Separador (produção de petróleo) - Separator (oil production)

O termo separador na terminologia de campos petrolíferos designa um vaso de pressão usado para separar fluidos de poços produzidos a partir de poços de petróleo e gás em componentes gasosos e líquidos . Um separador para a produção de petróleo é uma grande embarcação projetada para separar os fluidos de produção em seus componentes constituintes de petróleo , gás e água . Um vaso de separação pode ser referido nos seguintes maneiras: Óleo e separador de gás , separador , separador de fase , Armadilha , vaso knockout (KO tambor, armadilha nocaute, nocaute água, ou nocaute líquido), câmara de flash (recipiente de acção instantânea ou armadilha flash) , Separador de expansão ou vaso de expansão , Purificador (purificador de gás), Filtro (filtro de gás). Essas embarcações de separação são normalmente usadas em um arrendamento de produção ou plataforma perto da cabeça do poço, coletor ou bateria do tanque para separar fluidos produzidos de poços de petróleo e gás em petróleo e gás ou líquido e gás. Um separador de óleo e gás geralmente inclui os seguintes componentes e recursos essenciais:

1. Um recipiente que inclui (a) dispositivo de separação primária e / ou seção, (b) seção de decantação de "gravidade" secundária (separação), (c) extrator de névoa para remover pequenas partículas de líquido do gás, (d) saída de gás, (e) seção de decantação de líquido (separação) para remover gás ou vapor do óleo (em uma unidade trifásica, esta seção também separa água do óleo), (f) saída de óleo e (g) saída de água (unidade trifásica )

2. Capacidade volumétrica de líquido adequada para lidar com surtos de líquido (slugs) dos poços e / ou linhas de fluxo.

3. Diâmetro e altura ou comprimento adequados do vaso para permitir que a maior parte do líquido se separe do gás, de modo que o extrator de névoa não seja inundado.

4. Um meio de controlar o nível de óleo no separador, que geralmente inclui um controlador de nível de líquido e uma válvula de motor de diafragma na saída de óleo.

5. Uma válvula de contrapressão na saída de gás para manter uma pressão constante no vaso.

6. Dispositivos de alívio de pressão.

Os separadores funcionam com base no princípio de que os três componentes têm densidades diferentes , o que lhes permite estratificar quando se movem lentamente com gás no topo, água no fundo e óleo no meio. Quaisquer sólidos como areia também irão se depositar no fundo do separador. As funções dos separadores de óleo e gás podem ser divididas em funções primárias e secundárias, que serão discutidas mais adiante.

Classificação de separadores de óleo e gás

Classificação por configuração operacional

Os separadores de óleo e gás podem ter três configurações gerais: vertical , horizontal e esférica . Os separadores verticais podem variar em tamanho de 10 ou 12 polegadas de diâmetro e 4 a 5 pés de costura a emenda (S a S) até 10 ou 12 pés de diâmetro e 15 a 25 pés de S a S. Os separadores horizontais podem variar em tamanho de 10 ou 12 polegadas de diâmetro e 4 a 5 pés S a S até 15 a 16 pés de diâmetro e 60 a 70 pés S a S. Os separadores esféricos estão geralmente disponíveis em 24 ou 30 polegadas até 66 a 72 polegadas de diâmetro. Os separadores horizontais de óleo e gás são fabricados com cascas de tubo duplo e monotubo. As unidades monotubo possuem uma carcaça cilíndrica e as unidades de tubo duplo têm duas carcaças cilíndricas paralelas, uma acima da outra. Ambos os tipos de unidades podem ser usados ​​para serviço bifásico e trifásico. Um separador horizontal de óleo e gás monotubo é geralmente preferido em vez de uma unidade de tubo duplo. A unidade monotubo tem maior área para fluxo de gás, bem como uma maior área de interface óleo / gás do que normalmente está disponível em um separador de tubo duplo de preço comparável. O separador monotubo geralmente proporcionará um tempo de retenção mais longo porque o vaso maior de tubo único retém um volume maior de óleo do que o separador de tubo duplo. Também é mais fácil de limpar do que a unidade de tubo duplo. Em climas frios, o congelamento provavelmente causará menos problemas na unidade monotubo porque o líquido geralmente está em contato próximo com o fluxo quente de gás que flui através do separador. O projeto monotubo normalmente tem uma silhueta mais baixa do que a unidade de tubo duplo e é mais fácil empilhá-los para separação de vários estágios em plataformas offshore onde o espaço é limitado. Foi ilustrado por Powers et al (1990) que os separadores verticais devem ser construídos de forma que o fluxo entre perto do topo e passe por uma câmara de separação gás / líquido, embora não sejam alternativas competitivas ao contrário dos separadores horizontais.

