Periodisk kalibrering av kärlinstrument är avgörande för att säkerställa processkärlets fortsatta prestanda och funktion. Felaktig instrumentkalibrering förvärrar ofta dålig design av processkärl, vilket resulterar i otillfredsställande separatordrift och låg effektivitet. I vissa fall kan instrumentets position också orsaka felaktiga mätningar. Den här artikeln beskriver hur processförhållanden kan orsaka felaktiga eller missförstådda nivåavläsningar.
Industrin har lagt ner mycket arbete på att förbättra designen och konfigurationen av separator- och skrubberkärl. Valet och konfigurationen av relaterade instrument har dock fått lite uppmärksamhet. Vanligtvis är instrumentet konfigurerat för de initiala driftsförhållandena, men efter denna period ändras driftsparametrarna eller ytterligare föroreningar introduceras, den initiala kalibreringen är inte längre lämplig och måste ändras. Även om den övergripande bedömningen på nivån instrumentval bör vara heltäckande, processen att upprätthålla kontinuerlig bedömning av driftområdet och eventuella ändringar i lämplig omkalibrering och omkonfigurering av relaterade instrument efter behov under hela processkärlets livscykel. Därför erfarenhet har visat att, jämfört med den onormala interna konfigurationen av behållaren, är separatorfelet orsakat av felaktiga instrumentdata mycket mer.
En av de viktigaste processkontrollvariablerna är vätskenivån. Vanliga metoder för att mäta vätskenivå inkluderar synglas/nivåglasindikatorer och differenstryckssensorer (DP). Synglaset är en metod för att direkt mäta vätskenivån och kan ha alternativ som en magnetisk följare och/eller en nivåsändare kopplad till ett modifierat vätskenivåglas. Nivåmätare som använder flottörer som huvudmätsensor anses också vara ett direkt sätt att mäta vätskenivån i processkärlet. DP-sensorn är en indirekt metod vars nivåavläsning är baserad på det hydrostatiska trycket som utövas av vätskan och kräver noggrann kunskap om vätskedensiteten.
Konfigurationen av ovanstående utrustning kräver vanligtvis användning av två flänsmunstyckesanslutningar för varje instrument, ett övre munstycke och ett nedre munstycke. För att uppnå den erforderliga mätningen är placeringen av munstycket avgörande. Konstruktionen måste säkerställa att munstycket alltid är i kontakt med lämplig vätska, såsom vatten- och oljefaserna för gränsytan och oljan och ångan för bulkvätskenivån.
Vätskeegenskaperna under faktiska driftsförhållanden kan skilja sig från vätskeegenskaperna som används för kalibrering, vilket resulterar i felaktiga nivåavläsningar. Dessutom kan nivåmätarens placering också orsaka falska eller missförstådda nivåavläsningar. Den här artikeln ger några exempel på lärdomar i att lösa instrumentrelaterade separatorproblem.
De flesta mättekniker kräver användning av exakta och tillförlitliga egenskaper hos vätskan som mäts för att kalibrera instrumentet. De fysiska specifikationerna och förhållandena för vätskan (emulsion, olja och vatten) i behållaren är avgörande för integriteten och tillförlitligheten hos den tillämpade mättekniken. Därför, om kalibreringen av relaterade instrument ska slutföras korrekt för att maximera noggrannheten och minimera avvikelsen av vätskenivåavläsningar, är det mycket viktigt att noggrant utvärdera specifikationerna för den behandlade vätskan. För att undvika avvikelser i vätskenivåavläsningen måste därför tillförlitliga data erhållas genom att regelbundet ta prover och analysera den uppmätta vätskan, inklusive direkt provtagning från behållaren.
