Okresowa kalibracja przyrządów zbiornika jest niezbędna do zapewnienia ciągłej wydajności i funkcjonowania zbiornika procesowego. Nieprawidłowa kalibracja przyrządu często pogarsza złą konstrukcję zbiornika procesowego, co skutkuje niezadowalającą pracą separatora i niską wydajnością. W niektórych przypadkach położenie instrumentu może również powodować błędne pomiary. W tym artykule opisano, w jaki sposób warunki procesu mogą powodować nieprawidłowe lub źle zrozumiane odczyty poziomu.
Przemysł włożył wiele wysiłku w ulepszenie konstrukcji i konfiguracji zbiorników separatorów i płuczek. Niewiele uwagi poświęcono jednak wyborowi i konfiguracji powiązanych instrumentów. Zwykle przyrząd konfiguruje się na początkowe warunki pracy, lecz po tym okresie zmieniają się parametry pracy lub wprowadzane są dodatkowe zanieczyszczenia, wstępna kalibracja nie jest już odpowiednia i należy ją zmienić. Choć ogólna ocena na etapie doboru przyrządów poziomu powinna być kompleksowa, to proces utrzymania ciągłej oceny zakresu pracy i ewentualnych zmian prowadzi do odpowiedniej rekalibracji i rekonfiguracji powiązanych przyrządów w miarę potrzeb przez cały cykl życia zbiornika procesowego. Dlatego też doświadczenie wykazało, że w porównaniu z nieprawidłową konfiguracją wewnętrzną kontenera, awaria separatora spowodowana nieprawidłowymi danymi przyrządu jest znacznie większa.
Jedną z kluczowych zmiennych sterujących procesem jest poziom cieczy. Typowe metody pomiaru poziomu cieczy obejmują wzierniki/wskaźniki poziomu i czujniki różnicy ciśnień (DP). Wziernik jest metodą bezpośredniego pomiaru poziomu cieczy i może być wyposażony w takie opcje, jak popychacz magnetyczny i/lub przetwornik poziomu podłączony do zmodyfikowanego wziernika poziomu cieczy. Wskaźniki poziomu wykorzystujące pływaki jako główny czujnik pomiarowy są również uważane za bezpośrednie środki pomiaru poziomu cieczy w naczyniu procesowym. Czujnik DP to metoda pośrednia, której odczyt poziomu opiera się na ciśnieniu hydrostatycznym wywieranym przez płyn i wymaga dokładnej znajomości gęstości płynu.
Konfiguracja powyższego sprzętu zwykle wymaga zastosowania dwóch króćców kołnierzowych dla każdego instrumentu, dyszy górnej i dyszy dolnej. Aby uzyskać wymagany pomiar, istotne jest ustawienie dyszy. Konstrukcja musi zapewniać, że dysza ma zawsze kontakt z odpowiednim płynem, takim jak faza wodna i olejowa w przypadku powierzchni stykowej oraz olej i para wodna w przypadku poziomu cieczy w masie.
Charakterystyka płynu w rzeczywistych warunkach pracy może różnić się od właściwości płynu użytego do kalibracji, co skutkuje błędnymi odczytami poziomu. Ponadto lokalizacja wskaźnika poziomu może również powodować fałszywe lub źle zrozumiane odczyty poziomu. W tym artykule przedstawiono kilka przykładów wniosków wyciągniętych podczas rozwiązywania problemów z separatorami związanymi z instrumentami.
Większość technik pomiarowych wymaga stosowania dokładnych i niezawodnych właściwości mierzonego płynu w celu kalibracji przyrządu. Specyfikacje fizyczne i stan cieczy (emulsji, oleju i wody) w pojemniku mają kluczowe znaczenie dla integralności i niezawodności zastosowanej technologii pomiarowej. Dlatego też, jeśli kalibracja powiązanych przyrządów ma zostać przeprowadzona prawidłowo, aby zmaksymalizować dokładność i zminimalizować odchylenie odczytów poziomu cieczy, bardzo ważna jest dokładna ocena specyfikacji przetwarzanego płynu. Dlatego, aby uniknąć odchyleń w odczycie poziomu cieczy, należy uzyskać wiarygodne dane poprzez regularne pobieranie i analizę mierzonego płynu, w tym także bezpośrednie pobieranie próbek ze zbiornika.