Classificação por função

As três configurações de separadores estão disponíveis para operação bifásica e operação trifásica. Nas unidades de duas fases, o gás é separado do líquido, sendo o gás e o líquido descarregados separadamente. Os separadores de óleo e gás são mecanicamente projetados de modo que os componentes líquidos e gasosos sejam separados do vapor de hidrocarbonetos em temperatura e pressão específicas, de acordo com Arnold et al (2008). Em separadores trifásicos, o fluido de poço é separado em gás, óleo e água com os três fluidos sendo descarregados separadamente. A seção de separação gás-líquido do separador é determinada pelo tamanho máximo de gota de remoção usando a equação de Souders-Brown com um fator K apropriado. A seção de separação óleo-água é mantida por um tempo de retenção que é fornecido pelos dados de teste de laboratório, procedimento operacional da planta piloto ou experiência operacional. No caso em que o tempo de retenção não está disponível, o tempo de retenção recomendado para o separador trifásico no API 12J é usado. Os métodos de dimensionamento por fator K e tempo de retenção fornecem tamanhos de separadores adequados. De acordo com Song et al (2010), os engenheiros às vezes precisam de mais informações sobre as condições de projeto do equipamento a jusante, ou seja, carregamento de líquido para o extrator de névoa, teor de água para o desidratador / dessalinizador bruto ou teor de óleo para o tratamento de água.

Classificação por pressão operacional

Os separadores de óleo e gás podem operar em pressões que variam de alto vácuo a 4.000 a 5.000 psi. A maioria dos separadores de óleo e gás opera na faixa de pressão de 20 a 1.500 psi. Os separadores podem ser referidos como baixa pressão, média pressão ou alta pressão. Os separadores de baixa pressão geralmente operam em pressões que variam de 10 a 20 a 180 a 225 psi. Os separadores de média pressão geralmente operam em pressões que variam de 230 a 250 a 600 a 700 psi. Os separadores de alta pressão geralmente operam em uma ampla faixa de pressão de 750 a 1.500 psi.

Classificação por aplicativo

Os separadores de óleo e gás podem ser classificados de acordo com a aplicação como separador de teste, separador de produção, separador de baixa temperatura , separador de medição, separador elevado e separadores de estágio (primeiro estágio, segundo estágio, etc.).

  • Separador de teste:

Um separador de teste é usado para separar e medir os fluidos do poço . O separador de teste pode ser referido como um testador de poço ou verificador de poço. Os separadores de teste podem ser verticais, horizontais ou esféricos. Eles podem ser bifásicos ou trifásicos. Eles podem ser instalados permanentemente ou portáteis (montados em skid ou reboque). Os separadores de teste podem ser equipados com vários tipos de medidores para medir o óleo, gás e / ou água para testes de potencial, testes de produção periódicos, testes de poços marginais, etc.

  • Separador de produção:

Um separador de produção é usado para separar o fluido de poço produzido de um poço, grupo de poços ou um arrendamento em uma base diária ou contínua. Os separadores de produção podem ser verticais, horizontais ou esféricos. Eles podem ser bifásicos ou trifásicos. Os separadores de produção variam em tamanho de 12 pol. A 15 pés de diâmetro , com a maioria das unidades variando de 30 pol. A 10 pés de diâmetro. Eles variam em comprimento de 6 a 70 pés, com a maioria de 10 a 40 pés de comprimento.

  • Separador de baixa temperatura:

Um separador de baixa temperatura é um especial em que o fluido de poço de alta pressão é injetado no vaso através de um estrangulamento ou válvula redutora de pressão , de modo que a temperatura do separador seja reduzida consideravelmente abaixo da temperatura do fluido de poço. A redução da temperatura é obtida pelo efeito Joule-Thomson de expansão do fluido do poço à medida que ele flui através do estrangulamento ou válvula redutora de pressão para o separador. A temperatura operacional mais baixa no separador causa condensação de vapores que, de outra forma, sairiam do separador no estado de vapor. Os líquidos assim recuperados requerem estabilização para evitar a evaporação excessiva nos tanques de armazenamento.