Förändras med tiden. Processvätskans natur är en blandning av olja, vatten och gas. Processvätskan kan ha olika specifik vikt vid olika steg i processkärlet; det vill säga gå in i kärlet som en flytande blandning eller emulgerad vätska, men lämna kärlet som en distinkt fas. Dessutom kommer processvätskan i många fälttillämpningar från olika reservoarer, var och en med olika egenskaper. Detta kommer att resultera i att en blandning av olika densiteter bearbetas genom separatorn. Därför kommer den kontinuerliga förändringen av vätskeegenskaperna att ha en inverkan på noggrannheten av vätskenivåmätningen i behållaren. Även om felmarginalen kanske inte är tillräcklig för att påverka säker drift av fartyget, kommer det att påverka separationseffektiviteten och funktionsdugligheten för hela enheten. Beroende på separationsförhållandena kan en densitetsförändring på 5-15 % vara normal. Ju närmare instrumentet är inloppsröret, desto större är avvikelsen, vilket beror på emulsionens natur nära behållarens inlopp.
På samma sätt, när vattnets salthalt ändras, kommer även nivåmätaren att påverkas. Vid oljeproduktion kommer vattnets salthalt att förändras på grund av olika faktorer som förändringar i formationsvatten eller genombrott av injicerat havsvatten. I de flesta oljefält kan salthaltsförändringen vara mindre än 10-20 %, men i vissa fall kan förändringen vara så hög som 50 %, särskilt i kondensatgassystem och subsaltreservoarsystem. Dessa förändringar kan ha en betydande inverkan på nivåmätningens tillförlitlighet; därför är det viktigt att uppdatera vätskekemin (olja, kondensat och vatten) för att upprätthålla instrumentkalibreringen.
Genom att använda information erhållen från processimuleringsmodeller och vätskeanalys och realtidsprovtagning kan nivåmätarkalibreringsdata också förbättras. I teorin är detta den bästa metoden och används nu som standardpraxis. Men för att hålla instrumentet korrekt över tid bör vätskeanalysdata uppdateras regelbundet för att undvika potentiella fel som kan orsakas av driftsförhållanden, vatteninnehåll, ökat förhållande mellan olja och luft och förändringar i vätskeegenskaper.
Obs: Regelbundet och korrekt underhåll är grunden för att erhålla tillförlitliga instrumentdata. Standarderna och frekvensen av underhåll beror till stor del på relaterade förebyggande och dagliga fabriksaktiviteter. I vissa fall bör, om det anses nödvändigt, avvikelser från planerad verksamhet läggas om.
Obs: Förutom att använda de senaste vätskeegenskaperna för att periodiskt kalibrera mätaren, kan endast relevanta algoritmer eller artificiell intelligens användas för att korrigera de dagliga fluktuationerna i processvätskan för att ta hänsyn till driftsfluktuationer inom 24 timmar.
Obs: Övervakningsdata och laboratorieanalys av produktionsvätskan hjälper till att förstå potentiella abnormiteter i nivåavläsningarna som orsakas av oljeemulsionen i produktionsvätskan.
Enligt olika inloppsanordningar och inre komponenter har erfarenhet visat att gasindragning och bubbling vid inloppet av separatorer (främst vertikala gaskondensatavskiljare och skrubbers) kommer att ha en betydande inverkan på vätskenivåavläsningarna och kan leda till dålig kontroll och som utförs . Minskningen av vätskefasens densitet på grund av gasinnehållet resulterar i en falsk låg vätskenivå, vilket kan leda till vätskeindragning i gasfasen och påverka nedströms processkompressionsenheten.
Även om gasindragning och skumbildning har upplevts i olje- och gas/kondensatoljesystemet, är instrumentet kalibrerat på grund av fluktuationen i kondensatoljedensiteten som orsakas av den dispergerade och lösta gasen i kondensatfasen under gasindragningen eller gasblåsningen. genom process. Felet kommer att vara högre än oljesystemet.
