A calibração periódica dos instrumentos do recipiente é essencial para garantir o desempenho e funcionamento contínuos do recipiente de processo. A calibração incorreta do instrumento muitas vezes agrava o projeto deficiente do recipiente de processo, resultando em operação insatisfatória do separador e baixa eficiência. Em alguns casos, a posição do instrumento também pode causar medições erradas. Este artigo descreve como as condições do processo podem causar leituras de nível incorretas ou mal compreendidas.
A indústria tem despendido muitos esforços para melhorar o projeto e a configuração dos recipientes separadores e purificadores. Contudo, a selecção e configuração de instrumentos relacionados tem recebido pouca atenção. Normalmente, o instrumento é configurado para as condições iniciais de operação, mas após esse período, os parâmetros operacionais mudam ou contaminantes adicionais são introduzidos, a calibração inicial não é mais adequada e precisa ser alterada. Embora a avaliação geral na fase de seleção do instrumento de nível deva ser abrangente, o processo de manutenção da avaliação contínua da faixa operacional e quaisquer alterações na recalibração e reconfiguração apropriadas dos instrumentos relacionados, conforme necessário, ao longo do ciclo de vida do recipiente de processo. mostrou que, em comparação com a configuração interna anormal do contêiner, a falha do separador causada por dados incorretos do instrumento é muito maior.
Uma das principais variáveis de controle do processo é o nível do líquido. Os métodos comuns de medição do nível de líquido incluem visores/indicadores de nível e sensores de pressão diferencial (DP). O visor é um método de medição direta do nível do líquido e pode ter opções como um seguidor magnético e/ou um transmissor de nível conectado a um vidro de nível de líquido modificado. Os medidores de nível que usam flutuadores como sensor de medição principal também são considerados um meio direto de medir o nível do líquido no recipiente do processo. O sensor DP é um método indireto cuja leitura de nível é baseada na pressão hidrostática exercida pelo fluido e requer conhecimento preciso da densidade do fluido.
A configuração do equipamento acima geralmente requer o uso de duas conexões de bocal flangeado para cada instrumento, um bocal superior e um bocal inferior. Para atingir a medição necessária, o posicionamento do bico é essencial. O projeto deve garantir que o bico esteja sempre em contato com o fluido apropriado, como as fases água e óleo para a interface e óleo e vapor para o nível do líquido a granel.
As características do fluido sob condições operacionais reais podem ser diferentes das características do fluido usadas para calibração, resultando em leituras de nível erradas. Além disso, a localização do medidor de nível também pode causar leituras de nível falsas ou mal compreendidas. Este artigo fornece alguns exemplos de lições aprendidas na resolução de problemas de separadores relacionados a instrumentos.
A maioria das técnicas de medição exige o uso de características precisas e confiáveis do fluido que está sendo medido para calibrar o instrumento. As especificações físicas e as condições do líquido (emulsão, óleo e água) no recipiente são críticas para a integridade e confiabilidade da tecnologia de medição aplicada. Portanto, para que a calibração dos instrumentos relacionados seja concluída corretamente para maximizar a precisão e minimizar o desvio das leituras de nível de líquido, é muito importante avaliar com precisão as especificações do fluido processado. Portanto, para evitar qualquer desvio na leitura do nível de líquido, dados confiáveis devem ser obtidos através de amostragem e análise regulares do fluido medido, incluindo amostragem direta do recipiente.
Mude com o tempo. A natureza do fluido do processo é uma mistura de óleo, água e gás. O fluido do processo pode ter diferentes gravidades específicas em diferentes estágios do recipiente do processo; isto é, entra no recipiente como uma mistura fluida ou fluido emulsionado, mas sai do recipiente como uma fase distinta. Além disso, em muitas aplicações de campo, o fluido do processo vem de diferentes reservatórios, cada um com características diferentes. Isto resultará em uma mistura de diferentes densidades sendo processada através do separador. Portanto, a mudança contínua das características do fluido terá um impacto na precisão da medição do nível do líquido no recipiente. Embora a margem de erro possa não ser suficiente para afetar a operação segura do navio, ela afetará a eficiência de separação e a operabilidade de todo o dispositivo. Dependendo das condições de separação, uma alteração na densidade de 5 a 15% pode ser normal. Quanto mais próximo o instrumento estiver do tubo de entrada, maior será o desvio, que se deve à natureza da emulsão próxima à entrada do recipiente.
Da mesma forma, à medida que a salinidade da água muda, o medidor de nível também será afetado. No caso da produção de petróleo, a salinidade da água mudará devido a vários factores, tais como alterações na água de formação ou avanço da água do mar injectada. Na maioria dos campos petrolíferos, a alteração da salinidade pode ser inferior a 10-20%, mas em alguns casos, a alteração pode atingir os 50%, especialmente em sistemas de gás condensado e sistemas de reservatórios do pré-sal. Estas alterações podem ter um impacto significativo na fiabilidade da medição de nível; portanto, atualizar a química do fluido (óleo, condensado e água) é essencial para manter a calibração do instrumento.