  • Separador de medição:

A função de separar fluidos de poço em óleo, gás e água e medir os líquidos pode ser realizada em um vaso. Esses vasos são comumente chamados de separadores de medição e estão disponíveis para operação bifásica e trifásica. Essas unidades estão disponíveis em modelos especiais que as tornam adequadas para a dosagem precisa de espuma e óleo viscoso pesado.

Funções primárias de separadores de óleo e gás

A separação do óleo do gás pode começar quando o fluido flui através da formação de produção para o furo do poço e pode aumentar progressivamente através da tubulação, linhas de fluxo e equipamento de manuseio de superfície. Sob certas condições, o fluido pode ser completamente separado em líquido e gás antes de atingir o separador de óleo e gás. Em tais casos, o vaso separador oferece apenas um "alargamento" para permitir que o gás suba para uma saída e o líquido desça para outra.

Remoção de óleo do gás

A diferença na densidade dos hidrocarbonetos líquidos e gasosos pode realizar uma separação aceitável em um separador de óleo e gás . No entanto, em alguns casos, é necessário usar dispositivos mecânicos comumente referidos como "extratores de névoa" para remover a névoa líquida do gás antes de ser descarregado do separador. Além disso, pode ser desejável ou necessário usar alguns meios para remover o gás não-solução do óleo antes que o óleo seja descarregado do separador.

Remoção de gás do óleo

As características físicas e químicas do óleo e suas condições de pressão e temperatura determinam a quantidade de gás que ele conterá em solução. A taxa na qual o gás é liberado de um determinado óleo é uma função da mudança na pressão e na temperatura. O volume de gás que um separador de petróleo e gás removerá do petróleo bruto depende de (1) características físicas e químicas do petróleo bruto, (2) pressão operacional, (3) temperatura operacional, (4) taxa de transferência, (5) ) tamanho e configuração do separador e (6) outros fatores.

Agitação, calor, defletores especiais, pacotes coalescentes e materiais de filtragem podem ajudar na remoção do gás não- solução que, de outra forma, pode ser retido no óleo devido à viscosidade e à tensão superficial do óleo. O gás pode ser removido do topo do tambor em virtude de ser gás. O óleo e a água são separados por um defletor na extremidade do separador, que é colocado em uma altura próxima ao contato óleo-água, permitindo que o óleo se espalhe para o outro lado, enquanto retém a água do lado mais próximo. Os dois fluidos podem então ser canalizados para fora do separador de seus respectivos lados do defletor. A água produzida é então injetada de volta no reservatório de óleo, descartada ou tratada. O nível de massa (interface gás-líquido) e a interface óleo-água são determinados por meio de instrumentação fixada no vaso. As válvulas nas saídas de óleo e água são controladas para garantir que as interfaces sejam mantidas em seus níveis ideais para que a separação ocorra. O separador só alcançará a separação em massa. As gotas menores de água não se depositam pela gravidade e permanecem na corrente de óleo. Normalmente, o óleo do separador é encaminhado para um coalescedor para reduzir ainda mais o teor de água.

Separação da água do óleo

A produção de água com óleo continua sendo um problema para engenheiros e produtores de petróleo. Desde 1865, quando a água foi coproduzida com hidrocarbonetos, a separação de hidrocarbonetos valiosos da água descartável desafiou e frustrou a indústria do petróleo. De acordo com Rehm et al (1983), a inovação ao longo dos anos levou do fosso de desnatação à instalação do tanque de estoque, ao canhão, ao knockout de água livre, ao coalescedor cheio de feno e, mais recentemente, ao Coalescer de Placa Matriz Performax , um separador de sedimentação por gravidade aprimorado. A história do tratamento de água em sua maior parte tem sido incompleta e espartana. A água produzida tem pouco valor econômico e representa um custo extra para o produtor providenciar o seu descarte. Hoje, os campos de petróleo produzem maiores quantidades de água do que de petróleo. Junto com a maior produção de água estão as emulsões e dispersões que são mais difíceis de tratar. O processo de separação fica interligado com uma miríade de contaminantes conforme a última gota de óleo está sendo recuperada do reservatório. Em alguns casos, é preferível separar e remover a água do fluido de poço antes que ele flua por meio de reduções de pressão , como aquelas causadas por estrangulamentos e válvulas . Essa remoção de água pode evitar dificuldades que podem ser causadas a jusante pela água, como corrosão, que pode ser referida como sendo uma reação química que ocorre sempre que um gás ou líquido ataca quimicamente uma superfície metálica exposta. A corrosão é geralmente acelerada por temperaturas quentes e também pela presença de ácidos e sais. Outros fatores que afetam a remoção de água do óleo incluem a formação de hidratos e a formação de emulsão firme que pode ser difícil de se transformar em óleo e água. A água pode ser separada do óleo em um separador trifásico por meio de produtos químicos e separação por gravidade. Se o separador trifásico não for grande o suficiente para separar a água de forma adequada, ele pode ser separado em um tanque de drenagem de água livre instalado a montante ou a jusante dos separadores.