Zmieniaj się z czasem. Płyn procesowy jest mieszaniną oleju, wody i gazu. Płyn procesowy może mieć różne ciężary właściwe na różnych etapach w naczyniu procesowym; to znaczy wchodzić do naczynia jako płynna mieszanina lub zemulgowany płyn, ale opuszczać naczynie jako odrębna faza. Ponadto w wielu zastosowaniach terenowych płyn procesowy pochodzi z różnych zbiorników, z których każdy ma inną charakterystykę. Spowoduje to przetworzenie przez separator mieszaniny o różnej gęstości. Dlatego ciągła zmiana właściwości cieczy będzie miała wpływ na dokładność pomiaru poziomu cieczy w zbiorniku. Choć margines błędu może nie wystarczyć, aby wpłynąć na bezpieczną eksploatację statku, będzie miał wpływ na skuteczność separacji i funkcjonalność całego urządzenia. W zależności od warunków separacji normalna może być zmiana gęstości o 5-15%. Im bliżej rury wlotowej znajduje się przyrząd, tym większe odchylenie wynika z natury emulsji w pobliżu wlotu pojemnika.
Podobnie, gdy zmienia się zasolenie wody, wpływa to również na wskaźnik poziomu. W przypadku wydobycia ropy naftowej zasolenie wody będzie się zmieniać pod wpływem różnych czynników, takich jak zmiany w wodzie złożowej lub przebicie zatłaczanej wody morskiej. Na większości pól naftowych zmiana zasolenia może wynosić mniej niż 10–20%, ale w niektórych przypadkach zmiana może sięgać nawet 50%, szczególnie w systemach gazu kondensacyjnego i systemach zbiorników podsolnych. Zmiany te mogą mieć istotny wpływ na wiarygodność pomiaru poziomu; dlatego aktualizacja składu chemicznego płynów (oleju, kondensatu i wody) jest niezbędna do utrzymania kalibracji urządzenia.
Wykorzystując informacje uzyskane z modeli symulacyjnych procesów oraz analizy płynów i pobierania próbek w czasie rzeczywistym, można również ulepszyć dane kalibracyjne miernika poziomu. Teoretycznie jest to najlepsza metoda i obecnie jest stosowana jako standardowa praktyka. Jednakże, aby zachować dokładność przyrządu w miarę upływu czasu, należy regularnie aktualizować dane analizy płynów, aby uniknąć potencjalnych błędów, które mogą być spowodowane warunkami pracy, zawartością wody, wzrostem stosunku oleju do powietrza i zmianami właściwości płynu.
Uwaga: Regularna i prawidłowa konserwacja jest podstawą uzyskania wiarygodnych danych przyrządu. Standardy i częstotliwość konserwacji zależą w dużej mierze od związanych z nimi działań zapobiegawczych i codziennych działań fabryki. W niektórych przypadkach, jeśli uzna się to za konieczne, należy zmienić odstępstwa od zaplanowanych działań.
Uwaga: Oprócz wykorzystywania najnowszych charakterystyk płynu do okresowej kalibracji miernika, do korygowania dziennych wahań płynu procesowego można używać wyłącznie odpowiednich algorytmów lub narzędzi sztucznej inteligencji, aby uwzględnić wahania operacyjne w ciągu 24 godzin.
Uwaga: Dane z monitorowania i analiza laboratoryjna płynu produkcyjnego pomogą zrozumieć potencjalne nieprawidłowości w odczytach poziomu spowodowane emulsją olejową w płynie produkcyjnym.
Zgodnie z różnymi urządzeniami wlotowymi i elementami wewnętrznymi, doświadczenie pokazało, że porywanie gazu i pęcherzyki na wlocie separatorów (głównie pionowych separatorów kondensatu gazowego i skruberów) będą miały znaczący wpływ na odczyty poziomu cieczy i mogą prowadzić do słabej kontroli, a co . Zmniejszenie gęstości fazy ciekłej na skutek zawartości gazu powoduje fałszywie niski poziom cieczy, co może prowadzić do przedostawania się cieczy do fazy gazowej i wpływać na jednostkę sprężającą w dalszym procesie.
Chociaż w układzie oleju i gazu/oleju kondensacyjnego zaobserwowano porywanie i pienienie gazu, przyrząd jest kalibrowany ze względu na wahania gęstości oleju kondensacyjnego spowodowane przez rozproszony i rozpuszczony gaz w fazie kondensatu podczas porywania gazu lub przedmuchu gazu. poprzez proces. Błąd będzie wyższy niż w przypadku układu olejowego.