Usando informações obtidas de modelos de simulação de processos e análise de fluidos e amostragem em tempo real, os dados de calibração do medidor de nível também podem ser aprimorados. Em teoria, este é o melhor método e agora é usado como prática padrão. No entanto, para manter o instrumento preciso ao longo do tempo, os dados da análise de fluidos devem ser atualizados regularmente para evitar erros potenciais que podem ser causados pelas condições operacionais, teor de água, aumento na relação óleo/ar e alterações nas características do fluido.
Nota: A manutenção regular e adequada é a base para a obtenção de dados confiáveis do instrumento. Os padrões e a frequência da manutenção dependem em grande parte das atividades preventivas e diárias da fábrica. Em alguns casos, se for considerado necessário, os desvios das actividades planeadas deverão ser reorganizados.
Observação: Além de usar as características mais recentes do fluido para calibrar periodicamente o medidor, somente algoritmos relevantes ou ferramentas de inteligência artificial podem ser usados para corrigir as flutuações diárias do fluido do processo para levar em conta as flutuações operacionais dentro de 24 horas.
Observação: Os dados de monitoramento e a análise laboratorial do fluido de produção ajudarão a compreender possíveis anormalidades nas leituras de nível causadas pela emulsão de óleo no fluido de produção.
De acordo com diferentes dispositivos de entrada e componentes internos, a experiência tem demonstrado que o arrasto de gás e o borbulhamento na entrada dos separadores (principalmente separadores verticais de condensado de gás e lavadores) terão um impacto significativo nas leituras de nível de líquido e podem levar a um controle deficiente e que desempenhou . A diminuição na densidade da fase líquida devido ao conteúdo de gás resulta em um nível de líquido falso baixo, o que pode levar ao arrastamento de líquido na fase gasosa e afetar a unidade de compressão do processo a jusante.
Embora o arrasto de gás e a formação de espuma tenham sido experimentados no sistema de óleo e gás/óleo condensado, o instrumento é calibrado devido à flutuação da densidade do óleo condensado causada pelo gás disperso e dissolvido na fase condensada durante o arrasto de gás ou sopro de gás. por processo. O erro será maior que o sistema de óleo.
Os medidores de nível em muitos lavadores e separadores verticais podem ser difíceis de calibrar corretamente porque há diferentes quantidades de água e condensado na fase líquida e, na maioria dos casos, as duas fases têm uma saída de líquido ou linha de saída de água comum. separação de água. Portanto, há flutuação contínua na densidade operacional. Durante a operação, a fase inferior (principalmente água) será descarregada, deixando uma camada de condensado mais alta na parte superior, de modo que a densidade do fluido é diferente, o que fará com que a medição do nível do líquido mude com a mudança da relação de altura da camada líquida. Essas flutuações podem ser críticas em recipientes menores, arriscam a perda do nível operacional ideal e, em muitos casos, operam corretamente o downcomer (o downcomer do eliminador de aerossol usado para descarregar o líquido). A vedação líquida necessária.
O nível do líquido é determinado medindo a diferença de densidade entre os dois fluidos no estado de equilíbrio no separador. Contudo, qualquer diferença de pressão interna pode causar uma alteração no nível do líquido medido, dando assim uma indicação diferente do nível do líquido devido à queda de pressão. Por exemplo, uma mudança de pressão entre 100 a 500 mbar (1,45 a 7,25 psi) entre os compartimentos do recipiente devido ao transbordamento do defletor ou da almofada coalescente causará a perda de um nível uniforme de líquido, resultando no nível de interface no separador. a medição é perdida, resultando em um gradiente horizontal; isto é, o nível correto de líquido na extremidade frontal do recipiente abaixo do ponto de ajuste e na extremidade traseira do separador dentro do ponto de ajuste. Além disso, se houver uma certa distância entre o nível do líquido e o bico do medidor de nível de líquido superior, a coluna de gás resultante poderá causar ainda mais erros de medição do nível de líquido na presença de espuma.
Independentemente da configuração do vaso de processo, um problema comum que pode causar desvios na medição do nível de líquido é a condensação de líquido. Quando o tubo do instrumento e o corpo do recipiente são resfriados, a queda de temperatura pode causar a condensação do gás que produz o líquido no tubo do instrumento, fazendo com que a leitura do nível do líquido se desvie das condições reais no recipiente. Este fenômeno não é exclusivo do ambiente externo frio. Ocorre em ambiente desértico onde a temperatura externa à noite é inferior à temperatura do processo.