Funções secundárias de separadores de óleo e gás

Manutenção de pressão ótima no separador

Para que um separador de óleo e gás cumpra suas funções primárias, a pressão deve ser mantida no separador para que o líquido e o gás possam ser descarregados em seus respectivos sistemas de processamento ou coleta. A pressão é mantida no separador pelo uso de uma válvula de contrapressão de gás em cada separador ou com uma válvula de contrapressão mestre que controla a pressão em uma bateria de dois ou mais separadores. A pressão ideal para manter em um separador é a pressão que resultará no maior rendimento econômico da venda dos hidrocarbonetos líquidos e gasosos .

Manutenção do selo líquido no separador

Para manter a pressão em um separador, uma vedação de líquido deve ser efetuada na parte inferior do vaso. Este selo líquido evita a perda de gás com o óleo e requer o uso de um controlador de nível de líquido e uma válvula .

Métodos usados ​​para remover óleo de gás em separadores

A separação eficaz de óleo-gás é importante não apenas para garantir que a qualidade de exportação exigida seja alcançada, mas também para evitar problemas nos equipamentos e compressores do processo downstream. Uma vez que o líquido a granel foi eliminado, o que pode ser feito de várias maneiras, as gotículas de líquido restantes são separadas por um dispositivo de desembaciamento. Até recentemente, as principais tecnologias usadas para esta aplicação eram ciclones de fluxo reverso, almofadas de malha e pacotes de palhetas. Mais recentemente, novos dispositivos com maior manuseio de gás foram desenvolvidos, o que permitiu uma redução potencial no tamanho do tanque depurador. Existem vários novos conceitos atualmente em desenvolvimento nos quais os fluidos são desgaseificados a montante do separador primário. Esses sistemas são baseados em tecnologia de centrífuga e turbina e têm vantagens adicionais por serem compactos e insensíveis ao movimento, portanto, ideais para instalações de produção flutuantes . Abaixo estão algumas das maneiras pelas quais o óleo é separado do gás em separadores.

Diferença de densidade (separação por gravidade)

O gás natural é mais leve que o hidrocarboneto líquido . Partículas minúsculas de hidrocarboneto líquido que estão temporariamente suspensas em uma corrente de gás natural irão, por diferença de densidade ou força da gravidade, se assentar na corrente de gás se a velocidade do gás for suficientemente lenta. As gotas maiores de hidrocarboneto irão se depositar rapidamente no gás, mas as menores irão demorar mais. Em condições padrão de pressão e temperatura , as gotículas de hidrocarboneto líquido podem ter uma densidade de 400 a 1.600 vezes a do gás natural. No entanto, conforme a pressão operacional e a temperatura aumentam, a diferença na densidade diminui. A uma pressão operacional de 800 psig, o hidrocarboneto líquido pode ser apenas 6 a 10 vezes mais denso que o gás. Assim, a pressão operacional afeta materialmente o tamanho do separador e o tamanho e tipo de extrator de névoa necessário para separar adequadamente o líquido e o gás. O fato de que as gotículas de líquido podem ter uma densidade de 6 a 10 vezes a do gás pode indicar que as gotículas de líquido rapidamente se soltariam e se separariam do gás. No entanto, isso pode não ocorrer porque as partículas de líquido podem ser tão pequenas que tendem a "flutuar" no gás e podem não se estabelecer na corrente de gás no curto período de tempo em que o gás está no separador de óleo e gás. Conforme a pressão de operação em um separador aumenta, a diferença de densidade entre o líquido e o gás diminui. Por esta razão, é desejável operar separadores de óleo e gás em uma pressão tão baixa quanto consistente com outras variáveis ​​de processo, condições e requisitos.

