Periodisk kalibrering av beholderinstrumenter er avgjørende for å sikre fortsatt ytelse og funksjon til prosessbeholderen. Feil instrumentkalibrering forverrer ofte dårlig prosessbeholderdesign, noe som resulterer i utilfredsstillende separatordrift og lav effektivitet. I noen tilfeller kan også posisjonen til instrumentet forårsake feilmålinger. Denne artikkelen beskriver hvordan prosessforhold kan forårsake feil eller misforstått nivåavlesninger.
Industrien har brukt mye arbeid på å forbedre design og konfigurasjon av separator- og scrubberfartøy. Valget og konfigurasjonen av relaterte instrumenter har imidlertid fått lite oppmerksomhet. Vanligvis er instrumentet konfigurert for de innledende driftsforholdene, men etter denne perioden endres driftsparametrene, eller ytterligere forurensninger introduseres, den første kalibreringen er ikke lenger egnet og må endres. Selv om den overordnede vurderingen på nivået instrumentvalg bør være omfattende, prosessen med å opprettholde kontinuerlig vurdering av driftsområdet og eventuelle endringer i passende rekalibrering og rekonfigurering av relaterte instrumenter etter behov gjennom hele livssyklusen til prosessfartøyet. har vist at, sammenlignet med den unormale interne konfigurasjonen av beholderen, er separatorfeilen forårsaket av feil instrumentdata mye mer.
En av de viktigste prosesskontrollvariablene er væskenivå. Vanlige metoder for å måle væskenivå inkluderer skueglass/nivåglassindikatorer og differensialtrykksensorer (DP). Sikteglasset er en metode for å måle væskenivået direkte, og kan ha alternativer som en magnetisk følger og/eller en nivåsender koblet til et modifisert væskenivåglass. Nivåmålere som bruker flottører som hovedmålesensor anses også å være et direkte middel for å måle væskenivået i prosessbeholderen. DP-sensoren er en indirekte metode hvis nivåavlesning er basert på det hydrostatiske trykket som utøves av væsken og krever nøyaktig kunnskap om væsketettheten.
Konfigurasjonen av utstyret ovenfor krever vanligvis bruk av to flensdysekoblinger for hvert instrument, en øvre dyse og en nedre dyse. For å oppnå den nødvendige målingen, er posisjoneringen av dysen avgjørende. Designet må sikre at dysen alltid er i kontakt med passende væske, slik som vann- og oljefasene for grensesnittet og oljen og dampen for bulkvæskenivået.
Væskekarakteristikkene under faktiske driftsforhold kan være forskjellige fra væskekarakteristikkene som brukes til kalibrering, noe som resulterer i feilaktige nivåavlesninger. I tillegg kan plasseringen av nivåmåleren også forårsake falske eller misforståtte nivåavlesninger. Denne artikkelen gir noen eksempler på erfaringer med å løse instrumentrelaterte separatorproblemer.
De fleste måleteknikker krever bruk av nøyaktige og pålitelige egenskaper for væsken som måles for å kalibrere instrumentet. De fysiske spesifikasjonene og forholdene til væsken (emulsjon, olje og vann) i beholderen er avgjørende for integriteten og påliteligheten til den anvendte måleteknologien. Derfor, hvis kalibreringen av relaterte instrumenter skal fullføres riktig for å maksimere nøyaktigheten og minimere avviket i væskenivåavlesninger, er det svært viktig å nøyaktig evaluere spesifikasjonene til den behandlede væsken. Derfor, for å unngå avvik i væskenivåavlesningen, må pålitelige data innhentes ved regelmessig prøvetaking og analyse av den målte væsken, inkludert direkte prøvetaking fra beholderen.
