Calibrarea periodică a instrumentelor vasului este esențială pentru a asigura performanța și funcționarea continuă a vasului de proces. Calibrarea incorectă a instrumentului agravează adesea designul slab al vasului de proces, rezultând o funcționare nesatisfăcătoare a separatorului și o eficiență scăzută. În unele cazuri, poziția instrumentului poate provoca și măsurători eronate. Acest articol descrie modul în care condițiile de proces pot cauza citiri de nivel incorecte sau neînțelese.
Industria a depus mult efort pentru a îmbunătăți proiectarea și configurația vaselor de separare și epurare. Cu toate acestea, selecția și configurarea instrumentelor conexe a primit puțină atenție. De obicei, instrumentul este configurat pentru condițiile inițiale de funcționare, dar după această perioadă se modifică parametrii de funcționare sau se introduc contaminanți suplimentari, calibrarea inițială nu mai este adecvată și trebuie schimbată. Deși evaluarea generală la etapa de selecție a instrumentelor de nivel ar trebui să fie cuprinzătoare, procesul de menținere a evaluării continue a intervalului de funcționare și orice modificări în recalibrarea și reconfigurarea adecvată a instrumentelor aferente, după cum este necesar, pe tot parcursul ciclului de viață al vasului de proces. Prin urmare, experiența a arătat că, în comparație cu configurația internă anormală a containerului, defecțiunea separatorului cauzată de datele incorecte ale instrumentului este mult mai mare.
Una dintre variabilele cheie de control al procesului este nivelul lichidului. Metodele obișnuite de măsurare a nivelului lichidului includ ochelari de vedere/indicatori de nivel din sticlă și senzori de presiune diferențială (DP). Vizorul este o metodă de măsurare directă a nivelului lichidului și poate avea opțiuni precum un urmăritor magnetic și/sau un transmițător de nivel conectat la o sticlă de nivel de lichid modificată. Indicatoarele de nivel care folosesc flotoare ca senzor principal de măsurare sunt, de asemenea, considerate a fi un mijloc direct de măsurare a nivelului lichidului din vasul de proces. Senzorul DP este o metodă indirectă a cărei citire a nivelului se bazează pe presiunea hidrostatică exercitată de fluid și necesită cunoașterea exactă a densității fluidului.
Configurația echipamentului de mai sus necesită de obicei utilizarea a două conexiuni de duză cu flanșă pentru fiecare instrument, o duză superioară și o duză inferioară. Pentru a realiza măsura necesară, poziționarea duzei este esențială. Designul trebuie să asigure că duza este întotdeauna în contact cu fluidul corespunzător, cum ar fi fazele de apă și ulei pentru interfață și uleiul și aburul pentru nivelul lichidului în vrac.
Caracteristicile fluidului în condiții reale de funcționare pot fi diferite de caracteristicile fluidului utilizate pentru calibrare, ceea ce duce la citiri eronate ale nivelului. În plus, locația indicatorului de nivel poate provoca, de asemenea, citiri ale nivelului false sau neînțelese. Acest articol oferă câteva exemple de lecții învățate în rezolvarea problemelor de separare legate de instrumente.
Majoritatea tehnicilor de măsurare necesită utilizarea unor caracteristici precise și fiabile ale fluidului măsurat pentru calibrarea instrumentului. Specificațiile fizice și condițiile lichidului (emulsie, ulei și apă) din recipient sunt esențiale pentru integritatea și fiabilitatea tehnologiei de măsurare aplicate. Prin urmare, dacă calibrarea instrumentelor aferente trebuie finalizată corect pentru a maximiza acuratețea și a minimiza abaterea citirilor nivelului lichidului, este foarte important să se evalueze cu precizie specificațiile fluidului procesat. Prin urmare, pentru a evita orice abatere în citirea nivelului lichidului, trebuie să se obțină date fiabile prin prelevarea și analiza regulată a fluidului măsurat, inclusiv prelevarea directă din recipient.