Impacto

Se um fluxo de gás contendo líquido ou névoa colidir com uma superfície, a névoa líquida pode aderir e coalescer na superfície. Depois que a névoa se aglutina em gotas maiores, as gotas gravitam para a seção líquida do recipiente. Se o conteúdo líquido do gás for alto, ou se as partículas da névoa forem extremamente finas, várias superfícies de impacto sucessivas podem ser necessárias para efetuar a remoção satisfatória da névoa.

Mudança da direção do fluxo

Quando a direção do fluxo de uma corrente de gás contendo névoa líquida é alterada abruptamente, a inércia faz com que o líquido continue na direção original do fluxo. A separação da névoa líquida do gás, portanto, pode ser efetuada porque o gás assumirá mais prontamente a mudança da direção do fluxo e fluirá para longe das partículas da névoa líquida. O líquido assim removido pode coalescer em uma superfície ou cair na seção de líquido abaixo.

Mudança da velocidade do fluxo

A separação de líquido e gás pode ser efetuada com um aumento repentino ou diminuição na velocidade do gás. Ambas as condições usam a diferença de inércia de gás e líquido. Com a diminuição da velocidade, a maior inércia da névoa líquida o leva para frente e para longe do gás. O líquido pode então coalescer em alguma superfície e gravitar para a seção de líquido do separador. Com um aumento na velocidade do gás, a maior inércia do líquido faz com que o gás se mova para longe do líquido, e o líquido pode cair para a seção líquida do vaso.

Força centrífuga

Se uma corrente de gás transportando névoa líquida flui em um movimento circular com velocidade suficientemente alta, a força centrífuga lança a névoa líquida contra as paredes do recipiente. Aqui, o líquido se aglutina em gotículas progressivamente maiores e, finalmente, gravita para a seção líquida abaixo. A força centrífuga é um dos métodos mais eficazes para separar a névoa líquida do gás. No entanto, de acordo com Keplinger (1931), alguns projetistas de separadores apontaram uma desvantagem em que um líquido com uma superfície livre girando como um todo terá sua superfície curvada em torno de seu ponto mais baixo no eixo de rotação. Este nível falso criado pode causar dificuldade em regular o controle do nível de fluido no separador. Isso é amplamente superado pela colocação de defletores de silenciamento verticais que devem se estender do fundo do separador até acima da saída. A eficiência desse tipo de extrator de névoa aumenta à medida que a velocidade do fluxo de gás aumenta. Assim, para uma determinada taxa de rendimento, um separador centrífugo menor será suficiente.

Métodos usados ​​para remover gás do óleo em separadores

Por causa dos preços mais altos do gás natural , a ampla dependência da medição de hidrocarbonetos líquidos e outras razões, é importante remover todo o gás não-solução do petróleo bruto durante o processamento do campo. Os métodos usados ​​para remover o gás do petróleo bruto em separadores de petróleo e gás são discutidos abaixo:

Agitação

A agitação moderada e controlada, que pode ser definida como o movimento do petróleo bruto com força repentina, é geralmente útil na remoção do gás não- solução que pode estar mecanicamente preso no óleo por tensão superficial e viscosidade do óleo. A agitação geralmente fará com que as bolhas de gás se aglutinem e se separem do óleo em menos tempo do que seria necessário se a agitação não fosse usada.

Aquecer

O calor como forma de energia que é transferida de um corpo para outro resulta em uma diferença de temperatura. Isso reduz a tensão superficial e a viscosidade do óleo e, portanto, auxilia na liberação de gás que é retido hidraulicamente no óleo. O método mais eficaz de aquecer o petróleo bruto é passá-lo por um banho de água aquecida. Uma placa espalhadora que dispersa o óleo em pequenos riachos ou regatos aumenta a eficácia do banho de água aquecida. Ascendente de fluxo de óleo através da água origina banho ligeira agitação, o que é útil na coalescência e a separação de gás arrastado a partir do óleo. Um banho de água aquecida é provavelmente o método mais eficaz para remover bolhas de espuma do óleo cru espumante. Um banho de água aquecida não é prático na maioria dos separadores de óleo e gás, mas o calor pode ser adicionado ao óleo por aquecedores de queima direta ou indireta e / ou trocadores de calor, ou knockouts de água livre aquecida ou tratadores de emulsão podem ser usados ​​para obter um banho de água aquecida.