Prawidłowa kalibracja wskaźników poziomu w wielu pionowych płuczkach i separatorach może być trudna, ponieważ w fazie ciekłej występują różne ilości wody i kondensatu, a w większości przypadków obie fazy mają wspólny wylot cieczy lub linię wylotową wody. separacja wody. Dlatego też gęstość operacyjna podlega ciągłym wahaniom. Podczas pracy dolna faza (głównie woda) będzie odprowadzana, pozostawiając wyższą warstwę kondensatu na górze, więc gęstość płynu będzie inna, co spowoduje zmianę pomiaru poziomu cieczy wraz ze zmianą stosunku wysokości warstwy cieczy. Wahania te mogą mieć krytyczne znaczenie w mniejszych pojemnikach, stwarzać ryzyko utraty optymalnego poziomu roboczego, a w wielu przypadkach umożliwiać prawidłowe działanie rury opadowej (odpływu eliminatora aerozolu używanego do odprowadzania cieczy). Wymagane uszczelnienie cieczy.
Poziom cieczy określa się poprzez pomiar różnicy gęstości pomiędzy dwoma płynami w stanie równowagi w separatorze. Jednakże jakakolwiek wewnętrzna różnica ciśnień może spowodować zmianę mierzonego poziomu cieczy, dając w ten sposób inne wskazanie poziomu cieczy w wyniku spadku ciśnienia. Na przykład zmiana ciśnienia pomiędzy przedziałami pojemnika w zakresie od 100 do 500 mbar (1,45 do 7,25 psi) w wyniku przepełnienia przegrody lub podkładki koalescencyjnej spowoduje utratę jednolitego poziomu cieczy, co spowoduje powstanie poziomu rozdziału faz w separatorze. pomiar zostaje utracony, co skutkuje gradientem poziomym; to znaczy prawidłowy poziom cieczy na przednim końcu zbiornika poniżej wartości zadanej i na tylnym końcu separatora w granicach wartości zadanej. Ponadto, jeśli pomiędzy poziomem cieczy a dyszą górnego miernika poziomu cieczy występuje pewna odległość, powstający słup gazu może w obecności piany powodować dalsze błędy pomiaru poziomu cieczy.
Niezależnie od konfiguracji naczynia procesowego, częstym problemem mogącym powodować odchylenia w pomiarze poziomu cieczy jest kondensacja cieczy. Kiedy rurka instrumentu i korpus pojemnika są chłodzone, spadek temperatury może spowodować kondensację gazu wytwarzającego ciecz w rurze instrumentu, powodując odchylenie odczytu poziomu cieczy od rzeczywistych warunków w pojemniku. Zjawisko to nie jest specyficzne dla zimnego środowiska zewnętrznego. Występuje w środowisku pustynnym, gdzie temperatura zewnętrzna w nocy jest niższa niż temperatura procesu.
Podgrzewanie wskaźników poziomu jest powszechnym sposobem zapobiegania kondensacji; jednakże ustawienie temperatury jest krytyczne, ponieważ może powodować problem, który próbuje rozwiązać. Ustawiając zbyt wysoką temperaturę, bardziej lotne składniki mogą odparować, powodując wzrost gęstości cieczy. Z punktu widzenia konserwacji przewody grzejne mogą być również problematyczne, ponieważ łatwo ulegają uszkodzeniu. Tańszą opcją jest izolacja (izolacja) rurki instrumentu, która w wielu zastosowaniach może skutecznie utrzymać temperaturę procesu i zewnętrzną temperaturę otoczenia na określonym poziomie. Należy zauważyć, że z punktu widzenia konserwacji problemem może być również otulina rurociągu instrumentu.
Uwaga: Często pomijanym etapem konserwacji jest płukanie instrumentu i wodze. W zależności od usługi takie działania naprawcze mogą być wymagane co tydzień lub nawet codziennie, w zależności od warunków pracy.
Istnieje kilka czynników zapewniających przepływ, które mogą negatywnie wpływać na przyrządy do pomiaru poziomu cieczy. to wszystko:
Uwaga: Na etapie projektowania separatora, przy wyborze odpowiedniego przyrządu do pomiaru poziomu oraz w przypadku nieprawidłowego pomiaru poziomu, należy rozważyć problem zapewnienia prawidłowego natężenia przepływu.
Na gęstość cieczy w pobliżu dyszy przetwornika poziomu wpływa wiele czynników. Lokalne zmiany ciśnienia i temperatury będą miały wpływ na równowagę płynu, wpływając w ten sposób na odczyty poziomu i stabilność całego układu.
Zaobserwowano lokalne zmiany gęstości cieczy oraz zmiany emulsji w separatorze, gdzie wylot rury spustowej/odpływowej odmgławiacza znajduje się w pobliżu króćca przetwornika poziomu cieczy. Ciecz wychwycona przez eliminator mgły miesza się z dużą ilością cieczy, powodując lokalne zmiany gęstości. Wahania gęstości występują częściej w płynach o małej gęstości. Może to skutkować ciągłymi wahaniami pomiaru poziomu oleju lub kondensatu, co z kolei wpływa na pracę statku i sterowanie urządzeniami znajdującymi się dalej.