Schimbați cu timpul. Natura fluidului de proces este un amestec de ulei, apă și gaz. Fluidul de proces poate avea greutăți specifice diferite în diferite etape în interiorul vasului de proces; adică intră în vas ca amestec fluid sau fluid emulsionat, dar părăsește vasul ca fază distinctă. În plus, în multe aplicații de teren, fluidul de proces provine din rezervoare diferite, fiecare cu caracteristici diferite. Acest lucru va avea ca rezultat procesarea unui amestec de diferite densități prin separator. Prin urmare, schimbarea continuă a caracteristicilor fluidului va avea un impact asupra preciziei măsurării nivelului lichidului din recipient. Deși marja de eroare poate să nu fie suficientă pentru a afecta funcționarea în siguranță a navei, va afecta eficiența separării și operabilitatea întregului dispozitiv. În funcție de condițiile de separare, o modificare a densității de 5-15% poate fi normală. Cu cât instrumentul este mai aproape de tubul de admisie, cu atât deviația este mai mare, care se datorează naturii emulsiei din apropierea orificiului de admisie a recipientului.
În mod similar, pe măsură ce salinitatea apei se modifică, indicatorul de nivel va fi și el afectat. În cazul producției de petrol, salinitatea apei se va modifica din cauza diferiților factori, cum ar fi modificările apei de formare sau pătrunderea apei de mare injectate. În majoritatea zăcămintelor petroliere, modificarea salinității poate fi mai mică de 10-20%, dar în unele cazuri, modificarea poate fi de până la 50%, în special în sistemele de gaz de condensat și sistemele sub-rezervoare de sare. Aceste modificări pot avea un impact semnificativ asupra fiabilității măsurării nivelului; prin urmare, actualizarea chimiei fluidelor (ulei, condens și apă) este esențială pentru a menține calibrarea instrumentului.
Prin utilizarea informațiilor obținute din modele de simulare a proceselor și analize de fluide și prelevare de probe în timp real, datele de calibrare a contorului de nivel pot fi, de asemenea, îmbunătățite. În teorie, aceasta este cea mai bună metodă și este acum folosită ca practică standard. Cu toate acestea, pentru a menține instrumentul precis în timp, datele de analiză a fluidelor trebuie actualizate în mod regulat pentru a evita potențialele erori care pot fi cauzate de condițiile de funcționare, conținutul de apă, creșterea raportului ulei-aer și modificări ale caracteristicilor fluidului.
Notă: Întreținerea regulată și adecvată este baza pentru obținerea de date fiabile ale instrumentului. Standardele și frecvența întreținerii depind în mare măsură de activitățile preventive și zilnice aferente din fabrică. În unele cazuri, dacă se consideră necesar, abaterile de la activitățile planificate ar trebui rearanjate.
Notă: Pe lângă utilizarea celor mai recente caracteristici ale fluidului pentru calibrarea periodică a contorului, pot fi utilizați numai algoritmi relevanți sau instrumente de inteligență artificială pentru a corecta fluctuațiile zilnice ale fluidului de proces pentru a ține cont de fluctuațiile de funcționare în decurs de 24 de ore.
Notă: Datele de monitorizare și analiza de laborator a fluidului de producție va ajuta la înțelegerea potențialelor anomalii ale citirilor de nivel cauzate de emulsia de ulei din fluidul de producție.
Conform diferitelor dispozitive de admisie și componente interne, experiența a arătat că antrenarea și barbotarea gazelor la intrarea separatoarelor (în principal separatoare verticale de condens de gaz și scrubere) vor avea un impact semnificativ asupra citirilor nivelului lichidului și pot duce la un control slab și care este efectuat. . Scăderea densității fazei lichide din cauza conținutului de gaz are ca rezultat un nivel fals scăzut al lichidului, care poate duce la antrenarea lichidului în faza gazoasă și poate afecta unitatea de compresie a procesului din aval.
Deși antrenarea și spumarea gazelor au fost experimentate în sistemul de ulei și ulei de gaz/condens, instrumentul este calibrat datorită fluctuației densității uleiului de condensat cauzată de gazul dispersat și dizolvat în faza de condensat în timpul antrenării gazului sau suflarii gazului. prin proces. Eroarea va fi mai mare decât sistemul de ulei.