Força centrífuga

Força centrífuga que pode ser definida como uma força fictícia, peculiar a uma partícula se movendo em um caminho circular, que tem a mesma magnitude e dimensões que a força que mantém a partícula em seu caminho circular (a força centrípeta ), mas aponta na direção oposta é eficaz na separação do gás do óleo. O óleo mais pesado é jogado para fora, contra a parede do retentor do vórtice, enquanto o gás ocupa a parte interna do vórtice. Um vórtice de formato e tamanho adequados permitirá que o gás suba enquanto o líquido flui para a parte inferior da unidade.

Medições de fluxo em separadores de óleo e gás

A direção do fluxo dentro e ao redor de um separador junto com outros instrumentos de fluxo são geralmente ilustrados no diagrama de tubulação e instrumentação , (P&ID). Alguns desses instrumentos de fluxo incluem o indicador de fluxo (FI), o transmissor de fluxo (FT) e o controlador de fluxo (FC). O fluxo é de suma importância na indústria de óleo e gás porque o fluxo, como uma variável principal do processo, é essencialmente importante porque sua compreensão ajuda os engenheiros a criar projetos melhores e permite que realizem pesquisas adicionais com segurança. Mohan et al (1999) realizaram uma pesquisa no projeto e desenvolvimento de separadores para um sistema de fluxo trifásico. O objetivo do estudo foi investigar o comportamento do fluxo hidrodinâmico multifásico complexo em um separador trifásico de óleo e gás. Um modelo mecanístico foi desenvolvido juntamente com um simulador de dinâmica de fluidos computacional (CFD). Estes foram então usados ​​para realizar uma experimentação detalhada no separador trifásico. Os resultados experimentais e de simulação CFD foram devidamente integrados com o modelo mecanístico. O tempo de simulação para o experimento foi de 20 segundos com a densidade específica do óleo de 0,885, e o comprimento e o diâmetro da parte inferior do separador eram 4 pés e 3 polegadas, respectivamente. O primeiro conjunto de experimentos tornou-se uma base através da qual investigações detalhadas foram usadas para realizar e conduzir estudos de simulação semelhantes para diferentes velocidades de fluxo e também outras condições de operação.

Calibração de fluxo em separadores de óleo e gás

Como afirmado anteriormente, os instrumentos de fluxo que funcionam com o separador em um ambiente de óleo e gás incluem o indicador de fluxo, o transmissor de fluxo e o controlador de fluxo. Devido à manutenção (que será discutida posteriormente) ou devido ao alto uso, esses medidores de vazão precisam ser calibrados de vez em quando. A calibração pode ser definida como o processo de referenciar sinais de quantidade conhecida que foi predeterminada para se adequar à faixa de medições necessária. A calibração também pode ser vista de um ponto de vista matemático no qual os medidores de vazão são padronizados pela determinação do desvio do padrão predeterminado de modo a verificar os fatores de correção adequados. Na determinação do desvio do padrão predeterminado, a taxa de fluxo real é geralmente determinada primeiro com o uso de um medidor principal, que é um tipo de medidor de fluxo que foi calibrado com um alto grau de precisão ou pesando o fluxo de modo a ser capaz de obter uma leitura gravimétrica do fluxo de massa . Outro tipo de medidor utilizado é o medidor de transferência . No entanto, de acordo com Ting et al (1989), os medidores de transferência têm se mostrado menos precisos se as condições de operação forem diferentes de seus pontos calibrados originais. De acordo com Yoder (2000), os tipos de medidores de vazão usados ​​como medidores mestres incluem medidores de turbina, medidores de deslocamento positivo, medidores venturi e medidores Coriolis. Nos Estados Unidos, os medidores principais são frequentemente calibrados em um laboratório de fluxo certificado pelo Instituto Nacional de Padrões e Tecnologia (NIST). A certificação NIST de um laboratório de medidor de vazão significa que seus métodos foram aprovados pelo NIST. Normalmente, isso inclui a rastreabilidade do NIST, o que significa que os padrões usados ​​no processo de calibração do medidor de vazão foram certificados pelo NIST ou estão causalmente vinculados aos padrões que foram aprovados pelo NIST. No entanto, existe uma crença geral na indústria de que o segundo método que envolve a pesagem gravimétrica da quantidade de fluido (líquido ou gás) que realmente flui através do medidor para dentro ou para fora de um recipiente durante o procedimento de calibração é o método mais ideal para medir a quantidade real de fluxo. Aparentemente, a balança de pesagem usada para este método também deve ser rastreável até o Instituto Nacional de Padrões e Tecnologia (NIST). Ao determinar um fator de correção adequado, geralmente não há um ajuste de hardware simples para fazer o medidor de vazão começar a ler corretamente. Em vez disso, o desvio da leitura correta é registrado em uma variedade de taxas de fluxo. Os pontos de dados são plotados, comparando a saída do medidor de vazão à vazão real conforme determinado pelo medidor mestre ou balança padrão do Instituto Nacional de Padrões e Tecnologia.