Uwaga: Dysza przetwornika poziomu cieczy nie powinna znajdować się w pobliżu punktu tłoczenia rury opadowej, ponieważ istnieje ryzyko spowodowania sporadycznych zmian gęstości, które będą miały wpływ na pomiar poziomu cieczy.
Przykład pokazany na rysunku 2 przedstawia typową konfigurację rurociągów ze wskaźnikiem poziomu, ale może powodować problemy. W przypadku wystąpienia problemu w terenie z przeglądu danych z przetwornika poziomu cieczy wynika, że poziom cieczy na granicy faz zostaje utracony z powodu słabej separacji. Jednakże faktem jest, że w miarę oddzielania się większej ilości wody zawór regulacji poziomu na wylocie stopniowo się otwiera, tworząc efekt Venturiego w pobliżu dyszy pod przetwornikiem poziomu, czyli mniej niż 0,5 m (20 cali) od poziomu wody. Dysza wodna. Powoduje to wewnętrzny spadek ciśnienia, co powoduje, że odczyt poziomu granicy faz w przetworniku jest niższy niż odczyt poziomu granicy faz w pojemniku.
Podobne obserwacje odnotowano także w płuczce, w której dysza wylotowa cieczy znajduje się w pobliżu dyszy pod przetwornikiem poziomu cieczy.
Ogólne rozmieszczenie dysz ma również wpływ na prawidłowe działanie, tzn. dysze na obudowie separatora pionowego są trudniejsze do zablokowania lub zatkania niż dysze umieszczone w dolnej głowicy separatora. Podobna koncepcja dotyczy pojemników poziomych, gdzie im niższa dysza, tym bliżej osadzających się ciał stałych, co zwiększa prawdopodobieństwo zatkania. Aspekty te należy uwzględnić na etapie projektowania statku.
Uwaga: Dysza przetwornika poziomu cieczy nie powinna znajdować się w pobliżu dyszy wlotowej, wylotowej cieczy lub gazu, gdyż istnieje ryzyko wewnętrznego spadku ciśnienia, co będzie miało wpływ na pomiar poziomu cieczy.
Różne konstrukcje wewnętrzne zbiornika wpływają na separację płynów w różny sposób, jak pokazano na rysunku 3, w tym na potencjalny rozwój gradientów poziomu cieczy spowodowanych przelewaniem się przegrody, co skutkuje spadkami ciśnienia. Zjawisko to obserwowano wielokrotnie podczas badań nad usuwaniem usterek i diagnostyką procesów.
Przegroda wielowarstwowa montowana jest najczęściej w zbiorniku z przodu separatora, a ze względu na problem z rozkładem przepływu w części wlotowej łatwo ją zanurzyć. Przepełnienie powoduje następnie spadek ciśnienia w naczyniu, tworząc gradient poziomu. Powoduje to niższy poziom cieczy z przodu pojemnika, jak pokazano na rysunku 3. Jednakże, gdy poziom cieczy jest kontrolowany za pomocą miernika poziomu cieczy znajdującego się z tyłu pojemnika, wystąpią odchylenia w wykonywanym pomiarze. Gradient poziomu może również powodować złe warunki separacji w naczyniu procesowym, ponieważ gradient poziomu powoduje utratę co najmniej 50% objętości cieczy. Ponadto można sobie wyobrazić, że odpowiedni obszar o dużej prędkości, spowodowany spadkiem ciśnienia, wytworzy obszar cyrkulacji, który prowadzi do utraty objętości separacji.
Podobna sytuacja może wystąpić w pływających zakładach produkcyjnych, takich jak FPSO, gdzie w naczyniu procesowym stosuje się wiele porowatych podkładek w celu stabilizacji ruchu płynu w naczyniu.
Ponadto, silne porywanie gazu w poziomym pojemniku, w pewnych warunkach, ze względu na niską dyfuzję gazu, spowoduje większy gradient poziomu cieczy na przednim końcu. Będzie to miało również niekorzystny wpływ na kontrolę poziomu w tylnej części zbiornika, powodując rozbieżności w pomiarach, a co za tym idzie, słabą wydajność zbiornika.
Uwaga: Poziom gradientu w różnych postaciach zbiorników procesowych jest realistyczny i należy zminimalizować tę sytuację, ponieważ spowoduje to zmniejszenie wydajności separacji. Ulepsz wewnętrzną strukturę pojemnika i zredukuj niepotrzebne przegrody i/lub perforowane płyty, w połączeniu z dobrymi praktykami operacyjnymi i świadomością, aby uniknąć problemów ze gradientem poziomu cieczy w pojemniku.