Indicatoarele de nivel din multe scrubere și separatoare verticale pot fi dificil de calibrat corect, deoarece există cantități diferite de apă și condens în faza lichidă și, în majoritatea cazurilor, cele două faze au o linie comună de ieșire a lichidului sau de evacuare a apei. separarea apei. Prin urmare, există o fluctuație continuă a densității de funcționare. În timpul funcționării, faza inferioară (în principal apă) va fi descărcată, lăsând un strat de condens mai mare în partea de sus, astfel încât densitatea fluidului este diferită, ceea ce va face ca măsurarea nivelului lichidului să se schimbe odată cu modificarea raportului de înălțime a stratului de lichid. Aceste fluctuații pot fi critice în containerele mai mici, riscând să piardă nivelul optim de funcționare și, în multe cazuri, să funcționeze corect colierul de coborâre (coborâtorul de coborâre al eliminatorului de aerosoli utilizat pentru evacuarea lichidului) Etanșarea lichidă necesară.
Nivelul lichidului este determinat prin măsurarea diferenței de densitate dintre cele două fluide în stare de echilibru în separator. Cu toate acestea, orice diferență de presiune internă poate provoca o modificare a nivelului de lichid măsurat, dând astfel o indicație diferită a nivelului de lichid din cauza căderii de presiune. De exemplu, o schimbare a presiunii între 100 și 500 mbar (1,45 până la 7,25 psi) între compartimentele containerului din cauza depășirii deflectorului sau a tamponului de coalescere va cauza pierderea unui nivel uniform de lichid, rezultând nivelul interfeței în separator. măsurarea se pierde, rezultând un gradient orizontal; adică nivelul corect al lichidului la capătul frontal al vasului sub punctul de referință și capătul din spate al separatorului în cadrul punctului de referință. În plus, dacă există o anumită distanță între nivelul lichidului și duza indicatorului de nivel superior al lichidului, coloana de gaz rezultată poate provoca în continuare erori de măsurare a nivelului lichidului în prezența spumei.
Indiferent de configurația vasului de proces, o problemă comună care poate provoca abateri în măsurarea nivelului lichidului este condensarea lichidului. Când conducta instrumentului și corpul recipientului sunt răcite, scăderea temperaturii poate face ca gazul care produce lichid în conducta instrumentului să se condenseze, ceea ce face ca citirea nivelului lichidului să se abate de la condițiile reale din recipient. Acest fenomen nu este unic pentru mediul extern rece. Are loc într-un mediu deșert unde temperatura exterioară pe timp de noapte este mai mică decât temperatura procesului.
Urmărirea căldurii pentru indicatori de nivel este o modalitate obișnuită de a preveni condensul; cu toate acestea, setarea temperaturii este critică, deoarece poate cauza problema pe care încearcă să o rezolve. Prin reglarea temperaturii prea ridicate, componentele mai volatile se pot evapora, determinând creșterea densității lichidului. Din punct de vedere al întreținerii, trasarea căldurii poate fi, de asemenea, problematică, deoarece este ușor deteriorată. O opțiune mai ieftină este izolarea (izolarea) tubului instrumentului, care poate menține în mod eficient temperatura procesului și temperatura mediului extern la un anumit nivel în multe aplicații. Trebuie remarcat faptul că, din punct de vedere al întreținerii, întârzierea conductei instrumentului poate fi, de asemenea, o problemă.
Notă: Un pas de întreținere care este adesea trecut cu vederea este spălarea instrumentului și a frâielor. În funcție de serviciu, astfel de acțiuni corective pot fi necesare săptămânal sau chiar zilnic, în funcție de condițiile de funcționare.
Există mai mulți factori de asigurare a debitului care pot afecta negativ instrumentele de măsurare a nivelului lichidului. toate acestea sunt:
Notă: În etapa de proiectare a separatorului, atunci când se selectează instrumentul de nivel adecvat și când măsurarea nivelului este anormală, trebuie luată în considerare problema de asigurare a debitului corect.
Mulți factori afectează densitatea lichidului din apropierea duzei transmițătorului de nivel. Schimbările locale de presiune și temperatură vor afecta echilibrul fluidelor, afectând astfel citirile de nivel și stabilitatea întregului sistem.