Controles, válvulas, acessórios e recursos de segurança para separadores de óleo e gás

Controles

Os controles necessários para separadores de óleo e gás são controladores de nível de líquido para interface óleo e óleo / água (operação trifásica) e válvula de controle de contrapressão de gás com controlador de pressão. Embora o uso de controles seja caro, tornando o custo dos campos operacionais com separadores tão alto, as instalações resultaram em economias substanciais nas despesas operacionais gerais, como no caso dos 70 poços de gás em Big Piney, Wyo avistados por Fair (1968) . Os poços com separadores estavam localizados acima de 7.200 pés de altitude, variando até 9.000 pés. As instalações de controle eram suficientemente automatizadas para que as operações de campo em torno dos controladores pudessem ser operadas a partir de uma estação de controle remoto no escritório de campo usando o Sistema de Controle Distribuído . Em suma, isso melhorou a eficiência do pessoal e da operação do campo, com o correspondente aumento da produção da área.

Válvulas

As válvulas necessárias para separadores de óleo e gás são válvula de controle de descarga de óleo, válvula de controle de descarga de água (operação trifásica), válvulas de drenagem, válvulas de bloqueio, válvulas de alívio de pressão e válvulas de desligamento de emergência (ESD). As válvulas ESD normalmente permanecem na posição aberta por meses ou anos aguardando um sinal de comando para operar. Pouca atenção é dada a essas válvulas fora das paradas programadas. As pressões da produção contínua frequentemente aumentam esses intervalos ainda mais. Isso leva ao acúmulo ou corrosão nessas válvulas que as impede de se moverem. Para aplicações críticas de segurança, deve-se garantir que as válvulas operem sob demanda.

Acessórios

Os acessórios necessários para separadores de óleo e gás são medidores de pressão, termômetros , reguladores redutores de pressão (para gás de controle), visores de nível, cabeçote de segurança com disco de ruptura, tubulação e tubos.

Recursos de segurança para separadores de óleo e gás

Os separadores de óleo e gás devem ser instalados a uma distância segura de outros equipamentos de locação. Quando forem instalados em plataformas offshore ou nas proximidades de outros equipamentos, devem ser tomadas precauções para evitar ferimentos ao pessoal e danos ao equipamento circundante, caso o separador ou seus controles ou acessórios falhem. Os seguintes recursos de segurança são recomendados para a maioria dos separadores de óleo e gás.

  • Controles de alto e baixo nível de líquido:

Os controles de nível de líquido alto e baixo normalmente são pilotos operados por bóia que acionam uma válvula na entrada do separador, abrem um desvio em torno do separador, soam um alarme de advertência ou executam alguma outra função pertinente para evitar danos que possam resultar de níveis altos ou baixos de líquido no separador.

  • Controles de alta e baixa pressão:

Os controles de alta e baixa pressão são instalados nos separadores para evitar que pressões excessivamente altas ou baixas interfiram nas operações normais. Estes controlos de alta e de baixa pressão pode ser mecânico, pneumático ou eléctrico e pode soar um aviso, actuar um fecho-de válvula , abre um bypass, ou executar outras funções pertinentes para o pessoal proteger, o separador, e o material adjacente.

  • Controles de alta e baixa temperatura:

Os controles de temperatura podem ser instalados em separadores para fechar a unidade, para abrir ou fechar um desvio para um aquecedor ou para soar um aviso se a temperatura no separador ficar muito alta ou muito baixa. Esses controles de temperatura não são normalmente usados ​​em separadores, mas podem ser apropriados em casos especiais. Segundo Francis (1951), o controle de baixa temperatura em separadores é outra ferramenta utilizada pelos produtores de gás que encontra sua aplicação em campos de gás de alta pressão, usualmente denominados reservatórios de "fase vapor". Baixas temperaturas obtidas a partir da expansão dessas correntes de gás de alta pressão são utilizadas com uma vantagem lucrativa. Uma recuperação mais eficiente do condensado de hidrocarboneto e um maior grau de desidratação do gás em comparação com o aquecedor convencional e a instalação do separador é uma grande vantagem dos controles de baixa temperatura em separadores de óleo e gás.