O traceamento térmico para medidores de nível é uma forma comum de evitar condensação; entretanto, o ajuste da temperatura é crítico porque pode causar o problema que está tentando resolver. Ao definir a temperatura demasiado elevada, os componentes mais voláteis podem evaporar, fazendo com que a densidade do líquido aumente. Do ponto de vista da manutenção, o traceamento térmico também pode ser problemático porque é facilmente danificado. Uma opção mais barata é o isolamento (isolamento) do tubo do instrumento, que pode efetivamente manter a temperatura do processo e a temperatura ambiente externa em um determinado nível em muitas aplicações. Deve-se notar que do ponto de vista da manutenção, o atraso da tubulação do instrumento também pode ser um problema.
Nota: Uma etapa de manutenção que muitas vezes é esquecida é a lavagem do instrumento e das rédeas. Dependendo do serviço, tais ações corretivas podem ser necessárias semanalmente ou até diariamente, dependendo das condições operacionais.
Existem vários fatores de garantia de fluxo que podem afetar negativamente os instrumentos de medição de nível de líquido. tudo isso é:
Nota: Na fase de projeto do separador, ao selecionar o instrumento de nível apropriado e quando a medição de nível for anormal, o problema correto de garantia da vazão deve ser considerado.
Muitos fatores afetam a densidade do líquido próximo ao bico do transmissor de nível. Mudanças locais na pressão e na temperatura afetarão o equilíbrio dos fluidos, afetando assim as leituras de nível e a estabilidade de todo o sistema.
Mudanças locais na densidade do líquido e mudanças na emulsão foram observadas no separador, onde o ponto de descarga do tubo descendente/dreno do desembaçador está localizado próximo ao bocal do transmissor de nível de líquido. O líquido capturado pelo eliminador de névoa se mistura com uma grande quantidade de fluido, causando alterações locais na densidade. As flutuações de densidade são mais comuns em fluidos de baixa densidade. Isto pode resultar em flutuações contínuas na medição do nível de óleo ou condensado, o que por sua vez afeta a operação do navio e o controle dos dispositivos a jusante.
Observação: O bocal do transmissor de nível de líquido não deve estar próximo ao ponto de descarga do downcomer, pois existe o risco de causar alterações intermitentes de densidade, o que afetará a medição do nível de líquido.
O exemplo mostrado na Figura 2 é uma configuração comum de tubulação de medidor de nível, mas pode causar problemas. Quando há um problema no campo, a revisão dos dados do transmissor de nível de líquido conclui que o nível de líquido da interface é perdido devido à má separação. Entretanto, o fato é que à medida que mais água é separada, a válvula de controle de nível de saída se abre gradualmente, criando um efeito Venturi próximo ao bocal sob o transmissor de nível, que fica a menos de 0,5 m (20 pol.) do nível da água. Bocal de água. Isto provoca uma queda de pressão interna, o que faz com que a leitura do nível da interface no transmissor seja inferior à leitura do nível da interface no recipiente.
Observações semelhantes também foram relatadas no purificador, onde o bocal de saída de líquido está localizado próximo ao bocal sob o transmissor de nível de líquido.
O posicionamento geral dos bicos também afetará o funcionamento correto, ou seja, os bicos na carcaça do separador vertical são mais difíceis de bloquear ou entupir do que os bicos localizados na cabeça inferior do separador. Um conceito semelhante se aplica a recipientes horizontais, onde quanto mais baixo o bico, mais próximo ele estará de quaisquer sólidos que se depositem, aumentando a probabilidade de entupimento. Esses aspectos devem ser considerados durante a fase de projeto da embarcação.
Nota: O bocal do transmissor de nível de líquido não deve ficar próximo ao bocal de entrada, bocal de saída de líquido ou gás, pois existe risco de queda de pressão interna, o que afetará a medição do nível de líquido.
Diferentes estruturas internas do recipiente afetam a separação de fluidos de diferentes maneiras, como mostrado na Figura 3, incluindo o desenvolvimento potencial de gradientes de nível de líquido causados pelo transbordamento do defletor, resultando em quedas de pressão. Este fenômeno foi observado muitas vezes durante pesquisas de solução de problemas e diagnóstico de processos.
O defletor multicamadas geralmente é instalado no contêiner na frente do separador e é fácil de ser submerso devido ao problema de distribuição de fluxo na parte de entrada. O transbordamento causa então uma queda de pressão no vaso, criando um gradiente de nível. Isso resulta em um nível de líquido mais baixo na parte frontal do recipiente, conforme mostrado na Figura 3. Porém, quando o nível do líquido é controlado pelo medidor de nível de líquido na parte traseira do recipiente, ocorrerão desvios na medição realizada. O gradiente de nível também pode causar más condições de separação no recipiente do processo porque o gradiente de nível perde pelo menos 50% do volume do líquido. Além disso, é concebível que a área relevante de alta velocidade causada pela queda de pressão produza uma área de circulação que conduza a uma perda de volume de separação.
