo e che . La diminuzione della densità della fase liquida dovuta al contenuto di gas provoca un livello del liquido falso basso, che può portare al trascinamento di liquido nella fase gassosa e influenzare l'unità di compressione del processo a valle.
Sebbene si siano verificati trascinamento di gas e formazione di schiuma nel sistema olio e gas/olio condensato, lo strumento è calibrato a causa della fluttuazione della densità dell'olio condensato causata dal gas disperso e disciolto nella fase di condensa durante il trascinamento o l'espulsione del gas. per processo. L'errore sarà superiore a quello del sistema dell'olio.
Gli indicatori di livello in molti scrubber e separatori verticali possono essere difficili da calibrare correttamente perché sono presenti quantità diverse di acqua e condensa nella fase liquida e, nella maggior parte dei casi, le due fasi hanno un'uscita del liquido comune o una linea di uscita dell'acqua Superfluo a causa della scarsa separazione dell'acqua. Pertanto, vi è una fluttuazione continua nella densità operativa. Durante il funzionamento, la fase inferiore (principalmente acqua) verrà scaricata, lasciando uno strato di condensa più alto sulla parte superiore, quindi la densità del fluido è diversa, il che farà sì che la misurazione del livello del liquido cambi con la modifica del rapporto di altezza dello strato di liquido. Queste fluttuazioni possono essere critiche in contenitori più piccoli, rischiano di perdere il livello operativo ottimale e, in molti casi, azionare correttamente il downcomer (il downcomer dell'eliminatore di aerosol utilizzato per scaricare il liquido).
Il livello del liquido viene determinato misurando la differenza di densità tra i due fluidi nello stato di equilibrio nel separatore. Tuttavia, qualsiasi differenza di pressione interna può causare una variazione nel livello del liquido misurato, fornendo così un'indicazione diversa del livello del liquido a causa della caduta di pressione. Ad esempio, una variazione di pressione compresa tra 100 e 500 mbar (da 1,45 a 7,25 psi) tra i compartimenti del contenitore dovuta al traboccamento del deflettore o del tampone coalescente causerà la perdita di un livello uniforme del liquido, con conseguente livello di interfaccia nel separatore la misurazione viene persa, determinando un gradiente orizzontale; ovvero, il livello corretto del liquido all'estremità anteriore del serbatoio al di sotto del punto di regolazione e all'estremità posteriore del separatore entro il punto di regolazione. Inoltre, se è presente una certa distanza tra il livello del liquido e l'ugello dell'indicatore di livello del liquido superiore, la colonna di gas risultante potrebbe ulteriormente causare errori di misurazione del livello del liquido in presenza di schiuma.
Indipendentemente dalla configurazione del recipiente di processo, un problema comune che può causare deviazioni nella misurazione del livello del liquido è la condensa del liquido. Quando il tubo dello strumento e il corpo del contenitore vengono raffreddati, il calo di temperatura può causare la condensazione del gas che produce il liquido nel tubo dello strumento, causando una deviazione della lettura del livello del liquido dalle condizioni effettive nel contenitore. Questo fenomeno non è esclusivo dell’ambiente esterno freddo. Avviene in un ambiente desertico dove la temperatura esterna di notte è inferiore alla temperatura di processo.
Il tracciamento elettrico per gli indicatori di livello è un modo comune per prevenire la formazione di condensa; tuttavia, l'impostazione della temperatura è fondamentale perché potrebbe causare il problema che si sta tentando di risolvere. Impostando una temperatura troppo alta, i componenti più volatili potrebbero evaporare, provocando un aumento della densità del liquido. Anche dal punto di vista della manutenzione il tracciamento elettrico può essere problematico perché si danneggia facilmente. Un'opzione più economica è l'isolamento (isolamento) del tubo dello strumento, che può mantenere efficacemente la temperatura di processo e la temperatura ambiente esterna a un certo livello in molte applicazioni. Va notato che dal punto di vista della manutenzione, anche il ritardo della pipeline dello strumento può rappresentare un problema.
Nota: una fase di manutenzione spesso trascurata è il lavaggio dello strumento e delle redini. A seconda del servizio, tali azioni correttive potrebbero essere necessarie settimanalmente o addirittura giornalmente, a seconda delle condizioni operative.
Esistono diversi fattori di garanzia del flusso che possono influenzare negativamente gli strumenti di misurazione del livello dei liquidi. tutto questo è:
Nota: nella fase di progettazione del separatore, quando si seleziona lo strumento di livello appropriato e quando la misurazione del livello è anomala, è necessario considerare il problema di garanzia della portata corretta.