Endre seg med tiden. Prosessvæskens natur er en blanding av olje, vann og gass. Prosessfluidet kan ha forskjellige egenvekter på forskjellige stadier i prosessbeholderen; det vil si gå inn i karet som en væskeblanding eller emulgert væske, men la karet være en distinkt fase. I tillegg, i mange feltapplikasjoner, kommer prosessvæsken fra forskjellige reservoarer, hver med forskjellige egenskaper. Dette vil resultere i at en blanding av ulike tettheter blir behandlet gjennom separatoren. Derfor vil den kontinuerlige endringen av væskekarakteristikker ha innvirkning på nøyaktigheten av væskenivåmålingen i beholderen. Selv om feilmarginen kanskje ikke er nok til å påvirke sikker drift av skipet, vil det påvirke separasjonseffektiviteten og driften til hele enheten. Avhengig av separasjonsforholdene kan en tetthetsendring på 5-15 % være normal. Jo nærmere instrumentet er innløpsrøret, jo større er avviket, som skyldes emulsjonens natur nær innløpet til beholderen.
På samme måte vil nivåmåleren påvirkes etter hvert som saltinnholdet i vannet endres. Ved oljeproduksjon vil vannets saltholdighet endres på grunn av ulike faktorer som endringer i formasjonsvann eller gjennombrudd av injisert sjøvann. I de fleste oljefelt kan salinitetsendringen være mindre enn 10-20 %, men i noen tilfeller kan endringen være så høy som 50 %, spesielt i kondensatgasssystemer og sub-saltreservoarsystemer. Disse endringene kan ha en betydelig innvirkning på påliteligheten av nivåmåling; derfor er det viktig å oppdatere væskekjemien (olje, kondensat og vann) for å opprettholde instrumentkalibreringen.
Ved å bruke informasjon hentet fra prosesssimuleringsmodeller og væskeanalyse og sanntidsprøvetaking, kan nivåmålerkalibreringsdata også forbedres. I teorien er dette den beste metoden og brukes nå som standard praksis. Men for å holde instrumentet nøyaktig over tid, bør væskeanalysedata oppdateres regelmessig for å unngå potensielle feil som kan være forårsaket av driftsforhold, vanninnhold, økning i olje-til-luft-forhold og endringer i væskekarakteristikker.
Merk: Regelmessig og riktig vedlikehold er grunnlaget for å få pålitelige instrumentdata. Standardene og hyppigheten av vedlikehold avhenger i stor grad av relaterte forebyggende og daglige fabrikkaktiviteter. I noen tilfeller, dersom det anses nødvendig, bør avvik fra planlagte aktiviteter omorganiseres.
Merk: I tillegg til å bruke de nyeste væskekarakteristikkene for å periodisk kalibrere måleren, kan bare relevante algoritmer eller kunstig intelligens-verktøy brukes til å korrigere de daglige svingningene i prosessvæsken for å ta hensyn til driftssvingninger innen 24 timer.
Merk: Overvåkingsdata og laboratorieanalyse av produksjonsvæsken vil bidra til å forstå potensielle abnormiteter i nivåavlesningene forårsaket av oljeemulsjonen i produksjonsvæsken.
I henhold til forskjellige innløpsanordninger og interne komponenter, har erfaring vist at gassmedriving og bobling ved innløpet til separatorer (hovedsakelig vertikale gasskondensatutskillere og skrubbere) vil ha en betydelig innvirkning på væskenivåavlesningene, og kan føre til dårlig kontroll og som utføres . Nedgangen i væskefasens tetthet på grunn av gassinnholdet resulterer i et falskt lavt væskenivå, som kan føre til væskeinnblanding i gassfasen og påvirke nedstrøms prosesskompresjonsenheten.
Selv om gassmedriving og skumdannelse har vært erfart i olje- og gass-/kondensatoljesystemet, er instrumentet kalibrert på grunn av fluktuasjonen i kondensatoljetettheten forårsaket av den dispergerte og oppløste gassen i kondensatfasen under gassmedføringen eller gassblåsingen. etter prosess. Feilen vil være høyere enn oljesystemet.