Uma situação semelhante pode ocorrer em plantas de produção flutuantes, como FPSO, onde múltiplas almofadas porosas são usadas no vaso de processo para estabilizar o movimento do fluido no vaso.
Além disso, o forte arrasto de gás no recipiente horizontal, sob certas condições, devido à baixa difusão do gás, produzirá um gradiente de nível de líquido mais elevado na extremidade frontal. Isto também afectará negativamente o controlo de nível na extremidade traseira do contentor, resultando em divergência de medição, resultando num fraco desempenho do contentor.
Nota: O nível de gradiente em diferentes formas de recipientes de processo é realista e esta situação deve ser minimizada, pois fará com que a eficiência de separação diminua. Melhorar a estrutura interna do recipiente e reduzir defletores e/ou placas perfuradas desnecessárias, aliadas a boas práticas operacionais e conscientização, para evitar problemas de gradiente de nível de líquido no recipiente.
Este artigo discute vários fatores importantes que afetam a medição do nível de líquido do separador. Leituras de nível incorretas ou mal compreendidas podem causar mau funcionamento da embarcação. Algumas sugestões foram feitas para ajudar a evitar esses problemas. Embora esta não seja de forma alguma uma lista exaustiva, ela ajuda a compreender alguns problemas potenciais, ajudando assim a equipe de operações a compreender possíveis questões operacionais e de medição.
Se possível, estabeleça melhores práticas com base nas lições aprendidas. No entanto, não existe um padrão específico da indústria que possa ser aplicado neste campo. A fim de minimizar os riscos associados a desvios de medição e anormalidades de controle, os seguintes pontos devem ser considerados em futuras práticas de projeto e operação.
Gostaria de agradecer a Christopher Kalli (professor adjunto da Universidade da Austrália Ocidental em Perth, Austrália, aposentado da Chevron/BP); Lawrence Coughlan (consultor da Lol Co Ltd. Aberdeen, aposentado da Shell) e Paul Georgie (consultor da Glasgow Geo Geo, Glasgow, Reino Unido) pelo seu apoio. Os artigos são revisados por pares e criticados. Gostaria também de agradecer aos membros do Subcomitê Técnico de Tecnologia de Separação SPE por facilitar a publicação deste artigo. Agradecimentos especiais aos membros que revisaram o artigo antes da edição final.
Wally Georgie tem mais de 4 anos de experiência na indústria de petróleo e gás, nomeadamente em operações de petróleo e gás, processamento, separação, manuseamento de fluidos e integridade de sistemas, resolução de problemas operacionais, eliminação de estrangulamentos, separação óleo/água, validação de processos e técnicas experiência Avaliação de práticas, controle de corrosão, monitoramento de sistema, injeção de água e tratamento avançado de recuperação de petróleo, e todas as outras questões de manuseio de fluidos e gases, incluindo produção de areia e sólidos, química de produção, garantia de fluxo e gerenciamento de integridade no sistema de processo de tratamento.
De 1979 a 1987, trabalhou inicialmente no setor de serviços nos Estados Unidos, no Reino Unido, em diferentes partes da Europa e no Oriente Médio. Posteriormente, trabalhou na Statoil (Equinor) na Noruega de 1987 a 1999, com foco em operações diárias, desenvolvimento de novos projetos de campos petrolíferos relacionados a questões de separação óleo-água, sistemas de dessulfurização e desidratação de tratamento de gás, gestão de água produzida e tratamento de questões de produção sólida. sistema de produção. Desde março de 1999, ele trabalha como consultor independente em produção similar de petróleo e gás em todo o mundo. Além disso, Georgie atuou como perito em casos legais de petróleo e gás no Reino Unido e na Austrália. Ele atuou como conferencista ilustre da SPE de 2016 a 2017.
Ele tem mestrado. Mestre em Tecnologia de Polímeros, Loughborough University, Reino Unido. Possui bacharelado em engenharia de segurança pela Universidade de Aberdeen, Escócia, e doutorado em tecnologia química pela Universidade de Strathclyde, Glasgow, Escócia. Você pode contatá-lo em wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie organizou um webinar em 9 de junho “Separando fatores de projeto e operação e seu impacto no desempenho de sistemas de água produzida em instalações onshore e offshore”. Disponível sob demanda aqui (gratuito para associados da SPE).
Journal of Petroleum Technology é a principal revista da Society of Petroleum Engineers, fornecendo briefings e tópicos confiáveis sobre o avanço da tecnologia de exploração e produção, questões da indústria de petróleo e gás e notícias sobre a SPE e seus membros.
Horário da postagem: 17 de junho de 2021