Molti fattori influenzano la densità del liquido vicino all'ugello del trasmettitore di livello. I cambiamenti locali di pressione e temperatura influenzeranno l'equilibrio dei fluidi, influenzando così le letture del livello e la stabilità dell'intero sistema.
Sono stati osservati cambiamenti locali nella densità del liquido e cambiamenti nell'emulsione nel separatore, dove il punto di scarico del tubo di scarico/drenaggio del demister è situato vicino all'ugello del trasmettitore del livello del liquido. Il liquido catturato dall'eliminatore di nebbia si mescola con una grande quantità di fluido, provocando variazioni locali di densità. Le fluttuazioni di densità sono più comuni nei fluidi a bassa densità. Ciò può comportare fluttuazioni continue nella misurazione del livello dell'olio o della condensa, che a loro volta influiscono sul funzionamento della nave e sul controllo dei dispositivi a valle.
Nota: l'ugello del trasmettitore del livello del liquido non deve essere vicino al punto di scarico del tubo di scarico perché esiste il rischio di causare cambiamenti intermittenti di densità, che influenzeranno la misurazione del livello del liquido.
L'esempio mostrato nella Figura 2 è una comune configurazione di tubazioni per indicatori di livello, ma può causare problemi. Quando si verifica un problema sul campo, la revisione dei dati del trasmettitore del livello del liquido conclude che il livello del liquido nell'interfaccia è perso a causa della scarsa separazione. Tuttavia, man mano che viene separata più acqua, la valvola di controllo del livello di uscita si apre gradualmente, creando un effetto Venturi vicino all'ugello sotto il trasmettitore di livello, che è a meno di 0,5 m (20 pollici) dal livello dell'acqua. Ugello dell'acqua. Ciò provoca una caduta di pressione interna, che fa sì che la lettura del livello di interfaccia nel trasmettitore sia inferiore alla lettura del livello di interfaccia nel contenitore.
Osservazioni simili sono state riportate anche nello scrubber in cui l'ugello di uscita del liquido è situato vicino all'ugello sotto il trasmettitore del livello del liquido.
Anche il posizionamento generale degli ugelli influirà sul corretto funzionamento, ovvero gli ugelli sulla sede del separatore verticale sono più difficili da bloccare o intasare rispetto agli ugelli posti nella testata inferiore del separatore. Un concetto simile si applica ai contenitori orizzontali, dove più basso è l'ugello, più vicino è a eventuali solidi che si depositano, aumentando il rischio di intasamento. Questi aspetti dovrebbero essere considerati durante la fase di progettazione della nave.
Nota: l'ugello del trasmettitore di livello del liquido non deve essere vicino all'ugello di ingresso, all'ugello di uscita del liquido o del gas, poiché esiste il rischio di caduta di pressione interna, che influenzerà la misurazione del livello del liquido.
Diverse strutture interne del contenitore influiscono sulla separazione dei fluidi in modi diversi, come mostrato nella Figura 3, compreso il potenziale sviluppo di gradienti di livello del liquido causati dal trabocco del deflettore, con conseguenti cadute di pressione. Questo fenomeno è stato osservato molte volte durante la ricerca sulla risoluzione dei problemi e sulla diagnosi dei processi.
Il deflettore multistrato è solitamente installato nel contenitore nella parte anteriore del separatore ed è facile da immergere a causa del problema di distribuzione del flusso nella parte di ingresso. Il traboccamento provoca quindi una caduta di pressione attraverso il serbatoio, creando un gradiente di livello. Ciò si traduce in un livello del liquido inferiore nella parte anteriore del contenitore, come mostrato nella Figura 3. Tuttavia, quando il livello del liquido è controllato dal misuratore di livello del liquido nella parte posteriore del contenitore, si verificheranno delle deviazioni nella misurazione eseguita. Il gradiente di livello può anche causare cattive condizioni di separazione nel recipiente di processo perché il gradiente di livello perde almeno il 50% del volume del liquido. Inoltre è possibile che la zona interessata ad alta velocità causata dalla caduta di pressione crei una zona di circolazione che porta ad una perdita di volume di separazione.
Una situazione simile può verificarsi negli impianti di produzione galleggianti, come FPSO, dove nel recipiente di processo vengono utilizzati più cuscinetti porosi per stabilizzare il movimento del fluido nel recipiente.
Inoltre, il forte trascinamento di gas nel contenitore orizzontale, in determinate condizioni, a causa della bassa diffusione del gas, produrrà un gradiente del livello del liquido più elevato nella parte anteriore. Ciò influirà negativamente anche sul controllo del livello all'estremità posteriore del contenitore, determinando una divergenza di misurazione, con conseguenti scarse prestazioni del contenitore.