Nivåmålerne i mange vertikalskrubbere og separatorer kan være vanskelige å kalibrere riktig fordi det er ulike mengder vann og kondensat i væskefasen, og i de fleste tilfeller har de to fasene felles væskeutløp eller vannutløp Overflødig pga dårlig vannseparasjon. Derfor er det kontinuerlige svingninger i driftstettheten. Under drift vil bunnfasen (hovedsakelig vann) slippes ut, og etterlate et høyere kondensatlag på toppen, så væsketettheten er forskjellig, noe som vil føre til at væskenivåmålingen endres med endringen av væskelagets høydeforhold. Disse svingningene kan være kritiske i mindre beholdere, risikere å miste det optimale driftsnivået, og i mange tilfeller betjene fallrøret (fallrøret til aerosoleliminatoren som brukes til å tømme væsken) på riktig måte. Den nødvendige væskeforseglingen.
Væskenivået bestemmes ved å måle tetthetsforskjellen mellom de to væskene i likevektstilstanden i separatoren. Enhver intern trykkforskjell kan imidlertid forårsake en endring i det målte væskenivået, og dermed gi en annen væskenivåindikasjon på grunn av trykkfallet. For eksempel vil en trykkendring mellom 100 til 500 mbar (1,45 til 7,25 psi) mellom beholderrommene på grunn av overløpet av ledeplaten eller koalesceringsputen føre til tap av et jevnt væskenivå, noe som resulterer i grensesnittnivået i separatoren. måling går tapt, noe som resulterer i en horisontal gradient; det vil si riktig væskenivå i frontenden av karet under settpunktet og bakenden av separatoren innenfor settpunktet. I tillegg, hvis det er en viss avstand mellom væskenivået og dysen til den øvre væskenivåmåleren, kan den resulterende gasskolonnen ytterligere forårsake væskenivåmålingsfeil i nærvær av skum.
Uavhengig av konfigurasjonen av prosessbeholderen, er et vanlig problem som kan forårsake avvik i væskenivåmåling væskekondensering. Når instrumentrøret og beholderkroppen er avkjølt, kan temperaturfallet føre til at gassen som produserer væske i instrumentrøret kondenserer, slik at væskenivåavlesningen avviker fra de faktiske forholdene i beholderen. Dette fenomenet er ikke unikt for det kalde ytre miljøet. Det forekommer i et ørkenmiljø der den ytre temperaturen om natten er lavere enn prosesstemperaturen.
Varmesporing for nivåmålere er en vanlig måte å forhindre kondens på; temperaturinnstillingen er imidlertid kritisk fordi den kan forårsake problemet den prøver å løse. Ved å sette temperaturen for høyt, kan de mer flyktige komponentene fordampe, noe som fører til at tettheten til væsken øker. Fra et vedlikeholdssynspunkt kan varmesporing også være problematisk fordi det lett blir skadet. Et billigere alternativ er isolasjonen (isolasjonen) til instrumentrøret, som effektivt kan holde prosesstemperaturen og den ytre omgivelsestemperaturen på et visst nivå i mange applikasjoner. Det skal bemerkes at fra et vedlikeholdssynspunkt kan etterslepet av instrumentrørledningen også være et problem.
Merk: Et vedlikeholdstrinn som ofte blir oversett er å spyle instrumentet og tøylene. Avhengig av tjenesten, kan slike korrigerende handlinger være nødvendige ukentlig eller til og med daglig, avhengig av driftsforholdene.
Det er flere strømningssikringsfaktorer som kan påvirke væskenivåmåleinstrumenter negativt. alle disse er:
Merk: I designfasen av separatoren, når du velger passende nivåinstrument og når nivåmålingen er unormal, bør det korrekte strømningshastighetssikringsproblemet vurderes.
Mange faktorer påvirker tettheten til væsken nær dysen til nivåtransmitteren. Lokale endringer i trykk og temperatur vil påvirke væskebalansen, og dermed påvirke nivåavlesningene og stabiliteten til hele systemet.