S-au observat modificări locale ale densității lichidului și modificări ale emulsiei în separator, unde punctul de descărcare al conductei de coborâre/de scurgere a dispozitivului de dezaburire este situat lângă duza transmițătorului de nivel al lichidului. Lichidul captat de eliminatorul de ceață se amestecă cu o cantitate mare de fluid, provocând modificări locale ale densității. Fluctuațiile de densitate sunt mai frecvente în fluidele cu densitate scăzută. Acest lucru poate duce la fluctuații continue în măsurarea nivelului de ulei sau condens, care la rândul lor afectează funcționarea navei și controlul dispozitivelor din aval.
Notă: Duza transmițătorului de nivel al lichidului nu trebuie să se afle în apropierea punctului de descărcare al colierului, deoarece există riscul de a provoca modificări intermitente ale densității, care vor afecta măsurarea nivelului lichidului.
Exemplul prezentat în Figura 2 este o configurație obișnuită a tubulaturii de manometru, dar poate cauza probleme. Când există o problemă în domeniu, analiza datelor transmițătorului de nivel de lichid concluzionează că nivelul lichidului de interfață se pierde din cauza unei separări slabe. Cu toate acestea, adevărul este că, pe măsură ce se separă mai multă apă, supapa de control al nivelului de evacuare se deschide treptat, creând un efect Venturi lângă duza de sub transmițătorul de nivel, care este la mai puțin de 0,5 m (20 in.) de nivelul apei. Duza de apa. Acest lucru determină o cădere de presiune internă, ceea ce face ca citirea nivelului interfeței din transmițător să fie mai mică decât citirea nivelului interfeței din container.
Observații similare au fost raportate și în scruberul în care duza de evacuare a lichidului este situată lângă duza sub transmițătorul de nivel al lichidului.
Poziționarea generală a duzelor va afecta și funcționarea corectă, adică duzele de pe carcasa separatorului vertical sunt mai greu de blocat sau înfundat decât duzele situate în capul inferior al separatorului. Un concept similar se aplică containerelor orizontale, unde cu cât duza este mai mică, cu atât este mai aproape de orice solid care se depune, ceea ce face mai probabil ca acesta să fie înfundat. Aceste aspecte ar trebui luate în considerare în timpul etapei de proiectare a navei.
Notă: Duza transmițătorului de nivel al lichidului nu trebuie să fie aproape de duza de intrare, duza de evacuare a lichidului sau a gazului, deoarece există riscul de scădere a presiunii interne, care va afecta măsurarea nivelului lichidului.
Structurile interne diferite ale recipientului afectează separarea fluidelor în moduri diferite, așa cum se arată în Figura 3, inclusiv dezvoltarea potențială a gradienților de nivel al lichidului cauzate de preaplinul deflectorului, rezultând căderi de presiune. Acest fenomen a fost observat de multe ori în timpul cercetării de depanare și diagnosticare a procesului.
Deflectorul multistrat este de obicei instalat în recipientul din partea din față a separatorului și este ușor de scufundat din cauza problemei de distribuție a fluxului în partea de admisie. Debordarea cauzează apoi o scădere a presiunii peste vas, creând un gradient de nivel. Acest lucru are ca rezultat un nivel mai scăzut al lichidului în partea din față a recipientului, așa cum se arată în Figura 3. Cu toate acestea, atunci când nivelul lichidului este controlat de contorul de nivel al lichidului din spatele recipientului, vor apărea abateri în măsurarea efectuată. Gradientul de nivel poate provoca, de asemenea, condiții proaste de separare în vasul de proces deoarece gradientul de nivel pierde cel puțin 50% din volumul lichidului. În plus, este de imaginat ca zona de mare viteză relevantă cauzată de căderea de presiune va produce o zonă de circulație care duce la o pierdere a volumului de separare.
O situație similară poate apărea în instalațiile de producție plutitoare, cum ar fi FPSO, unde mai multe tampoane poroase sunt utilizate în vasul de proces pentru a stabiliza mișcarea fluidului în vas.
În plus, antrenarea severă a gazului în recipientul orizontal, în anumite condiții, datorită difuziei scăzute a gazului, va produce un gradient de nivel de lichid mai mare la capătul frontal. Acest lucru va afecta, de asemenea, în mod negativ controlul nivelului la capătul din spate al containerului, ducând la divergențe de măsurare, ceea ce duce la o performanță slabă a containerului.