Nivåmätarna i många vertikalskrubbrar och separatorer kan vara svåra att kalibrera korrekt eftersom det finns olika mängder vatten och kondensat i vätskefasen, och i de flesta fall har de två faserna ett gemensamt vätskeutlopp eller vattenutloppsledning Överflödigt pga dåligt vattenavskiljning. Därför finns det kontinuerliga fluktuationer i drifttätheten. Under drift kommer bottenfasen (huvudsakligen vatten) att släppas ut, vilket lämnar ett högre kondensatskikt på toppen, så vätskedensiteten är annorlunda, vilket gör att vätskenivåmätningen ändras med förändringen av vätskeskiktets höjdförhållande. Dessa fluktuationer kan vara kritiska i mindre behållare, riskera att förlora den optimala driftsnivån, och i många fall, kör fallröret korrekt (fallröret i aerosoleliminatorn som används för att tömma vätskan) Den erforderliga vätsketätningen.
Vätskenivån bestäms genom att mäta densitetsskillnaden mellan de två vätskorna i jämviktstillståndet i separatorn. Varje intern tryckskillnad kan dock orsaka en förändring i den uppmätta vätskenivån, vilket ger en annan vätskenivåindikation på grund av tryckfallet. Till exempel kommer en tryckförändring mellan 100 till 500 mbar (1,45 till 7,25 psi) mellan behållarfacken på grund av översvämningen av baffeln eller koalesceringsdynan att orsaka förlust av en enhetlig vätskenivå, vilket resulterar i gränssnittsnivån i separatorn. mätningen går förlorad, vilket resulterar i en horisontell gradient; det vill säga den korrekta vätskenivån vid kärlets främre ände under börvärdet och den bakre änden av separatorn inom börvärdet. Dessutom, om det finns ett visst avstånd mellan vätskenivån och munstycket på den övre vätskenivåmätaren, kan den resulterande gaskolonnen ytterligare orsaka vätskenivåmätningsfel i närvaro av skum.
Oavsett processkärlets konfiguration är ett vanligt problem som kan orsaka avvikelser i vätskenivåmätningen vätskekondensering. När instrumentröret och behållarkroppen kyls, kan temperaturfallet göra att gasen som producerar vätska i instrumentröret kondenserar, vilket gör att vätskenivåavläsningen avviker från de faktiska förhållandena i behållaren. Detta fenomen är inte unikt för den kalla yttre miljön. Det inträffar i en ökenmiljö där den yttre temperaturen på natten är lägre än processtemperaturen.
Värmespårning för nivåmätare är ett vanligt sätt att förhindra kondens; temperaturinställningen är dock kritisk eftersom den kan orsaka problemet som den försöker lösa. Genom att ställa in temperaturen för högt kan de mer flyktiga komponenterna avdunsta, vilket gör att vätskans densitet ökar. Ur underhållssynpunkt kan värmespårning också vara problematiskt eftersom det lätt skadas. Ett billigare alternativ är isoleringen (isoleringen) av instrumentröret, som effektivt kan hålla processtemperaturen och den yttre omgivningstemperaturen på en viss nivå i många applikationer. Det bör noteras att ur underhållssynpunkt kan eftersläpningen av instrumentrörledningen också vara ett problem.
Obs: Ett underhållssteg som ofta förbises är att spola instrumentet och tyglarna. Beroende på tjänsten kan sådana korrigerande åtgärder krävas varje vecka eller till och med dagligen, beroende på driftsförhållandena.
Det finns flera flödessäkringsfaktorer som kan påverka vätskenivåmätinstrument negativt. alla dessa är:
Obs: I designskedet av separatorn, när man väljer lämpligt nivåinstrument och när nivåmätningen är onormal, bör det korrekta flödessäkerhetsproblemet övervägas.
Många faktorer påverkar vätskans densitet nära nivågivarens munstycke. Lokala förändringar i tryck och temperatur kommer att påverka vätskebalansen och därigenom påverka nivåavläsningarna och stabiliteten i hela systemet.