Lokale endringer i væsketetthet og emulsjonsendringer ble observert i separatoren, hvor utslippspunktet til fallrøret/avløpsrøret til demisteren er plassert nær dysen til væskenivåtransmitteren. Væsken som fanges opp av tåkeliminatoren blandes med en stor mengde væske, noe som forårsaker lokale endringer i tetthet. Tetthetsfluktuasjoner er mer vanlig i væsker med lav tetthet. Dette kan resultere i kontinuerlige svingninger i olje- eller kondensatnivåmålingen, som igjen påvirker skipets drift og kontroll av nedstrøms innretninger.
Merk: Dysen til væskenivåtransmitteren bør ikke være i nærheten av utløpspunktet til fallrøret fordi det er en risiko for å forårsake periodiske tetthetsendringer, som vil påvirke væskenivåmålingen.
Eksemplet vist i figur 2 er en vanlig nivåmålerrørkonfigurasjon, men det kan forårsake problemer. Når det er et problem i felten, konkluderer gjennomgangen av væskenivåtransmitterdataene at grensesnittvæskenivået går tapt på grunn av dårlig separasjon. Faktum er imidlertid at etter hvert som mer vann separeres, åpnes utløpsnivåreguleringsventilen gradvis, og skaper en Venturi-effekt nær dysen under nivåtransmitteren, som er mindre enn 0,5 m (20 tommer) fra vannstanden. Vanndyse. Dette forårsaker et internt trykkfall, som gjør at grensesnittnivåavlesningen i senderen blir lavere enn grensesnittnivåavlesningen i beholderen.
Lignende observasjoner er også rapportert i scrubberen hvor væskeutløpsdysen er plassert nær dysen under væskenivåtransmitteren.
Den generelle plasseringen av dysene vil også påvirke riktig funksjon, det vil si at dysene på det vertikale separatorhuset er vanskeligere å blokkere eller tette enn dysene som er plassert i det nedre hodet av separatoren. Et lignende konsept gjelder for horisontale beholdere, der jo lavere munnstykket er, desto nærmere er det faste stoffer som legger seg, noe som gjør det mer sannsynlig å bli tilstoppet. Disse aspektene bør vurderes under designstadiet av fartøyet.
Merk: Dysen til væskenivåtransmitteren bør ikke være nær innløpsdysen, væske- eller gassutløpsdysen, fordi det er fare for internt trykkfall, som vil påvirke væskenivåmålingen.
Ulike indre strukturer av beholderen påvirker separasjonen av fluider på forskjellige måter, som vist i figur 3, inkludert den potensielle utviklingen av væskenivågradienter forårsaket av ledeplateoverløp, som resulterer i trykkfall. Dette fenomenet har blitt observert mange ganger under feilsøking og prosessdiagnoseforskning.
Flerlags baffelen er vanligvis installert i beholderen foran på separatoren, og den er lett å senkes på grunn av strømningsfordelingsproblemet i innløpsdelen. Overløpet forårsaker deretter et trykkfall over karet, og skaper en nivågradient. Dette resulterer i et lavere væskenivå foran på beholderen, som vist i figur 3. Men når væskenivået styres av væskenivåmåleren på baksiden av beholderen, vil det oppstå avvik i målingen som utføres. Nivågradienten kan også forårsake dårlige separasjonsforhold i prosessbeholderen fordi nivågradienten mister minst 50 % av væskevolumet. I tillegg kan det tenkes at det aktuelle høyhastighetsområdet forårsaket av trykkfallet vil gi et sirkulasjonsareal som fører til tap av separasjonsvolum.
En lignende situasjon kan oppstå i flytende produksjonsanlegg, slik som FPSO, hvor flere porøse puter brukes i prosessbeholderen for å stabilisere væskebevegelsen i fartøyet.
I tillegg vil den kraftige gassmedrivningen i den horisontale beholderen, under visse forhold, på grunn av den lave gassdiffusjonen, gi en høyere væskenivågradient i frontenden. Dette vil også påvirke nivåkontrollen i bakenden av beholderen negativt, noe som resulterer i måledivergens, noe som resulterer i dårlig beholderytelse.