Notă: Nivelul de gradient în diferite forme de vase de proces este realist, iar această situație ar trebui redusă la minimum, deoarece va duce la scăderea eficienței separării. Îmbunătățiți structura internă a containerului și reduceți deflectoarele inutile și/sau plăcile perforate, împreună cu bune practici de operare și conștientizare, pentru a evita problemele de gradient al nivelului lichidului în container.
Acest articol discută mai mulți factori importanți care afectează măsurarea nivelului de lichid al separatorului. Citirile de nivel incorecte sau neînțelese pot cauza funcționarea proastă a vasului. Au fost făcute câteva sugestii pentru a evita aceste probleme. Deși aceasta nu este deloc o listă exhaustivă, ajută la înțelegerea unor probleme potențiale, ajutând astfel echipa de operațiuni să înțeleagă potențialele probleme de măsurare și operaționale.
Dacă este posibil, stabiliți cele mai bune practici bazate pe lecțiile învățate. Cu toate acestea, nu există un standard industrial specific care să poată fi aplicat în acest domeniu. Pentru a minimiza riscurile asociate cu abaterile de măsurare și cu anomaliile de control, următoarele puncte ar trebui luate în considerare în practicile viitoare de proiectare și operare.
Aș dori să-i mulțumesc lui Christopher Kalli (profesor adjunct la Universitatea Western Australia din Perth, Australia, pensionar Chevron/BP); Lawrence Coughlan (consultant Lol Co Ltd. Aberdeen, pensionar Shell) și Paul Georgie (consultant Geo Geo Glasgow, Glasgow, Marea Britanie) pentru sprijinul lor Lucrările sunt revizuite și criticate. De asemenea, aș dori să mulțumesc membrilor Subcomitetului Tehnic SPE Separation Technology pentru facilitarea publicării acestui articol. Mulțumiri speciale membrilor care au revizuit lucrarea înainte de numărul final.
Wally Georgie are o experiență de peste 4 ani în industria petrolului și gazelor, și anume în operațiuni de petrol și gaze, procesare, separare, manipulare a fluidelor și integritatea sistemului, depanare operațională, eliminarea blocajelor, separarea ulei/apă, validare proces și tehnică. expertiză Evaluarea practicii, controlul coroziunii, monitorizarea sistemului, injecția de apă și tratarea îmbunătățită de recuperare a uleiului și toate celelalte probleme de manipulare a fluidelor și gazelor, inclusiv producția de nisip și solid, chimia de producție, asigurarea debitului și managementul integrității în sistemul procesului de tratare.
Din 1979 până în 1987, a lucrat inițial în sectorul serviciilor în Statele Unite, Regatul Unit, diferite părți ale Europei și Orientul Mijlociu. Ulterior, a lucrat la Statoil (Equinor) din Norvegia din 1987 până în 1999, concentrându-se pe operațiunile zilnice, dezvoltarea de noi proiecte petroliere legate de problemele de separare a petrolului-apă, sistemele de desulfurare și deshidratare de tratare a gazelor, gestionarea apei produse și gestionarea problemelor legate de producția solidă și sistem de producere. Din martie 1999, el lucrează ca consultant independent în producția similară de petrol și gaze din întreaga lume. În plus, Georgie a servit ca martor expert în cazuri legale de petrol și gaze din Regatul Unit și Australia. A ocupat calitatea de Lector Distinguished SPE din 2016 până în 2017.
Are o diplomă de master. Master în Tehnologia polimerilor, Universitatea Loughborough, Marea Britanie. A primit o diplomă de licență în ingineria siguranței de la Universitatea din Aberdeen, Scoția, și un doctorat în tehnologie chimică de la Universitatea Strathclyde, Glasgow, Scoția. Îl puteți contacta la wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie a găzduit un webinar pe 9 iunie „Separarea factorilor de proiectare și operare și impactul acestora asupra performanței sistemelor de apă produsă în instalațiile onshore și offshore”. Disponibil la cerere aici (gratuit pentru membrii SPE).
Journal of Petroleum Technology este revista emblematică a Societății Inginerilor Petrolieri, care oferă briefing-uri și subiecte cu autoritate despre progresul tehnologiei de explorare și producție, probleme legate de industria petrolului și gazelor și știri despre SPE și membrii săi.
Ora postării: 17-jun-2021