Nota: il livello del gradiente nelle diverse forme di recipienti di processo è realistico e questa situazione dovrebbe essere ridotta al minimo poiché causerebbe una diminuzione dell'efficienza di separazione. Migliorare la struttura interna del contenitore e ridurre i deflettori e/o le piastre perforate non necessarie, insieme a buone pratiche operative e consapevolezza, per evitare problemi di gradiente del livello del liquido nel contenitore.
Questo articolo discute diversi fattori importanti che influenzano la misurazione del livello del liquido del separatore. Letture di livello errate o fraintese possono causare un cattivo funzionamento dell'imbarcazione. Sono stati forniti alcuni suggerimenti per evitare questi problemi. Sebbene questo non sia affatto un elenco esaustivo, aiuta a comprendere alcuni potenziali problemi, aiutando così il team operativo a comprendere potenziali problemi operativi e di misurazione.
Se possibile, stabilire le migliori pratiche sulla base delle lezioni apprese. Tuttavia, non esiste uno standard industriale specifico che possa essere applicato in questo campo. Al fine di ridurre al minimo i rischi associati alle deviazioni di misurazione e alle anomalie di controllo, i seguenti punti dovrebbero essere considerati nelle future pratiche di progettazione e funzionamento.
Vorrei ringraziare Christopher Kalli (professore a contratto presso l'Università dell'Australia Occidentale a Perth, Australia, pensionato della Chevron/BP); Lawrence Coughlan (consulente di Lol Co Ltd. Aberdeen, pensionato della Shell) e Paul Georgie (consulente di Glasgow Geo Geo, Glasgow, Regno Unito) per il loro supporto I documenti vengono sottoposti a revisione paritaria e criticati. Vorrei anche ringraziare i membri del sottocomitato tecnico della tecnologia di separazione della SPE per aver facilitato la pubblicazione di questo articolo. Un ringraziamento speciale ai membri che hanno revisionato il documento prima del numero finale.
Wally Georgie ha più di 4 anni di esperienza nel settore del petrolio e del gas, in particolare nelle operazioni di petrolio e gas, lavorazione, separazione, movimentazione dei fluidi e integrità del sistema, risoluzione dei problemi operativi, eliminazione dei colli di bottiglia, separazione olio/acqua, convalida del processo e assistenza tecnica. competenza Valutazione pratica, controllo della corrosione, monitoraggio del sistema, iniezione di acqua e trattamento avanzato di recupero dell'olio e tutti gli altri problemi di gestione di fluidi e gas, inclusa la produzione di sabbia e solidi, la chimica di produzione, la garanzia del flusso e la gestione dell'integrità nel sistema del processo di trattamento.
Dal 1979 al 1987 ha lavorato inizialmente nel settore dei servizi negli Stati Uniti, nel Regno Unito, in diverse parti d'Europa e nel Medio Oriente. Successivamente, ha lavorato presso Statoil (Equinor) in Norvegia dal 1987 al 1999, concentrandosi sulle operazioni quotidiane, sullo sviluppo di nuovi progetti di giacimenti petroliferi legati a problemi di separazione olio-acqua, sistemi di desolforazione e disidratazione per il trattamento del gas, gestione dell'acqua prodotta e gestione di problemi di produzione solida. sistema di produzione. Dal marzo 1999 lavora come consulente indipendente in analoghe produzioni di petrolio e gas in tutto il mondo. Inoltre, Georgie ha prestato servizio come testimone esperto in casi legali di petrolio e gas nel Regno Unito e in Australia. È stato Distinguished Lecturer della SPE dal 2016 al 2017.
Ha un master. Master in tecnologia dei polimeri, Università di Loughborough, Regno Unito. Ha conseguito una laurea in ingegneria della sicurezza presso l'Università di Aberdeen, Scozia, e un dottorato di ricerca in tecnologia chimica presso l'Università di Strathclyde, Glasgow, Scozia. Puoi contattarlo all'indirizzo wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie ha ospitato un webinar il 9 giugno “Separare i fattori di progettazione e operativi e il loro impatto sulle prestazioni dei sistemi di acqua prodotta nelle installazioni onshore e offshore”. Disponibile su richiesta qui (gratuito per i membri SPE).
Journal of Petroleum Technology è la rivista di punta della Society of Petroleum Engineers, che fornisce briefing e argomenti autorevoli sul progresso della tecnologia di esplorazione e produzione, questioni relative all'industria petrolifera e del gas e notizie sulla SPE e sui suoi membri.
Orario di pubblicazione: 17-giu-2021