Merk: Gradientnivået i ulike former for prosessbeholdere er realistisk, og denne situasjonen bør minimeres da de vil føre til at separasjonseffektiviteten reduseres. Forbedre den indre strukturen til beholderen og reduser unødvendige skillevegger og/eller perforerte plater, kombinert med god brukspraksis og bevissthet, for å unngå problemer med væskenivågradient i beholderen.
Denne artikkelen diskuterer flere viktige faktorer som påvirker væskenivåmålingen til separatoren. Feil eller misforstått nivåavlesning kan forårsake dårlig drift av fartøyet. Noen forslag er gitt for å unngå disse problemene. Selv om dette på ingen måte er en uttømmende liste, hjelper det å forstå noen potensielle problemer, og hjelper dermed driftsteamet med å forstå potensielle målings- og driftsproblemer.
Hvis mulig, etablere beste praksis basert på erfaringer. Det er imidlertid ingen spesifikk industristandard som kan brukes på dette feltet. For å minimere risikoen forbundet med måleavvik og kontrollavvik, bør følgende punkter vurderes i fremtidig design og driftspraksis.
Jeg vil gjerne takke Christopher Kalli (adjunkt ved University of Western Australia i Perth, Australia, Chevron/BP-pensjonist); Lawrence Coughlan (Lol Co Ltd. Aberdeen-konsulent, Shell-pensjonist) og Paul Georgie (Glasgow Geo Geo-konsulent, Glasgow, Storbritannia) for deres støtte. Papirer er fagfellevurdert og kritisert. Jeg vil også takke medlemmene av SPE Separation Technology Technical Subcommittee for å legge til rette for publiseringen av denne artikkelen. Spesiell takk til medlemmene som gjennomgikk avisen før siste utgave.
Wally Georgie har mer enn 4 års erfaring i olje- og gassindustrien, nemlig innen olje- og gassdrift, prosessering, separasjon, væskehåndtering og systemintegritet, operasjonell feilsøking, eliminering av flaskehalser, olje/vann-separasjon, prosessvalidering og teknisk ekspertise Praksisevaluering, korrosjonskontroll, systemovervåking, vanninjeksjon og forbedret oljeutvinningsbehandling, og alle andre væske- og gasshåndteringsproblemer, inkludert produksjon av sand og fast stoff, produksjonskjemi, strømningssikring og integritetsstyring i behandlingsprosesssystemet.
Fra 1979 til 1987 jobbet han først i tjenestesektoren i USA, Storbritannia, forskjellige deler av Europa og Midtøsten. Deretter jobbet han i Statoil (Equinor) i Norge fra 1987 til 1999, med fokus på daglig drift, utvikling av nye oljefeltprosjekter knyttet til olje-vann-separasjonsspørsmål, gassbehandlingsavsvovlings- og dehydreringssystemer, håndtering av produsert vann og håndtering av problemer med solid produksjon. produksjonssystem. Siden mars 1999 har han jobbet som uavhengig konsulent innen lignende olje- og gassproduksjon rundt om i verden. I tillegg har Georgie fungert som ekspertvitne i juridiske olje- og gasssaker i Storbritannia og Australia. Han fungerte som SPE Distinguished Lecturer fra 2016 til 2017.
Han har en mastergrad. Master i polymerteknologi, Loughborough University, Storbritannia. Fikk en bachelorgrad i sikkerhetsteknikk fra University of Aberdeen, Skottland, og en doktorgrad i kjemisk teknologi fra University of Strathclyde, Glasgow, Skottland. Du kan kontakte ham på wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie var vertskap for et webinar 9. juni "Skille design- og driftsfaktorer og deres innvirkning på ytelsen til produserte vannsystemer i installasjoner på land og til havs". Tilgjengelig på forespørsel her (gratis for SPE-medlemmer).
Journal of Petroleum Technology er flaggskipsmagasinet til Society of Petroleum Engineers, som gir autoritative orienteringer og emner om fremme av lete- og produksjonsteknologi, olje- og gassindustrispørsmål og nyheter om SPE og dets medlemmer.
Innleggstid: 17. juni 2021