  • Válvulas de alívio de segurança:

Uma válvula de segurança com mola é normalmente instalada em todos os separadores de óleo e gás . Essas válvulas normalmente são ajustadas na pressão de projeto do vaso. As válvulas de alívio de segurança servem principalmente como um aviso e, na maioria dos casos, são muito pequenas para lidar com a capacidade total de fluido do separador. Válvulas de alívio de segurança de capacidade total podem ser usadas e são particularmente recomendadas quando nenhuma cabeça de segurança (disco de ruptura) é usada no separador.

  • Cabeças de segurança ou discos de ruptura:

Uma cabeça de segurança ou disco de ruptura é um dispositivo que contém uma membrana de metal fina projetada para romper quando a pressão no separador excede um valor predeterminado. Isso geralmente é de 1 1/4 a 1% vezes a pressão de projeto do vaso separador. O disco da cabeça de segurança é normalmente selecionado de modo que não se rompa até que a válvula de alívio de segurança seja aberta e seja incapaz de evitar o acúmulo excessivo de pressão no separador.

Considerações de operação e manutenção para separadores de óleo e gás

Ao longo da vida de um sistema de produção, espera-se que o separador processe uma ampla variedade de fluidos produzidos. Com a ruptura da inundação de água e a expansão da circulação de gás, o corte de água do fluido produzido e a proporção gás-óleo estão sempre mudando. Em muitos casos, o carregamento do fluido separador pode exceder a capacidade do projeto original do navio. Como resultado, muitos operadores descobrem que seu separador não é mais capaz de atender aos padrões de efluentes de óleo e água exigidos, ou experimentam alto transporte de líquido no gás, de acordo com Power et al (1990). Algumas considerações e manutenção operacional são discutidas abaixo:

Inspeção periódica

Em refinarias e plantas de processamento, é prática normal inspecionar todos os vasos de pressão e tubulações periodicamente quanto à corrosão e erosão. Nos campos de petróleo, essa prática geralmente não é seguida (eles são inspecionados em uma frequência predeterminada, normalmente decidida por uma avaliação de RBI) e o equipamento é substituído somente após uma falha real. Esta política pode criar condições perigosas para o pessoal operacional e equipamentos adjacentes. Recomenda-se que cronogramas de inspeção periódica para todos os equipamentos de pressão sejam estabelecidos e seguidos para proteção contra falhas indevidas.

Instalação de dispositivos de segurança

Todos os dispositivos de alívio de segurança devem ser instalados o mais próximo possível da embarcação e de tal maneira que a força de reação dos fluidos de exaustão não se quebre, desparafuse ou de outra forma desloque o dispositivo de segurança. A descarga de dispositivos de segurança não deve pôr em perigo o pessoal ou outro equipamento.

Temperatura baixa

Os separadores devem ser operados acima da temperatura de formação de hidrato . Caso contrário, hidratos podem se formar no vaso e obstruí-lo parcial ou completamente, reduzindo assim a capacidade do separador. Em alguns casos, quando a saída de líquido ou gás está obstruída ou restrita, isso faz com que a válvula de segurança se abra ou a cabeça de segurança se rompa. As serpentinas de vapor podem ser instaladas na seção de líquido dos separadores de óleo e gás para derreter os hidratos que possam se formar ali. Isso é especialmente apropriado em separadores de baixa temperatura.

Fluidos corrosivos

Um separador de manuseio de fluido corrosivo deve ser verificado periodicamente para determinar se o trabalho corretivo é necessário. Casos extremos de corrosão podem exigir uma redução na pressão nominal de trabalho do vaso. Testes hidrostáticos periódicos são recomendados, especialmente se os fluidos manipulados forem corrosivos. Ânodos expansíveis podem ser usados ​​em separadores para protegê-los contra a corrosão eletrolítica . Alguns operadores determinam o casco do separador e a espessura da cabeça com indicadores ultrassônicos de espessura e calculam a pressão de trabalho máxima permitida a partir da espessura de metal restante. Isso deve ser feito anualmente no mar e a cada dois a quatro anos em terra.

Veja também

links externos

Referências