Lokala förändringar i vätskedensitet och emulsionsförändringar observerades i separatorn, där utloppspunkten för avfuktarens fall-/avloppsrör är belägen nära munstycket på vätskenivågivaren. Vätskan som fångas upp av dimavskiljaren blandas med en stor mängd vätska, vilket orsakar lokala förändringar i densiteten. Densitetsfluktuationer är vanligare i vätskor med låg densitet. Detta kan resultera i kontinuerliga fluktuationer i olje- eller kondensatnivåmätningen, vilket i sin tur påverkar fartygets drift och styrningen av nedströmsanordningar.
Obs: Munstycket på vätskenivågivaren bör inte vara nära utloppspunkten för fallröret eftersom det finns risk för att orsaka intermittenta densitetsförändringar, vilket kommer att påverka vätskenivåmätningen.
Exemplet som visas i figur 2 är en vanlig nivåmätare, men det kan orsaka problem. När det finns ett problem på fältet, drar granskningen av vätskenivåtransmitterdata slutsatsen att gränssnittsvätskenivån går förlorad på grund av dålig separation. Faktum är dock att när mer vatten separeras, öppnas utloppsnivåkontrollventilen gradvis, vilket skapar en Venturi-effekt nära munstycket under nivågivaren, som är mindre än 0,5 m (20 tum) från vattennivån. Vattenmunstycke. Detta orsakar ett internt tryckfall, vilket gör att gränssnittsnivåavläsningen i sändaren blir lägre än gränssnittsnivåavläsningen i behållaren.
Liknande observationer har också rapporterats i skrubbern där vätskeutloppsmunstycket är placerat nära munstycket under vätskenivågivaren.
Den allmänna placeringen av munstyckena kommer också att påverka den korrekta funktionen, det vill säga att munstyckena på det vertikala separatorhuset är svårare att blockera eller täppa till än munstyckena som är placerade i det nedre huvudet på separatorn. Ett liknande koncept gäller för horisontella behållare, där ju lägre munstycket är, desto närmare de fasta ämnen som sätter sig, vilket gör det mer sannolikt att det blir igensatt. Dessa aspekter bör beaktas under fartygets designstadium.
Obs: Munstycket på vätskenivågivaren bör inte vara nära inloppsmunstycket, vätske- eller gasutloppsmunstycket, eftersom det finns risk för internt tryckfall, vilket påverkar vätskenivåmätningen.
Olika inre strukturer hos behållaren påverkar separationen av vätskor på olika sätt, såsom visas i figur 3, inklusive den potentiella utvecklingen av vätskenivågradienter orsakade av baffelspill, vilket resulterar i tryckfall. Detta fenomen har observerats många gånger under felsökning och processdiagnosforskning.
Flerskiktsbaffeln är vanligtvis installerad i behållaren på framsidan av separatorn, och den är lätt att sänkas ner på grund av flödesfördelningsproblemet i inloppsdelen. Brädden orsakar sedan ett tryckfall över kärlet, vilket skapar en nivågradient. Detta resulterar i en lägre vätskenivå framtill på behållaren, som visas i figur 3. Men när vätskenivån styrs av vätskenivåmätaren på baksidan av behållaren kommer avvikelser att uppstå i den utförda mätningen. Nivågradienten kan också orsaka dåliga separationsförhållanden i processkärlet eftersom nivågradienten förlorar minst 50 % av vätskevolymen. Dessutom är det tänkbart att det aktuella höghastighetsområdet orsakat av tryckfallet ger ett cirkulationsområde som leder till en förlust av separationsvolym.
En liknande situation kan uppstå i flytande produktionsanläggningar, såsom FPSO, där flera porösa dynor används i processkärlet för att stabilisera vätskerörelsen i kärlet.
Dessutom kommer den kraftiga gasindragningen i den horisontella behållaren, under vissa förhållanden, på grund av den låga gasdiffusionen, att ge en högre vätskenivågradient vid den främre änden. Detta kommer också att negativt påverka nivåkontrollen vid den bakre änden av containern, vilket resulterar i mätdivergens, vilket resulterar i dålig containerprestanda.