W artykule omówiono kilka ważnych czynników wpływających na pomiar poziomu cieczy w separatorze. Nieprawidłowe lub źle zrozumiane odczyty poziomu mogą spowodować nieprawidłowe działanie zbiornika. Przedstawiono pewne sugestie, które pomogą uniknąć tych problemów. Chociaż nie jest to w żadnym wypadku lista wyczerpująca, pomaga zrozumieć niektóre potencjalne problemy, pomagając w ten sposób zespołowi operacyjnemu zrozumieć potencjalne problemy pomiarowe i operacyjne.
Jeśli to możliwe, ustal najlepsze praktyki w oparciu o wyciągnięte wnioski. Nie ma jednak konkretnego standardu branżowego, który można zastosować w tej dziedzinie. Aby zminimalizować ryzyko związane z odchyleniami pomiarów i nieprawidłowościami w sterowaniu, w przyszłych praktykach projektowania i obsługi należy uwzględnić następujące punkty.
Chciałbym podziękować Christopherowi Kalli (adiunkt na Uniwersytecie Australii Zachodniej w Perth, Australia, emeryt Chevron/BP); Lawrence Coughlan (konsultant Lol Co Ltd. Aberdeen, emeryt Shell) i Paul Georgie (konsultant Glasgow Geo Geo, Glasgow, Wielka Brytania) za wsparcie. Artykuły są recenzowane i krytykowane. Chciałbym także podziękować członkom Podkomisji Technicznej ds. Technologii Separacji SPE za umożliwienie publikacji tego artykułu. Specjalne podziękowania należą się członkom, którzy recenzowali artykuł przed ostatecznym wydaniem.
Wally Georgie ma ponad 4-letnie doświadczenie w przemyśle naftowym i gazowym, a mianowicie w operacjach naftowych i gazowych, przetwarzaniu, separacji, transporcie płynów i integralności systemów, rozwiązywaniu problemów operacyjnych, eliminacji wąskich gardeł, separacji ropy/wody, walidacji procesów i technicznych specjalistyczna ocena praktyki, kontrola korozji, monitorowanie systemu, wtrysk wody i ulepszony odzysk oleju oraz wszystkie inne kwestie związane z obsługą płynów i gazów, w tym produkcja piasku i ciał stałych, chemia produkcji, zapewnienie przepływu i zarządzanie integralnością w systemie procesu oczyszczania.
Od 1979 do 1987 pracował początkowo w sektorze usług w Stanach Zjednoczonych, Wielkiej Brytanii, różnych częściach Europy i na Bliskim Wschodzie. Następnie pracował w Statoil (Equinor) w Norwegii od 1987 do 1999, koncentrując się na codziennych operacjach, rozwoju nowych projektów na polach naftowych związanych z kwestiami separacji ropy i wody, systemami odsiarczania i odwadniania oczyszczania gazu, gospodarką wodą produkcyjną i obsługą problemów związanych z produkcją substancji stałych. systemu produkcyjnego. Od marca 1999 roku pracuje jako niezależny konsultant w zakresie podobnych wydobyć ropy i gazu na całym świecie. Ponadto Georgie pełniła funkcję biegłego w sprawach prawnych dotyczących ropy i gazu w Wielkiej Brytanii i Australii. W latach 2016–2017 pełnił funkcję wybitnego wykładowcy SPE.
Posiada tytuł magistra. Magister technologii polimerów, Uniwersytet Loughborough, Wielka Brytania. Uzyskał tytuł licencjata w dziedzinie inżynierii bezpieczeństwa na Uniwersytecie w Aberdeen w Szkocji oraz tytuł doktora w dziedzinie technologii chemicznej na Uniwersytecie Strathclyde w Glasgow w Szkocji. Możesz się z nim skontaktować pod adresem wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
9 czerwca Georgie była gospodarzem seminarium internetowego „Oddzielenie czynników projektowych i operacyjnych oraz ich wpływ na wydajność systemów wody produkowanej w instalacjach lądowych i morskich”. Dostępne na żądanie tutaj (bezpłatne dla członków SPE).
Journal of Petroleum Technology to sztandarowy magazyn Society of Petroleum Engineers, zawierający wiarygodne informacje i tematy dotyczące postępu technologii poszukiwań i wydobycia, zagadnień przemysłu naftowego i gazowego oraz wiadomości o SPE i jej członkach.
Czas publikacji: 17 czerwca 2021 r