Obs: Gradientnivån i olika former av processkärl är realistisk, och denna situation bör minimeras eftersom de kommer att göra att separationseffektiviteten minskar. Förbättra behållarens inre struktur och reducera onödiga bafflar och/eller perforerade plåtar, tillsammans med goda arbetsrutiner och medvetenhet, för att undvika problem med vätskenivågradient i behållaren.
Den här artikeln diskuterar flera viktiga faktorer som påverkar vätskenivåmätningen av separatorn. Felaktiga eller missförstådda nivåavläsningar kan orsaka dålig drift av kärlet. Några förslag har gjorts för att undvika dessa problem. Även om detta inte på något sätt är en uttömmande lista, hjälper det att förstå vissa potentiella problem, och hjälper därigenom verksamhetsteamet att förstå potentiella mätnings- och driftsproblem.
Om möjligt, upprätta bästa praxis baserad på lärdomar. Det finns dock ingen specifik branschstandard som kan tillämpas på detta område. För att minimera riskerna förknippade med mätavvikelser och kontrollavvikelser bör följande punkter beaktas i framtida design- och driftpraxis.
Jag skulle vilja tacka Christopher Kalli (adjungerad professor vid University of Western Australia i Perth, Australien, Chevron/BP-pensionär); Lawrence Coughlan (Lol Co Ltd. Aberdeen-konsult, Shell-pensionär) och Paul Georgie (Glasgow Geo Geo-konsult, Glasgow, Storbritannien) för deras stöd. Dokumenten granskas och kritiseras. Jag vill också tacka medlemmarna i SPE Separation Technology Technical Subcommittee för att de har underlättat publiceringen av denna artikel. Särskilt tack till medlemmarna som granskade tidningen innan det sista numret.
Wally Georgie har mer än 4 års erfarenhet inom olje- och gasindustrin, nämligen inom olje- och gasdrift, bearbetning, separation, vätskehantering och systemintegritet, operativ felsökning, eliminering av flaskhalsar, olja/vattenseparering, processvalidering och teknisk expertis Övningsutvärdering, korrosionskontroll, systemövervakning, vatteninjektion och förbättrad oljeåtervinningsbehandling och alla andra vätske- och gashanteringsfrågor, inklusive sand- och fastproduktion, produktionskemi, flödessäkring och integritetshantering i reningsprocesssystemet.
Från 1979 till 1987 arbetade han till en början inom tjänstesektorn i USA, Storbritannien, olika delar av Europa och Mellanöstern. Därefter arbetade han på Statoil (Equinor) i Norge från 1987 till 1999, med fokus på daglig drift, utveckling av nya oljefältsprojekt relaterade till olje-vattensepareringsfrågor, gasbehandling avsvavling och uttorkningssystem, hantering av producerat vatten och hantering av fasta produktionsfrågor. produktionssystem. Sedan mars 1999 har han arbetat som oberoende konsult inom liknande olje- och gasproduktion runt om i världen. Dessutom har Georgie tjänstgjort som expertvittne i juridiska olje- och gasmål i Storbritannien och Australien. Han var SPE Distinguished Lecturer från 2016 till 2017.
Han har en magisterexamen. Master of Polymer Technology, Loughborough University, Storbritannien. Fick en kandidatexamen i säkerhetsteknik från University of Aberdeen, Skottland, och en doktorsexamen i kemisk teknologi från University of Strathclyde, Glasgow, Skottland. Du kan kontakta honom på wgeorgie@maxoilconsultancy.com.
Georgie var värd för ett webbseminarium den 9 juni "Att separera design- och driftsfaktorer och deras inverkan på prestandan hos producerade vattensystem i onshore- och offshoreinstallationer". Tillgänglig på begäran här (gratis för SPE-medlemmar).
Journal of Petroleum Technology är flaggskeppstidningen för Society of Petroleum Engineers, som tillhandahåller auktoritativa genomgångar och ämnen om utvecklingen av prospekterings- och produktionsteknik, olje- och gasindustrifrågor och nyheter om SPE och dess medlemmar.
Posttid: 2021-jun-17
